petrophysics2004

0,2	0,4
	kjп)n

Рис. 106. Сопоставление объемнойплотностибпинейтроннойпористости k(п)n

карбонатных пород для определения: их литолоrии и коэффициента общей

пористости kп

К а р б о н а т н ы й р а з р е з представлен чередованием извест­

няка, доломита и доломитизированного известняка различной сте­

пени доломитизации. Компоненты минерального скелета - кальцит

СаСО3 и доломит (Са, Mg)C03. Задача решается путем комплексной

интерпретации диаграмм двух геофизических методов- гамма-гам­ ма (плотностного) (ГГМ-п) и нейтрон-нейтронного (ННМ) или нейт­

ронного гамма-метода (НГМ). Искомые величины: коэффициент об­

щей пористости kп и объемная доля доломита kдол (степень доломи­

тизации) скелета породы. Петрафизической основой являются:

а) базисные графики сSп=/(k(п)n) для чистого известняка и чистого до­

льмита в системе координат объемная плотность сSпнейтронная по­

ристость k(п)n (рис. 106); б) графики сSп=/(k(п)n) с промежуточными зна­

чениями параметра kдол; вместе с базисными они образуют семейство

зависимостейсSп=/(k(n)n) дляразличных k.р.ол=const от О до 1; в) семей­ ство графиков сSп=/(k(п)n) для различных "п секущих графики семей­

ства с шифром kдoл=const; значение kn изменяется от нуля до макси­

мального, характерного для изучаемого разреза. Совокупность се­ мейств графиков образует кросс-плот.

Интерпретация заключается в том, что по диаграммам ГГМ-п и НМ выделяют в разрезе пласты, используя известные приемы обра­ ботки диаграмм ГГМ-п и НМ, находят для каждого пласта значения

330

S(п)i И k(п,n)i ДЛЯ каждого ПJiаста, затем: На КрОСС-ПJIОТ наНОСЯТ ТОЧКИ,

соответствующие пластам:. Положение каждой точки относительно

графиков кросс-ПJiота позволяет определить значения ko и kдм• со­

ответствующие данному пласту. На основании полученных резуль­

татов составляют таблицу и строят ступенчатые диаграммы или не­

прерывные кривые изменения с глубиной значений k0 и kдм в задан­

ном: для изучения интервале разреза. Эти диаграммы служат основой

литологического расчленения разреза.

Т ер р и г е н н ы й раз р е з представлен чередованием: чистых

кварцевых песчаников и алевролитов, чистых глин и промежуточ­

ных разностей - глинистых песчаников и алевролитов, песчаных и

алевритовых глин- с различным: содержанием: глинистого матери­

ала Crn· Компоненты минерального скелета -кварц и глина опреде­

ленного состава. Как и в ра,ссм:отренном: выше прим:ере, задача реша­

етсяпутем: ком:ПJiексной интерпретациидиаграмм: ГГМ-пи НМ (НИМ­ Т или НГМ). Искомыми являются коэффициент общей пористости k0 и коэффициент глинистости crn•

Петрафизической основой является совокупность следующих по­

строенийвсистеме координат~-~п)п: а) базисныйграфик~=f(k(n)n>

для пород с кварцевым: минеральным: скелетом:, не содержащим: гли­

ну -чистые песчаники и алевролиты; б) точка, характеризующая

пласт чистой глины с усредненными минеральным: составом: и порис­

тостью, характерными для изучаемого разреза; в) семейство графи­

ков S0=/(k<п}n) для различных Crп=const, расположенных между ба­

зисным: грасриком: 80 =f(k<п>п> с Сrп=О и точкой для пласта чистой гли­ ны с Crn= 1; г) семейство графиков80 =/(k(п)n) дляразличных ko= coпst,

секущих графики Бп=f(k<rim>• для различных Crп=coпst (рис. 107).

