- •ДВА ОДНОРОДНЫХ И ИЗОТРОПНЫХ ПОЛУПРОСТРАНСТВА
- •§ 8. КРИВЫЕ КАЖУЩЕГОСЯ СОПРОТИВЛЕНИЯ В ПАЧКАХ ПЛАСТОВ
- •§ 9. КРИВЫЕ МИКРОЗОНДОВ И ИХ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
- •§ 12. КРИВЫЕ ЭФФЕКТИВНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ И ИХ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
- •СЕМИЭЛЕКТРОДНЫЙ ЭКРАНИРОВАННЫЙ ЗОНД
- •ДЕВЯТИЭЛЕКТРОДНЫЙ (ГРАДИЕНТ) ЭКРАНИРОВАННЫЙ ЗОНД
- •§ 16. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БОКОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ЗОНДИРОВАНИЯХ
- •§ 20. ИСКАЖЕНИЯ КРИВЫХ БОКОВОГО ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ЗОНДИРОВАНИЯ
- •§ 22. СПОСОБ ВВЕДЕНИЯ ПОПРАВОК ЗА ЭКРАНИРОВАНИЕ ТОКА
- •§ 24. МЕТОД МИКРОЗОНДОВ
- •§ 25. СПОСОБ СОПРОТИВЛЕНИЯ ЭКРАНИРОВАННОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ
- •§ 26. МИКРОМЕТОД СОПРОТИВЛЕНИЯ ЭКРАНИРОВАННОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ
- •§ 27. ИНДУКЦИОННЫЙ МЕТОД
- •§ 29. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ АКТИВНОСТЬ ГОРНЫХ ПOPOД
- •§ 30. КРИВЫЕ ПОТЕНЦИАЛОВ СОБСТВЕННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ ПОРОД
- •§ 31. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ АКТИВНОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 33. ИСКАЖЕНИЯ ДИАГРАММ ПОТЕНЦИАЛОВ СОБСТВЕННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
- •§ 34. ДИАГРАММЫ ЭЛЕКТРОДНЫХ ПОТЕНЦИАЛОВ
- •§ 35. ДИАГРАММЫ ПОТЕНЦИАЛОВ ГАЛЬВАНИЧЕСКИХ ПАР
- •§ 36. ВЫЗВАННАЯ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ АКТИВНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 37. КРИВЫЕ ПОТЕНЦИАЛОВ ВЫЗВАННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
- •§ 41. ИСКАЖЕНИЯ ДИАГРАММ ПОТЕНЦИАЛОВ ВЫЗВАННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
- •§ 42. ДИЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 43. КРИВЫЕ ВОЛНОВОГО ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОГО МЕТОДА
- •Глава VI.ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ МАГНИТОМЕТРИИ СКВАЖИН
- •§ 45. МАГНИТНЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 46. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ МАГНИТОМЕТРИИ СКВАЖИН
- •§ 47. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ ЯДЕРНО-МАГНИТНОГО МЕТОДА
- •Глава VII.ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ РАДИОМЕТРИИ СКВАЖИН
- •§ 49. ЕСТЕСТВЕННАЯ ГАММА-АКТИВНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 53. ДИАГРАММЫ ГАММА-ИЗЛУЧЕНИЯ ИЗОТОПОВ
- •§ 54. ДИАГРАММЫ ГАММА-ГАММА-МЕТОДОВ И ИХ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
- •§ 56. НЕЙТРОННЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 57. ДИАГРАММЫ НЕЙТРОН-НЕЙТРОННЫХ МЕТОДОВ
- •§ 60. УЧЕТ ЗАМЕДЛЯЮЩИХ И ПОГЛОЩАЮЩИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 61. БОКОВЫЕ НЕЙТРОННЫЕ ЗОНДИРОВАНИЯ. СПОСОБ ОТНОШЕНИЙ
- •§ 62. ИМПУЛЬСНЫЕ НЕЙТРОННЫЕ МЕТОДЫ
- •§ 63. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ НЕЙТРОННЫХ МЕТОДОВ
- •§ 64. МЕТОД НАВЕДЕННОЙ ГАММА-АКТИВНОСТИ
- •§ 65. ИСКАЖЕНИЯ ДИАГРАММ РАДИОМЕТРИИ СКВАЖИН
- •Глава VIII.ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ТЕРМОГРАММ
