The 3 references with contexts in paper G. Stroyanetskaya E., Галина Строянецкая Евгеньевна (2016) “ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ ЮЖНО-ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ПЛОЩАДИ // DETERMINATION OF PRODUCTION WELL'S COLLECTORS POROSITY IN SOUTH-GEOLOGICAL AREA” / spz:neicon:tumnig:y:2016:i:6:p:25-29

1
Латышова М. Г., Мартынов В. Г., Соколова Т. Ф.Практическое руководство по интерпретации данных ГИС: Учеб.пособие для вузов.–М.: Недра-Бизнесцентр, 2007.–327 с.
Total in-text references: 3
  1. In-text reference with the coordinate start=8954
    Prefix
    По данным скв. 267 Южно-Геологической площади для коллекторов пластов БТ10и БТ11зависимость между коэффициентом пористости по керну(Кпкерн)и∝псотсутствует, что исключает возможность нахожденияКппо величине∝пс. Графическое сопоставление на рисунке 2 величинКпкернс относительным параметром ГК (∝гк), равным: ∝гк= 1−ΔJгк, гдеΔJгк—двойной разностный параметр ГК
    Exact
    [1]
    Suffix
    , показало наличие зависимости между∝гкиКппо керну. Это позволяет определять по∝гккоэффициент пористости (КпГК).Уравнение зависимостиКп=f(∝гк) имеет следующий вид Кп= 3,62∝гк+14,8.(1) Уравнение (1) в соответствии с рисунком 2 позволяет определятьКпколлекторов с погрешностью, в основном, до 2% по абсолютной величине и может использоваться для определения пористости проницаемых отложений в

  2. In-text reference with the coordinate start=9528
    Prefix
    ,8.(1) Уравнение (1) в соответствии с рисунком 2 позволяет определятьКпколлекторов с погрешностью, в основном, до 2% по абсолютной величине и может использоваться для определения пористости проницаемых отложений в рассматриваемых скважинах. Для нахождения коэффициента пористости по данным АК изначально предполагалось использование уравнения среднего времени для неглинистых коллекторов
    Exact
    [1]
    Suffix
    : Кп=(ΔТ−∆Тск)/(∆Тфл−∆Тск),(2) гдеΔТ,∆Тск,∆Тфл—интервальное время пробега упругой продольной волны по породе, скелету породы, флюиду. Величина поправки(∆Кп)вКпна глинистость и газонасыщенность отложений равна разнице междуКпи коэффициентом пористости по керну (Кпкерн).

  3. In-text reference with the coordinate start=11635
    Prefix
    ГрафическоесопоставлениеКпАКсКпкерн, представленное на рис. 4, показывает, что отличиеКпАКотКпкернв пределах2 % по абсолютной величине. Это позволяет использоватьвыражение (6) для определения пористости коллекторов. НахождениеКпглинистых газонасыщенных коллекторов по нейтронному каротажу (КпНК) осуществляется по формуле
    Exact
    [1]
    Suffix
    : КпНК=W–wТВ+wГАЗ=W–W,(7) где W—суммарный водородный индекс коллектора,wТВ—водородный индекс твердой фракции,wГАЗ—поправка в Wна влияние газа на показания НК, W=wТВ–wГАЗ. Располагая значениями величинWиКпкерн,можно найти их разность (W) и сопоставить ее сГК.

2
Определение пористости полимиктовых песчаников с использованием акустического каротажа по скорости. Фоменко В. Г. и др. В сб. Использование материалов ГИС при комплексной интерпретации и подсчете запасов нефти и газа.–М.: Наука, 1986,–С. 95-97.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=10146
    Prefix
    разнице междуКпи коэффициентом пористости по керну (Кпкерн).При наличии связи между∆Кпи каким-то геофизическим параметром, например∝гк, появляется возможность оценки∆Кпи следовательноКпколлекторов. Сопоставление∆Кпс∝гкпоказало отсутствие зависимости между ними. Поэтому данный алгоритм нахожденияКпне рекомендуется к применению. Для определенияКпширокое применение получила формула
    Exact
    [2]
    Suffix
    : Кп= ((ΔТ−∆Тск)(∝пс-1)0.5/С)0.5,(3) где∝пспозволяет учитывать глинистость коллекторов. Поскольку в двух скважинах ПС слабо дифференцирует разрез, то целесообразно глинистость учитывать по величине∝гк.

3
Определение емкостных свойств и литологии пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным радиоактивного и акустического каротажа (наставление по интерпретации с комплектом палеток) / И. В. Головацкая, Ю. А. Гулин, Ф. Х. Еникеева и др. Калинин, ВНИГИК, 1984, 110 с. Сведения об автореInformation about the author СтроянецкаяГалинаЕвгеньевна,ассистент
Total in-text references: 2
  1. In-text reference with the coordinate start=13181
    Prefix
    влияние на коэффициенты пористости, определенные по акустическому каротажу (6) и нейтронному каротажу (7), то средняя между ними величина пористости (Кп.срАКНК) должна быть ближе кКпкерн, чем по отдельностиКпАКиКпНК. Практически аналогичный результат получается при использовании формулы Кп=КпАК–(КпАК–КпНК)/(1+С), (9) полученной из выражения
    Exact
    [3]
    Suffix
    Кп=КпГГК–(КпГГК–КпНК)/(1+С), (10) в котором коэффициент пористости по данным ГГК-П (КпГГК)замененКпАК, коэффициент С принят равным 1,8 [3]. Коэффициент пористости, определенный по формуле (9), в дальнейшем будет обозначатьсяКпАКНК.

  2. In-text reference with the coordinate start=13365
    Prefix
    Практически аналогичный результат получается при использовании формулы Кп=КпАК–(КпАК–КпНК)/(1+С), (9) полученной из выражения [3] Кп=КпГГК–(КпГГК–КпНК)/(1+С), (10) в котором коэффициент пористости по данным ГГК-П (КпГГК)замененКпАК, коэффициент С принят равным 1,8
    Exact
    [3]
    Suffix
    . Коэффициент пористости, определенный по формуле (9), в дальнейшем будет обозначатьсяКпАКНК. На рис. 7 представлено графическое сопоставлениеКпАКНКсКпкерн. Указанное сопоставление показывает, что максимальное различие отКпкернсоставляет 2,3% по абсолютной величине при преобладающем отличии до 2%.