По диаграммам: ГГМ и НМ в разрезе выделяют ПJiасты; определя­

ют в них значения 80 и kп; наносятточки с координатами каждого ПJiа­ ста на кросс-ПJiот; по положениюточкив системе графиков~=f(ksп>п> для различных crn=const и kп=const определяют значения crJI и~ в

каждом: ПJiасте. Далее составляют таблицу значений Crn и kп по раз­

резу и строят ступенчатые или непрерывные диаграммы изменения

с глубиной параметров Crn и ko· Последние являются основанием: для

составления литологического разреза с выделением: в нем: чистых

кварцевых песчаников и алевролитов, глинистых песчаников и алев­

ролитов, песчано-алевритистых глин и чистых глин.

Петрафизической предпосылкой способа кросс..плотов в рассмот­

ренных вариантах является система уравнений:

80=8тв (1- ko)+k118фJJ; kп(n)=(l)фnko+rornkrn•

(13.3)

где Sтв-ПJiотность минерального скелета; бфп иroфJJсоответствен­

но ПJiотность и водородный индекс жидкости, насыщающей поры; kгп

и rorn- соответственно объемное содержание глины и ее водородосо­ держание, обусловленное химически связанной водой (предполага­ ется, что минеральный скелет водорода не содержит). В примере для

карбонатного разреза глина в разрезе отсутствует, поэтому krn=O,

величина Бп определяется выражением:: 80 = 2,71(1- kдм)+2,85kдOJL

331

/)", r/см3

1

1,5

2

2,5

о

0,5

1

ktп)n

Рис. 107. Соnоставление объемнойnлотности1>0 и нейтроннойnористости k(п)n

терригеиных nород для оnределения их глинистости и коэффициента общей nористости ku

Если в породах изучаемого разреза присутствует третий мине­ ральный компонент, например, ангидрит, CaS04, в карбонатном раз­

резе для решения поставленной задачи привлекают данные третье­

го метода ГИСакустического, чтобы путем графического решения

системы трех уравнений для каждого пласта найти три неизвест­

ных- kn, kдол и kанг (объемное содержание ангидрита), а затем со­

ставить литологический разрез с выделением в нем кроме рассмот­

ренных ранее литотипов зон сульфатизации карбонатных пород. Способ распознавания образов. В зависимости от предполагаемо­

го числа литотипов в разрезе подбирают соответственно этому числу количество различных методов ГИС, затем решают задачу класси­ фикации объектов с помощью программы распознавания с предва­ рительным обучением или без обучения. Последний вариант программ

распознавания называют иногда кластерным анализом.

13.2.2. Выделение коллекторов

Эта задача является составной частью задачи литологического

расчленения, однако ввиду практической важности ее рассматрива­

ют как самостоятельную. Петрафизическая основа решения задачи -

граничное значение kn, Сгп и других параметров породы, характери­

зующее границу коллекторнеколлектор. Зная граничное значе-

332

ние kn.rp или crJLrpl проводят на диаграмме этого nарам:етра, nолучен­

ной для данного разреза сnособом: кросс-nлотов или каким-либо дру­

гим:, линию, nараллельнуюоси глубин, соответствующую kп=ku.rpили

Crл=CrJLrp• nосле чего относят к nородам-коллекторам все nласты с

kп>"kп.rp или Crл<CrJLrp.

Исnользуют также граничное значение геофизического парам:ет­

ра, связанного с k 0 или Сrл• наnример, интервальное время !J.Trp nро­

дольной волны при интерпретации диаграмм: акустического метода

или относительную амnлитуду CXcnrp nри интерnретации диаграммы

сп.

Петрофизическим обоснованием: граничного значения, наnример kп.rp может служить корреляционная зависимость kв.о- "kп {рис.108); в этом: случае в качестве граничного исnользуют значение "kп.rp• соот­

ветствующее величине k8 .0 = О,7 - 0,8, характерной для границы кол­

лектор - неколлектор межзерновых гидрофильных коллекторов. Другим сnособом:установленияграничногозначенияявляется исnоль­ зование связей тиnа г- гд, наnример, величины CXcn с удельным: ко­ эффициентом продуктивностиТlпр в терригеином разрезе; в этом: слу­

чае в качестве CXcnrp берут на nересечении линии регрессии СХсп-Тlпр с осью ординат, т. е. nри Тlпр=О (рис. 109).