- •§ 66. ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 68. ТЕРМОГРАММЫ ЛОКАЛЬНЫХ ТЕПЛОВЫХ ПОЛЕЙ
- •§ 69. ТЕРМОГРАММЫ ИСКУССТВЕННЫХ ТЕПЛОВЫХ ПОЛЕЙ
- •§ 70. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ АНОМАЛИЙ-ТЕРМОГРАММ
- •§ 72. ИСКАЖЕНИЯ ТЕРМОГРАММ
- •§ 73. УПРУГИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 74. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ ИНТЕРВАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ
- •§ 75. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ КОЭФФИЦИЕНТА ОСЛАБЛЕНИЯ
- •§ 77. КРИТИЧЕСКОЕ НАПРЯЖЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 78. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ПРОХОДКИ
- •§ 79. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ КАВЕРНОГРАММ
- •§ 80. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ КОРКОМЕРА
- •§ 81. ОСНОВЫ ОБРАБОТКИ ДИАГРАММ ГАЗОМЕТРИИ СКВАЖИН
- •§ 84. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ МЕТОДА ИЗБИРАТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОДОВ
- •§ 85. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД, СЛАГАЮЩИХ РАЗРЕЗЫ СКВАЖИН
- •§ 87. ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ
- •§ 88. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ
- •§ 89. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНЕРАЛЬНОГО СОСТАВА КОЛЛЕКТОРОВ
- •§ 91. МЕТОДЫ ЭЛЕКТРОМЕТРИИ
- •Метод сопротивлений
- •Определение коэффициента пористости
- •Учет неоднородности коллектора
- •Преимущества и недостатки способа сопротивлений
- •МЕТОД ЕСТЕСТВЕННОЙ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ АКТИВНОСТИ
- •§ 92. МЕТОДЫ РАДИОМЕТРИИ
- •НЕЙТРОННЫЕ МЕТОДЫ
- •Определение kП,Н по отношению интенсивностей
- •Определение kП,Н боковым нейтронным зондированием
- •Определение kП,Н по нейтронной поглощающей активности
- •Метод рассеянного гамма-излучения
- •МЕТОД ИЗОТОПОВ И НЕЙТРОННЫХ АКТИВАТОРОВ
- •МЕТОД ЕСТЕСТВЕННОГО ГАММА-ИЗЛУЧЕНИЯ
- •§ 93. МЕТОДЫ МАГНИТОМЕТРИИ
- •§ 94. УЛЬТРАЗВУКОВОЙ МЕТОД
- •Неглинистые коллекторы
- •Глинистые коллекторы
- •§ 95. РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ КОМПЛЕКСОМ МЕТОДОВ
- •§ 96. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА ПОРИСТОСТИ КОЛЛЕКТОРА
- •§ 97. ОЦЕНКА ДИНАМИЧЕСКОЙ ПОРИСТОСТИ
- •§ 98. ИЗВИЛИСТОСТЬ ПОРОВЫХ КАНАЛОВ
- •§ 99. КОЭФФИЦИЕНТ ПРОНИЦАЕМОСТИ
- •ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ
- •Метод электрического сопротивления
- •Метод потенциалов собственной поляризации
- •Метод гамма-активности
- •§ 100. КОЭФФИЦИЕНТ ГЛИНИСТОСТИ
- •МЕТОД ПОТЕНЦИАЛОВ СОБСТВЕННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
- •МЕТОД ГАММА-АКТИВНОСТИ
- •МЕТОД СОПРОТИВЛЕНИЙ
- •КОМПЛЕКС ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
- •§ 101. ВЫДЕЛЕНИЕ НЕФТЕНОСНЫХ И ГАЗОНОСНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
- •МЕТОД СОПРОТИВЛЕНИЙ
- •МЕТОД ПОТЕНЦИАЛОВ СОБСТВЕННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
- •МЕТОД ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ
- •НЕЙТРОН-НЕЙТРОННЫЙ МЕТОД И НЕЙТРОННЫЙ ГАММА-МЕТОД
- •МЕТОД ИЗОТОПОВ
- •МЕТОД НАВЕДЕННОЙ ГАММА-АКТИВНОСТИ
- •ТЕРМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ.
