y"> Конкретний вид залежності між ? гл , і ? пс кілька розрізняється для різних районів (рис. 1.16).
В середньому для колекторів з розсіяною глинистістю характерні значення ? пс, гр = 0,4 - 0,5; для шаруватих глинистих колекторів - 0,2 - 0,3. При рівних умовах ? пс, гр трохи нижче для газоносних відкладів ніж нафтоносних . Конкретні значення ? пс, гр для досліджуваних відкладень знаходять, користуючись способами визначення граничних значень геофізичних характеристик за кореляційних залежностях між ? пс, гр , До пр , К п , К гл і результатами випробувань пластів.
В В
Рис. 1.16. Зіставлення відносної глинистості ? гл з відносною амплітудою ПС а пс для продуктивних відкладень широтного Пріобья (1), Південного Мангишлака (2), ачимовской свити Великого Уренгоя (3), Лянтор (4).
7. Зіставлення загальної пористості, визначеної за комплексом НГК-АК, з пористістю по БК (об'ємна водонасишенность, що дорівнює добутку До п До в ). Методика запропонована В.І. Дузіним для виділення порово-тріщини-кавернових карбонатних колекторів нижнього девону Західно-Лекейягінского родовища (Ненецький автономний округ Архангельської області). Ця методика була розглянута на експертно-технічній раді ДКЗ МПР Росії і рекомендована для використання при підрахунку запасів. До колекторів відносяться інтервали, де К п НГК + ак - К п До в > 3%. Граничне значення наведеної різниці (3%) прийнято як добуток середніх для розглянутих колекторів величин пористості (К п, ср = 8%) і залишковою нефтенасищенності (К але, ср = 36%). Таким чином, в якості ефе...