Еслидля оценки кондиционного значения nористости {К0)коид при­

нять критерий

К80[{Ко)конд]= 0.8,	{13.3)
то, на основании {4.12), {4.13), {4.14), nолучим::
Kпrp={J.Lo+YM)/(y+0,8)	{13.4)

Величина К0•Р для терригеиного коллектора, обладающего одно­ родными no минеральным составам: матрицей и цементом, определе-

	1'\np,
		сут · 0,1 МПа
Рис.108. Сопоставлениепараметров	Рис. 109. Сопоставление значений
kв.о и kп для определения значения	<Хсп для определения rраничиоrо зна­
ko.rp	чения <Хсп rp

333

на и имеет фиксированное значение (рис. 23). Однако дл.я терригеи­

ного неоднородного коллектора со сложным минеральным составом

матрицы и цемента пон.ятие Кпrp тер.яет физический смысл, посколь­

ку эта величина может измен.ятьс.я в слишком широком диапазоне

(рис. 24).

Дл.я карбонатных коллекторов гранулирного типа с карбонатным

же цементом (AJ.L=y= О) величина Rnrp существует и полностью опре­ дел.яетс.я водаудерживающей способностью матрицы:

К0rp = 1,25J.Lo

(13.5)

Универсальным критерием коллектора, даже в наиболее сложном

случае неоднородного пласта с полиминеральными составами мат­

рицы скелета и цемента, .явл.яетс.я наличие эффективной пористос­ ти. Методика выделении коллекторов по величине параметра '1' е 1-

Т\* (см. раздел 4) была предложена Д.А. Кожевниковым1•

Оценка характера насыщении коллектора и выделение продук­ тивного коллектора могут быть вьmолнены путем сравнении удель­

ного сопротивлении Рп пласта-коллектора с его удельным сопротив­

лением Рв.п=РпРв при полном насыщении пластовой водой. Если Рп =Рв.п- коллектор водоносный; если Рп>Рв.п пласт содержит нефть

или rаз, но еще неизвестно, .явл.яетс.я ли он промышленно продуктив­

ным. Пласт считают продуктивным при условии Рп>Рп.кр• где Рп.кр­

критическое удельное сопротивление рассматриваемого класса кол­

лектора. Величину Рп.кр и соответствующее значение Рн.кр=Рп.кр/Рв.п

устанавливают с помощью зависимости Рн=/(k8 ) в соответствии с ве­

личиной kв.кр• определеннойпутем анализа кривыхотносительной фа­

зовой проницаемости дл.я системы нефть -вода или газ -вода в за­

висимости от того, чем насьпцен коллектор (см. разд. 4).

Наиболее удобным дл.я практического использовании при выделе­

ниИ продуктивных коллекторов .явл.яетс.ясопоставление, приведеиное

на рис. 57. Здесь границей области коллекторов, дающих при испыта­ нии чистый продукт, и области непромышленных коллекторов .явл.я­

етс.я графикРп.кр=/(ku). Дл.япроrноза характера насыщении коллекто­

ра точку с координатами Р(п)i• соответствующую этому кол_!ектору,

наноситна поле семействаграфиковРп=/(ku) дл.яразличных k.. =const

(см.рис. 57). Если точка попадает в область 1, коллектор .явл.яетс.я про­ мышленно продуктивным. График типа приведеиного на рис. 57 мож­

но видоизменить, откладывав по оси абсцисс вместо ku один из геофи­

зическихпараметров, св.язанных с коэффициентомпористости, напри­

мер, АТ, <Хсп и т. п. Тогда при нанесении точки в системе соответствую­

щих кривых в качестве координат используют величины Рп и соответ­

ствующего геофизического параметра (АТ, <Хсп и т.д.).