- •УЛЬТРАЗВУКОВОЙ МЕТОД
- •МЕТОД ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ПРОХОДКИ
- •МЕТОДЫ КАВЕРНОМЕТРИИ И КОРКОМЕТРИИ
- •ГАЗОВЫЙ И ЛЮМИНЕСЦЕНТНЫЙ МЕТОДЫ
- •КОМПЛЕКСНОЕ РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ
- •ВОДОНЕФТЯНОЙ КОНТАКТ
- •ГАЗОВОДОНЕФТЯНОЙ КОНТАКТ
- •§ 103. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
- •§ 105. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕНИЯ
- •МЕТОД СОПРОТИВЛЕНИЯ
- •МЕТОД ПОТЕНЦИАЛОВ СОБСТВЕННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
- •РАДИОАКТИВНЫЕ МЕТОДЫ
- •ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ОСТАТОЧНОГО НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕНИЯ
- •§ 107. ИЗУЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН
- •ИЗУЧЕНИЕ ПРОФИЛЕЙ ДЕБИТА И СОСТАВА ЗАПОЛНИТЕЛЯ СКВАЖИНЫ
- •ИЗУЧЕНИЕ ПРОФИЛЕЙ ПОГЛОЩЕНИЯ
- •§ 108. ВЫДЕЛЕНИЕ ИСКОПАЕМЫХ УГЛЕЙ
- •§ 109. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАЧЕСТВА УГЛЕЙ
- •ЗОЛЬНОСТЬ
- •СЕРНИСТОСТЬ
- •ВЛАЖНОСТЬ
- •ВЫХОД ЛЕТУЧИХ
- •§ 110. ИЗУЧЕНИЕ ПРОЧНОСТНЫХ СВОЙСТВ ПОРОД
- •§ 111. ЧЕРНЫЕ МЕТАЛЛЫ И МЕТАЛЛЫ ИХ СПЛАВОВ
- •§ 112. ЦВЕТНЫЕ МЕТАЛЛЫ
- •§ 113. РЕДКИЕ МЕТАЛЛЫ
- •§ 114. УРАНО-ТОРИЕВОЕ ОРУДЕНЕНИЕ
- •§ 115. МИНЕРАЛЬНОЕ СЫРЬЕ ХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
- •§ 116. СТРОИТЕЛЬНЫЕ И НЕКОТОРЫЕ ДРУГИЕ ПОЛЕЗНЫЕ ИСКОПАЕМЫЕ
- •§ 117. ВОДА
- •§ 118. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
- •§ 119. ПРЕДВАРИТЕЛЬНАЯ ОБРАБОТКА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
- •§ 124. ВЫБОР ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РЕПЕРОВ
- •§ 126. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ ПЛАСТОВОГО НАКЛОНОМЕРА
- •§ 127. СТРУКТУРНЫЕ КАРТЫ
- •§ 128. КАРТЫ СХОЖДЕНИЯ
- •§ 129. ПЛАСТОВЫЕ КАРТЫ
- •§ 131. ПЛАН-ДИАГРАММА
- •ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ
- •ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА"
- •§ 134. ПРОБЛЕМА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВОЗРАСТА ПОРОД
- •СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
- •ОСНОВНАЯ ЛИТЕРАТУРА
- •ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ЛИТЕРАТУРА
- •К главам I и II
- •К главам III, IV и V
- •К главе VI
- •К главе VII
- •К главе VIII
- •К главе IX
- •К главам X и XI
- •К главам XII, XIII, XIV, XV и XVI
- •К главам XVII и XVIII
- •К главе XIX
- •К главам XX, XXI, XXII и XXIII
в поровых водах, которая должна превышать 5/kП кг/м3 при условии выбора оптимальной методики исследования (размер нейтронного зонда, импульсный режим) и технологии проведения работы. Об определении положения водонефтяного контакта методом изотопов говорилось выше.
ГАЗОВОДОНЕФТЯНОЙ КОНТАКТ
Положение газонефтяного контакта устанавливают следующими способами: 1) путем сопоставления диаграмм Inγ (In), за регистрированных после крепления скважины в процессе расформирования зоны проникновения фильтрата глинистого раствора; 2) по данным измерения Inγ с зондами двух размеров; 3) импульсными нейтронными границы раздела между водонасыщенной частью коллектора и его частью, содержащей непроводящий флюид (устанавливают методами сопротивлений), и границы раздела между газонасыщенной частью коллектора и его частью заполненной жидкостью. Эта граница определяется нейтронными методами так же, как и газонефтяной контакт.
§ 103. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Под эффективной мощностью коллектора подразумевается суммарная мощность нефте- и газонасыщенных прослоев, обладающих динамической пористостью и залегающих в пределах ∑h нефтегазонасыщенной части коллектора.
