Основано на том, что νn различна, зависит от минерального состава. В плотных породах скорость выше. ∆Тдоломита=143 мкс/м; ∆Тизвестняк=155 мкс/м; ∆Тсоль=220 мкс/м; ∆Тангидрид=164 мкс/м.
Коллекторы хар-ся увеличенными величинами ∆Тп и α., чем больше пористость, тем больше эти величины. Такой же эффект наблюдается против пластов глин, поэтому такие инт-лы необходимо исключать из рассмотрения, привлекая др.м-ды ГИС(ГМ, СП, каверном.).
2. Определение Кп и структуры порового пространства.
Уравнение среднего времени:
1)для чистых неглин.пород с меежзерн.пористостью: ∆Тп=∆Тж*Кп+∆Тск(1-Кп); Кп∆Т=(∆Тп-∆Тск)/(∆Тж-∆Тск);
2)С рассеянной глинистостью: ∆Тпгл.р.=∆Тж*Кп+∆Тгл*Кгл+∆Тск(1-Кп-Кгл);
Кп=(∆Тп-∆Тск)/(∆Тж-∆Тск)-Кгл(∆Тглагр-∆Тск)/(∆Тж-∆Тск); ∆Тглагр – ∆Т агрегата глинистых частиц;
3)Глинистые породы со слоистой глинистостью: ∆Тпгл.сл.=∆Тглχгл+∆Тпесч(1-χгл); χгл=(Σhгл)/Hпесч-характеризует глин.прослоев в пачке.
· Учет глинистости (шлюмберже): Кп=Кп∆Т*1/(2-αСП);
|
|
· Учет уплотнения пород:
а)рыхлые несцементированные породы: Кп=Кп∆Т*330/(Сσ*∆Тгл);
∆Тгл – интервальное время в глинах, залегающих на глубине продуктивного пласта; 330 – интервальное время в уплотненных глинах; Сσ – коэффициент уплотнения (0,8-1,2);
б)учет эффективного давления: ν1/ν2=∆Т1/∆Т2=(Р1/Р2)n; n=0,02=для сцемент.пород; n=0,2-для рыхлых пород.
· Учет характера насыщения: Кп=Кп∆Т*b; b=0,8-0,9 (в нефтенасыщенных породах); b=0,65-0,8 (в газонасыщенных породах).
Определение структуры порового пространства:
Стр-ра порового пространства очень сильно влияет на величины ∆Тп и α, поэтому величина пористости может характеризовать общую пористость породы и пористость ненарушенного блока. Эта особенность используется для установления типа породы по структуре порового пространства.
Баланс пористости:
Коллекторы с межзерновой пористостью. МЗ: КпНМ=КпГГМ=КпАК
Трещинный тип: особенно при горизонтальной трещинноватости можно наблюдать, что КпАК> КпНМ≈ КпГГМ-П
Кавернозный тип: КпАМ< КпНМ= КпГГМ-П
Трещино-кавернозный: КпАК< КпНМ= КпГГМ-П