Петрафизическим основанием дл.я разделении коллекторов по ха­

рактеру насьпцени.я мож_!!Т служить семейство расчетных графиков f.u=/(ku) дл.я различных k.. =const (см. рис. 60), а также зависимостей

Лп=f{ku) или't =/(ku) дл.я различных ka=const (в последнем случаеЛпи

0

1 Геофизика. .М4, 2000, с.9: .М4, 2001, с.Зl.

334

'tn соответственно временной декремент затухания и среднее время

жизни тепловых нейтронов, определяемые в изучаемом коллекторе по

диаграммам импульсного нейтрон-нейтронного метода. (ИННМ). При

оценке характера насьпцения коллектора по данным дИЭJiектрического

метода и ИННМ также можно воСПОJIЬЗоваться семейством зависимос­

тей En ИJIИ Лп отодного из геофизических параметров, связанного с kw

ИспоJIЬЗуя ЭВМ, продуктивные коллекторы в разрезе скважины

при сплошной обработке данных ГИС выделяют путем непрерывно­

го ИJIИ попластового сравнения значенийPn и Рn.кр• Pn и Рв.n (способ нор­

мализации).

13.2.3. Определение подсчетных параметров

:Необходимым условием определения подсчетных параметров, ус­ танавливаемых по данным ГИС,- эффективной толщины, коэффи­

циентов пористости 'kп и нефтегазонасыщения kн.r-является исполь­

зование петрафизических критериев выделения продуктивного кол­

лектора (граничные значения k.._rp, kв.rp и т. д.) при определении h8ФИ петрафизических связей, позволяющих найти 'kп и kн.r по геофизи­

ческим параметрам.

Применекие граничных значений для выделения продуктивных коллекторов рассмотрено выше. Правильиость выбора этих значений

для изучаемого объекта предопределяетнадежность определения hэФ

в разрезе каждой скважины, а следовательно, объема и строения за­ лежи в целом по площади. Сделаем краткий обзор способов опреде­

ления параметров 'kп и kн.r• уделив основное внимание петрафизичес­

ким предпосылкам каждого способа.

Коэффициентпористости.Рассмотримнаиболее широкоприменя­

емые геофизические способы определения kn по удельному сопротив­

лению полностью воданасыщенного пласта Рв.n• зоны проникиовекия

Pa.n и промытой зоны Pnp продуктивного или водоносного коллектора.

Все эти способыприменяютсядляопределения параметра kn межзер­

нового гидрофильного коллектора и основаны на использовании зави­ симости параметра пористости Рnот коэффициента пористости kw При выборе зависимости учитывают следующие требования.

1. Зависимость типа к- к должна бьггь получена в лаборатории

на представительной коллекции образцов изучаемого коллектора;

если такая зависимость отсутствует, используется зависимость, по­

лученная для сходного объекта ближайшего месторождения данного

региона, или зависимость, приведеиная в литературе для отложений,

близких по свойствам к изучаемым.

2. Рекомендуется использовать зависимость для пластовых тер­

мабарических условий, полученную на образцахданного объекта или

заимствованную из литературных источников. Отсутствие учета тер­

мабарических условий ведет к систематическому занижению 'kп·

3. Если объект представлен двумя-тремя и более типами коллек­

торов, желательно пользоваться не единой для всех литотипов зави­ симостью, а семейством зависимостей, в котором каждая соответству-

335

ет определенному литотипу. Принадлежность конкретной зависимо­ сти определенному литотипу передко обозначают диапазоном значе­

ний третьего параметра (knp• Т!гл• а.сп и т. д.). Как в случае одной зави­

симости, так и при наличии семейства их обязательно указывается

область существования. Величину Рn рассчитывают по следующим

формулам.