Определению эффективной мощности предшествует оценка суммарной мощности коллектора (находят по разности глубин залегания подошвы и кровли коллектора), при которой подсчитывают эффективную мощность. Эффективную мощность устанавливают следующими способами.
1.По кривым ρK микрозондов — по участкам положительных приращений ∆ρ и относительно низких величии ρK и ρЭФ (на кривой микроэкранированного зонда),
2.По кривым экранированного зонда и градиент-зондов в тех случаях, когда эффективнопористые прослои имеют мощности, точно определяемые по данным этих зондов.
3.По кривым микрокаверномера и коркомера — по увеличению толщины глинистой корки на участках скважины, пересек шей прослои с динамической пористостью.
4.По диаграммам метода анизотропии, если нефтенасыщенные прослои по удельным электрическим сопротивлениям значительно отличаются от непродуктивных слоев. По
палетке, приведенной на рис. 31, находят отношение (∑hЭФ +∑hПЛ )/ ∑h, где ∑hЭФ и ∑hПЛ — суммарные мощности нефтегазонасыщенных и плотных прослоев; ∑h - суммарная мощность коллектора. Из полученной суммы ∑hПЛ + ∑hПЛ вычитают величину ∑hПЛ, определенную по диаграммам микроэкранированного зонда.
5.По площади ΩСП аномалии на кривой UСП. Суммарная мощность нефтенасыщенных
иплотных (неглинистых) прослоев
где поправочный коэффициент ξСП< 1 определяется по данным сопоставления эффективных мощностей, определенных методом UСП и другими способами (или приближенно принимается равным отношению ∆UСП,ПЛ/∆UСП ,где ∆UСП,ПЛ — амплитуда аномалии UСП и в плотных прослоях большой мощности). Суммарную мощность ∑hПЛ находят по данным микроэкранированного зонда и далее рассчитывают по формуле
Метод рекомендуется применять для терригенного разреза при небольшой разности между сопротивлениями коллектора и вмещающихпород и насыщении газом или нефтью всех эффективных прослоев в пределах изучаемого объекта, отмечаемого единой аномалией
UСП.
6. По площади Ωγ аномалии кривой Iγ. Суммарная мощность неглинистых прослоев
252
где Iγ,ГЛ ,Iγ,ГЛ=0 — интенсивности естественного гамма-излучения в глине и чистом коллекторе. Величину ∑hПЛ находят указанными выше способами и далее рассчитывают
Вычисленные значения ∑hЭФ должны быть приведены к верти- , калькой скважине. Если коллектор имеет угол падения α в азимуте θ и вскрывается скважиной, искривленной под углом δ в азимуте ϕ, подсчитанную мощность ∑hЭФ,В, вычисляют по формуле
здесь ∑hЭФ,Д — эффективная мощность коллектора, установленная по геофизическим диаграммам указанными выше способами.
§ 104. ВЫДЕЛЕНИЕ ЗОН АНОМАЛЬНО ВЫСОКИХ ПЛАСТОВЫХ (ПОРОВЫХ) ДАВЛЕНИЙ И ИХ ОЦЕНКА
Получение промышленных притоков нефти и газа с больших глубин, особенно в терригенном разрезе, часто определяется существованием аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Так называются пластовые давления, удовлетворяющие условию
РПЛ=РГДЕ+∆Ра>HgδВ,СР,H (418)
где δВ,СР,H — средняя плотность пластовых вод до глубины H залегания изучаемого объекта; g — ускорение силы тяжести; РГДЕ — гидростатическое давление на глубине H; ∆Ра — превышение аномального пластового давления (АВПД) над гидростатическим.
Возможность обнаружения зон аномально высоких давлений по геофизическим данным основана на зависимости физических свойств пород от эффективного напряжения РЭФ и связи его с ∆Ра:
Здесь рГС геостатическое давление; δВ,СР,H — средняя плотность пород до глубины Н; п — коэффициент разгрузки — вели чина, близкая единице (п > 0,85) и часто принимаемая за единицу; δВ - эквивалентное значение средней плотности пластовых вод, в условиях которой пластовое давление равно наблюдаемому аномальному.
