22,83 | 21,4  | 3477,0-3478,0 | 16,9 | 12,7  

20,52 | 17,67  | 3478,0-3480,0 | 22,81 | 20,3  

21,38 | 20,14  | 3482,0-3485,0 | 21,85 | 17,61 

3514,0-3520,0 | 20,81 | 16,98  | 3485,0-3488,0 | 19,12 | 16,52  

19,55 | 16,46  | 3488,0-3490,0 | 20,07 | 17,52  

20,71 | 17,09  | 3513,0-3519,0 | 20,83 | 19,3  

18,36 | 14,36   | 16,14 | 14,45 

3520,0-525,0 | 22,96 | 19,4  | 3521,0-3525,0 | 16,96 | 13,64  

19,73 | 16,32  | 3525,0-3532,0 | 14,32 | 12,04  

21,68 | 17,67   | 16,21 | 14,35 

3557,0-3566,0 | 17,19 | 13,35   | 16,54 | 14,95  

11,86 | 7,61  | 3557,0-3561,0 | 16,82 | 13,42 

3566,0-3571,0 | 19,18 | 14,47  | 3562,0-3566,0 | 20,62 | 18,33  

19,35 | 16,22   | 20,68 | 17,9  

18,91 | 15,54  | 3562,0-3566,0 | 19,04 | 16,3

14-С | 3372,0-3372,5 | 18,7 | 16,6   | 16,38 | 12,07 

3454,0-3456,0 | 13,7 | 10,75 | 17-Т | 3756,0-3764,0 | 18,0 | 15,93  

14,65 | 10,5  | 3763,0-3767,5 | 13,81 | 12,2 

3456,0-3459,0 | 12,99 | 8,25  | 3773,0-3780,0 | 16,6 | 12,5 

3459,0-3460,0 | 13,96 | 12,94 | 13-М | 3434,0-3440,0 | 13,64 | 12,3 

3544,0-3546,0 | 13,5 | 10,9   | 23,4 | 20,6

54-С | 3584,0-3590,0 | 18,4 | 16,96   | 23,3 | 21,56

68-С | 3535,0-3544,0 | 13,6 | 11,15   | 20,82 | 19,91  

14,9 | 11,89   | 19,72 | 17,5

71-С | 3617,0-3621,0 | 12,6 | 10,29   | 19,2 | 17,47 

3624,0-3625,0 | 14,2 | 11,51   | 20,86 | 19,09

92-С | 3435,0-3443,0 | 17,4 | 14,39  | 3454,0-3458,0 | 20,88 | 14,62  

20,6 | 17,41  | 3458,0-3462,0 | 11,36 | 9,72  

20,3 | 17,75  | 3462,0-3469,0 | 18,3 | 16,2  

21,3 | 19,04   | 12,69 | 11,42 

3450,0-3457,0 | 10,3 | 7,5   | 12,51 | 10,7

Кінець таблиці 3.6

1 | 2 | 3 | 4 | 1 | 2 | 3 | 4

92-С   | 9,81 | 8,27 | 13-М  | 3469,0-3474,0 | 12,72 | 10,81  

11,6 | 8,98   | 8,62 | 6,59 

3531,0-3538,0 | 16,7 | 12,39  | 3474,0-3481,0 | 14,96 | 12,42

93-С | 3474 | 16,6 | 14,53 | 19-М | 3365,0-3368,0 | 14,77 | 10,78  

17,3 | 15,1  | 3368,0-3373,0 | 12,4 | 9,3 

3570,5 | 10,9 | 7,87   | 22,4 | 20,4 

3574 | 11,5 | 9,06  | 3373,0-3377,0 | 23,4 | 21,5  

13 | 11,57  | 3377,0-3379,0 | 23,3 | 21,2

94-С | 3450,0-3456,0 | 9,31 | 7,26  | 3379,03383,0 | 21,06 | 18,1  

10,8 | 8,17     

3565,0-3573,0 | 9,94 | 7,96 

3573,0-3580,0 | 14,9 | 11,95

Кпеф=-3,2317+1,037Кпвід

r=0,94 n=115

1- Скороходівська родовище

2- Талалаївська родовище

3- Матлахівська родовище

Рисунок 3.3 - Залежність ефективної пористості від відкритої

Таблиця 3.7 - Вихідні дані співставлення ?Т та сп БК для продуктивних горизонтів

Номер свердловини | Інтервал пласта, м | сп БК, Омм | ?Т, мкс/м

8-Т | 3771,2-3773,6 | 23 | 210

3800,0-3810,8 | 1,5 | 228

18-Т | 3742,0-3744,8 | 40 | 206

32-Т | 3541,2-3555,6 | 1,5 | 252

42-Т | 3512,0-3514,4 | 25 | 224