1. При использовании удельного сопротивления водоносного пла­

ста Рв.п по формуле Рn=Pв.n/P8, гдеРв-удельное сопротивление пла­

стовой воды.

2. При использовании удельного сопротивления промытой поро­

ды Pn.n по формулам Рп=Рп.п/РФП для ВОДОНОСНОГО и Рп=Рп.п/РфПРн.о

для продуктивного коллектора, где Рфудельное сопротивление

фильтрата промывочной жидкости; П- коэффициент поверхност­ ной проводимости; Рн.о- параметр остаточного нефте (газо) насы­

щения.

3. При использовании удельного сопротивления зоны проникно­ вения пользуются формулами, приведеиными выше для промытой

зоны, подставляя в них Рз.п вместо Pn.n и Рв.ф (удельное сопротивление смеси фильтрата и пластовой воды) вместо Рф· Иногда, стремясь из­

бежать использования величин Рв.ф и Рн.о• которые оцениваются с не­

высокой надежностью, составляют связь типа г- г, сопоставляя па­

раметр Рп.п/Рф.прnили Рз.п/Рв.фрnс kп по пластам, пористость которых

установлена другим геофизическим методом, например, акустичес­ ким. Получив такую связь, используют ее в дальнейшем для опреде­

ления kn по Рз.п или Рп.п• применяя метод итераций, поскольку значе­

нием Рnвначале приходится задаваться при расчете указанных ком­ плексных параметров (pиc.llO).

Определение kп по диаграмме интервального времени ~'tP продоль­

ной волны. Этот способ применяют для расчета kп.мз в терригеином и карбонатном разрезах при хорошей и удовлетворительной степени

цементации зерен породы. К рыхлым отложениям (пески, слабосце­ ментированные песчаники, доломитовая мука) этот способ неприме­

ним ввиду слабого акустического контакта между зернами скелета

таких пород.

Петрофизической основой определения kn по величине ~Тnявля­

ется уравнение среднего времени, которое для породы мономинераль­

ного состава записывается в виде: ~Тn=~Tтв(l-kп)+~Тжkn. Решением уравнения относительно kn является выражение: kп=(~Тn-~Tт.в)/ (~Тж-~Тт.в>· Уравнение это приближенное и при благоприятных ус­

ловиях (хороший акустический контакт между зернами скелета, от­ сутствие или слабое влияние на прохождение волны вторичных пор)

удовлетворительно выражает связь между параметрами ~Тn и kn в диапазоне kn=O,OБ-0,25. Необходимо использовать зависимость ~Тп=/(kп), полученную с учетом термобарических условий, в против­ ном случае будет систематическое занижение параметра kn.

В связи с этим наиболее правильными являются следующие спо­

собы получения уравнения ~Тп=f<kn): а) связь ~Тn - kn типа г- к,

полученная по данным ГИС и керна в базовой скважине; б) связь

336

Ра.п

РФРп

3

о

о

2

1

о

10

20

Рис. 110. Пример зависимостипараметра Ра.n/РФРnоткоэффициента порис­ тости k., для. определения пористости по Рэ.п

11Т0 - k0 типа к- к, полученная на представительной коллекции кер­ на при соблюдении термабарических условий.

При определении kg в породах с биминеральным составом коми­ лексируют акустический метод с одним из методов пористости (ГГМ

или НМ), решая задачу способом кросс-плотов. При нахождении k0

терригеиных глинистых коллекторов со смешанной (слоисто-рассе­ янной) глинистостью комплексируют акустический метод с одним из

методов глинистости (СП или ГМ), используя в качестве петрафизи­

ческой основы семейство графиков 11Т0 = f(kg), обычно линейных для различных krл=coпst или «cп=const или Ыy=const.

Для мономинеральной породы величину коэффициента общей по­

ристости kg по данным ГГМ-п рассчитывают по формуле k0=(бтв-б0)/

(бтв-бж}, которая является решением петрафизического уравнения б0=бтв(1- kg) +бжkп· Заметим, что это редкий пример функциональной

связи параметров.

