но з початковим більш, ніж на 10%. За допомогою апаратури ГДК на Ведмеже газо-конденсатних родовищі (вкв. '438 тощо) у прослоях алевролітів, виключених з ефективних товщин, виміряні ті ж значення пластових тисків, що і в колекторах з високими ФЕС. p align="justify"> Необхідно вказати, що, хоча "самій прямій" інформацією про наявність колекторів у розрізі є результати випробувань пластів, надійно обгрунтувати чисельні значення кількісних критеріїв колектора по цій інформації часто буває важко.
Більшою мірою реального розподілу в розрізі колекторів і неколлекторов відповідають результати статистичного аналізу результатів випробувань пластів приладами на каротажному кабелі.
Обгрунтування кількісних критеріїв колектора статистичними способами завжди переважніше інших, тому що вони базуються на статистичній обробці прямої інформації про наявність колекторів, причому цю інформацію отримують в результаті реальних свердловинних, а не модельних вимірювань.
При використанні статистичного способу обгрунтування граничних значень фільтраційно-ємнісних або геофізичних параметрів зазвичай реалізується поділ вибірки на два класи по одному з цих параметрів. Для виділення колекторів ачимовской товщі Західного Сибіру запропонована методика комплексної інтерпретації з використанням двох параметрів - ЦК і НКТ. За результатами статистичної обробки даних ГДК (рис. 1.9, а) і прямих якісних ознак БК-МБК (рис. 1.9, б) проникні інтервали) виділяються в одній і тій же зоні показань ЦК та НКТ, що свідчить про високу ефективність методики.
В
? прод (м 3 < span align = "justify">/добу)/Мпа * м
Рис. 1.8. Визначення граничного значення а. ПС шляхом зіставлення а ПС і ? прод для випробуваних нафтоносних пластів
В
Рис. 1.9. Обгрунтування граничних характеристик колекторів ачимовских відкладень Західного Сибіру. p align="justify"> а, б - див по тексту
1.3.2 Кореляційні способи
При обгрунтуванні кількісного критерію "келлектор-неколлекторов" кореляційним способом використовується, в основному, петрофизического інформація. Для цих цілей виконуються наступні побудови. p align="justify">. Зіставлення обший пористості До п та ефективної К п, еф (для газових покладів) або динамічної К п, дин (для нафтових покладів) пористості, де К п, еф