В результате указанных связей в горных породах и особенно в глинах — породах, физические свойства которых в наименьшей степени зависят от изменения литологии, в зонах аномально высоких пластовых давлений за счет возрастания ∆Ра наблюдаются следующие изменения физических свойств: а) снижение удельного электрического сопротивления; б) увеличение ∆τ и повышение аОСЛ упругих волн; в) увеличение коэффициента «нейтронной» пористости; г) повышение интенсивности рассеянного гаммаизлучения; д) повышение теплового сопротивления и снижение температуропроводности; е) снижение продолжительности проходки; ж) увеличение dc и его изменение со временем; з) уменьшение плотности шлама.
Из перечисленных изменений физических свойств и геофизических параметров в зонах аномально высоких давлений в практике обычно используют два первых и последнее.
Величину ∆ра определяют следующими тремя способами.
1. По зависимости отношения ρГЛ (ра)/ рГЛ (рН) или разности ∆τП(ра) — ∆τП{РН) (а также других физических свойств) от отношений рЭФ(Ра)/ рЭФ(Рн), grad рПЛ,а/grad рПЛ,н .Эти
зависимости дают возможность оценить δВ,ЭКВ/δВ,СР,Н и рассчитать ∆ра =рГДС [(δВ,ЭКВ/δВ,СР,Н)
— 1].
2.По равенству эффективных напряжении на глубине Н залегания изучаемого объекта
ина меньшей глубине НЭФ, на которой нормальные свойства глин численно равны аномальным. Для этих глубин
В формулах (419) и (420) δВ,СР,Нэф ,δП,СР,Нэф — средние плотности пород и поровых вод до глубины НЭФ+∆Н; ∆Н — поправка за неравенство температур в точках Н и НЭФ [44].
253
Для определения ∆ра могут быть использованы специальные палетки, одна из которых приведена на рис. 185. В ее основу поло жена зависимость сопротивления глин, приведенного к температуре 20 °С, от глубины Н их залегания и формула (420). Для построения номограммы используют данные измерений ρГЛ в скважинах, вскрывших разрез с нормальными пластовыми давлениями. Эти данные сведены в основную часть номограммы А, на которой нанесено семейство кривых ρГЛ,20 = f (Н) при δВ,СР = const (сплошные линии) и вспомогательная сетка значений (δП,СР,Н -nδВ,СР,Н = const (пунктирные линии). Блок Б номограммы служит для пересчета измеренного сопротивления глин при их температуре к сопротивлению при t = 20 °С. Блок В предназначен для расчета ∆ра и определения минимально допустимого превышения ∆δР плотности глинистого раствора над плотностью пластовых вод δВ,СР, обеспечивающего бурение скважины без выброса.
Рис. 185. Палетка для расчета ∆ра по данным удельного электрического сопротивления глин
3. Способом кривых нормально уплотненных глин. В этом способе, разработанном В. М. Добрыниным и В. А. Серебряковым [46], определение ∆ра основывается на зависимости изменения физических свойств ФС горных пород с глубиной при условии их нормального уплотнения. При этих условиях
где ФС2 и ФС1 — значения физических свойств (ρГЛ, ∆τГЛ, δГЛ и др. при нормальном поровом давлении на границах интервала ∆Н = Н2-Н1 прилегающего к зоне АВПД; (δП-δВ)СР — средняя разность плотностей пород и поровых вод на участке ∆Н; ФСН и ФСА - значения физических свойств пород при нормальном и аномальном давлениях на глубине, где предполагается превышение ∆ра; а, — среднее значение температурного коэффициента для изучаемого физического свойства в интервале глубин ∆Н.
Рассчитав ∆ра, по средней части формулы (418) вычисляют аномальное давление. Преимуществом использования формулы (421) является возможность приближенного
расчета ∆ра по данным измерения физических свойств глин на относительно небольшом интервале глубин ∆Н.
При выделении зон и расчете аномально высоких поровых давлений по геофизическим данным наибольшие погрешности могут возникнуть при изменении литологии глинистых пород, по которым решается задача. Удельное сопротивление глин (по род)
рГЛ,П = РГЛρГЛ
где ρГЛ — сопротивление пелитовой фракции, составляющей глинистую породу; РГЛ — параметр глинистости.
Так как при построении зависимости ρГЛ = f (Н) могут быть использованы данные по породам различного минерального состава, возможность изменения ρГЛ,П за счет непостоянства ρГЛ и РГЛ достаточно вероятна. Погрешности в определении ∆ра возникают также при изменении по разрезу скважины угла β встречи со скважиной плоскостей напластования глинистых пород.
254