43-Т | 3590,0-3600,4 | 3,5 | 228

3608,8-3610,0 | 30 | 218

3630,8-3634,0 | 12 | 208

3647,6-3650,4 | 16 | 208

1-Н | 3404,8-3417,6 | 3 | 236

3451,2-3459,2 | 5 | 232

2-Н | 3428,4-3431,6 | 18 | 248

3434,4-3437,6 | 12 | 240

15-Н | 3343,2-3361,2 | 15 | 246

3411,2-3430,8 | 2,8 | 256

3430,8-3447,6 | 22 | 246

4-Н | 3313,0-3314,8 | 1,9 | 232

3389,2-3406,4 | 0,5 | 240

3524,8-3526,8 | 0,9 | 240

3534,8-3539,2 | 1,1 | 236

3-Б | 3036,8-3040,4 | 90 | 192

3089,6-3090,6 | 15 | 240

3090,8-3095,2 | 0,5 | 256

3108,0-3112,0 | 0,5 | 244

3116,8-3119,6 | 35 | 232

3204,0-3206,4 | 300 | 200

1-Р | 3204,4-3205,6 | 25,0 | 240

3206,4-3209,2 | 22,0 | 248

3215,6-3221,2 | 100,0 | 252

3245,6-3249,2 | 10,0 | 232

2-Р | 3268,4-3303,2 | 2,5 | 260

3311,6-3327,6 | 2,5 | 256

3337,2-3346,8 | 0,9 | 250

3-Р | 3262,8-3266,8 | 8,0 | 232

3266,8-3270,0 | 0,6 | 244

3303,2-3306,0 | 2,5 | 236

?Тск = -7,5685Ln(спБК) + 246,75

r=0,78 n=37

Рисунок 3.4 – Співставлення параметрів ?Т та спБК для продуктивних горизонтів

Визначення коефіцієнтів пористості

Для оцінки пористості у свердловинах Ромашівського родовища застосовувався акустичний каротаж. Для розрахунку коефіцієнта пористості використовувалась залежність:

, (3.5)

де – виміряний інтервальний час в пласті, мкс/м;

– інтервальний час пробігу повздовжньої хвилі в скелеті породи, мкс/м;

– інтервальний час пробігу повздовжньої хвилі в рідині, що насичує колектор, мкс/м; –

прийнятий рівним 166 мкс/м;–

630 мкс/м, згідно рекомендацій .

При визначенні пористості акустичний метод дуже чутливий до впливу глинистості. Її збільшення, незалежно від форми знаходження у породі, приводить до зменшення швидкості розповсюдження пружних хвиль. Врахувати вплив глинистості при оцінці пористості по АК дозволяє комплексування його з методом ПС :

, (3.6)

де бсп – коефіцієнт зниження амплітуди потенціалів сп.

Знаменник у рівнянні 5.6 враховує вплив глинистості на інтервальний час при Кп=const; коефіцієнт 1,13 встановлений за експериментальними даними шляхом вивчення зв’язку для водонасичених порід і апроксимації її прямою лінією. Тут , а Кплаб оцінювалося за керном.

Для перевірки отриманих результатів були співставленні і проаналізовані визначення пористості за акустичним каротажем і лабораторними даними, який показав, що акустичний каротаж дає дійсні значення пористості, які співставляються з лабораторними визначеннями, і в рівній степені можуть бути використані при підрахунку запасів (таблиця 3.8).

Таблиця 3.8 - Співставлення коефіцієнта пористості визначеного по керну і по даних АК

Продуктивний горизонт | Номер свердловини | Інтервал залягання продуктив-ного пласта, м | Абсолютні відмітки, м