Исходные данные:

Rt_(i) = значения кривой дальнего бокового каротажа (истинного сопротивления пород), Ом*м на разных глубинах(см. таблицу (10)

PHI(i) = значение нейтронной или плотностной пористости , %, на разных глубинах.

Rw= 0,025 Ом*м –сопротивление пластовой воды

Sxo(i) = значения кривой водонасыщения в промытой зоне на глубинах I

Sw(i) = значения кривой водонасыщенности пластов на глубине I

Rxo(i) = кривая микрокаротажа сопротивления на глубине I

Rmf = сопротивление фильтрата бурового раствора

Значение констант:

a = 0,81 – фактор цементации,

m = 0,15- показатель цементации,

n = 2 показатель насыщенности.

Решение:

Рассчитать кривую подвижной MOVhs(i) и остаточной нефтенасыщенности REShc(i) по формулам (20) –(22) и результаты ввести в таблицу 10

Табл. 10

Глубина замера, i	Rt(i), Ом*м	Sxo(i)	PHI(i), %	Rxo(i), Ом*м	Sw(i)	Ответ: MOVhc(i)	Ответ: REShc(i)
750	1	0,80	20	0,5	0,13	0,13	0,04
760	4	0,55	15	1	0,06	0,07	0,07
770	8	0,27	10	4	0,04	0,02	0,07
780	12	0,23	7	5	0,03	0,01	0,05
790	20	0,16	3	9	0,02	0,00	0,03

Задача 10. Рассчитать значения нефтегазонасыщенности Shc(i), нефтенасыщенности So(i), газонасыщенности Sg(i)

Исходные данные:

Данные из примера 9 и таблицы 10.

Фактор поправки на нефть Со = 0,95

Фактор поправки на газ Сg = 0,85

Решение:

Рассчитать значения нефтегазонасыщенностиЮ нефтенасыщенности и газонасыщенности по формулам (23) –(27) и результаты ввести в таблицу 11

Табл. 11

Глубина замера, i	Rt(i), Ом*м	PHI(i), %	Swo(i)	Swg(i)	Sw(i)	ОТВЕТ: Shc(i)	ОТВЕТ: So(i)	ОТВЕТ: Sg(i)
750	1	20	0,13	0,12	0,13	0,87	0,87	0,88
760	4	15	0,06	0,06	0,06	0,94	0,94	0,94
770	8	10	0,04	0,04	0,04	0,96	0,96	0,96
780	12	7	0,03	0,03	0,03	0,97	0,97	0,97
790	20	3	0,02	0,02	0,02	0,98	0,98	0,98

13