Для породы с биминеральным скелетом величину k0 находят рас­ смотренным выше способом кросс-плотов, комплексируя ГГМ-п с НМ

или акустическим методом.

Коэффициент общей пористости k0 мономинеральной породы, не содержащей в твердой фазе химически связанной воды, рассчиты­

вают, используя нейтронную пористость k<п>n• полученную по данным

стационарного нейтронного метода (НИМ-Т или НГМ), по формуле k0=k(п)п/Фж, где Фжводородный индекс жидкости, насыщающей

22- Петрафизика

337

породы. При наличии в скелете породы двух:минеральных компонент, из которых одна (индекс 1) не содержит химически связанной воды, а

друrа.я(индекс2)еесодержит

	k	= kn,n -~~'	(13.6)
	n	(J)ж

где ro2 и k2 - соответственно объемное водосодержание и объемное

содержание в породе компоненты 2 твердой фазы.

Типичные примеры такой породы в терригеином разрезе - гли­ нистый кварцевый песчаник, дли которого роль компоненты 2 играет

глина, в карбонатном разрезе - загипсованный известняк, в кото­

ром компонентой 2 .явлиетс.я гипс. В этих случа.ях соответственно ro2=rorn и k 2=k.n или ro2=rorиnc и k2=krипc. В рассматриваемом случае

НМ ко:мплексируют с :методом глинистости (СП или ГМ) в терригеи­ ном либо с одним из :методов пористости (ГГМ-п или АМ) в карбонат­

ном разрезе дли одновременного определении двух неизвестных -

соответственно ko и krп или ko и krиnc.

Задача определении k0 в породе би:минерального состава независи­

:мо оттого, содержит скелет химически св.язанную воду или нет, реша­

ется по данным НМ в комплексе с ГГМ-п или АМ способом кросс-пло­

тов, если известно, какие :минеральные компоненты содержит скелет.

Существенно осложн.яетс.я, а иногда становится невозможным пе­ реход от k(n)n к k0 , если порода содержит элемент с аномальными ней­ тронными характеристиками (кадмий, гадолиний, бор, железо и т. д.). В этом случае длирешении задачитребуетсядополнительная инфор­

мация о содержании в породе такого элемента.

При наличии в составе коллектора нескольких :минеральных ком­

понент (нефть и водажидкие :минералы) дли определения объем­

ных содержаний :x:i последних решают систему линейных уравнений

вида:	..
	У;= Lk1,:x:i •	(13.7)

i=l

где У; - параметр породы, определие:мый по данным индивидуаль­

ной интерпретации;-геофизического :метода; ki;и :x:i- соответствен­

но физическое свойство i-й :минеральной компоненты и ее объемное содержание. Размерность Уопределиется применяемым ко:мmi:ексо:м

гис.

Линейность системы (13.7)

У= КХ+е,

обусловлена линейностью петрофизических :моделей :многих :методов ГИС. При:меро:м :может служить петрофизическая :модель объемной плотностипороды, содержащейn:минеральныхко:мпонент.Сизвестным приближением линейные :модели справедливы для временного декре­

мента ИННМ, интервального времени акустичеСкого :метода, и др.

Нетривиальность задачи (13.7) определиется двумя обстоятель­ ствами. Во-первых, не :может существовать фиксированной петро-

338

физической настройки (матрицы К), общей для всех коллекторов. Причина - в изменении условий осадконакопления, геохимической обстановки, процессов диа- и катагенеза. Во-вторых, истинные зна­ чения петрафизических характеристик (элементов К) заранее неиз­ вестны в принципе. Необходимо учитывать погрешность е входного вектора Уи диапазоныдопустимых изменений элементов матрицы К. Таким образом, задача состоит в том, чтобы не только найти реше­ ние, но и матрицу К, при которых решение удовлетворяет совокуп­ ности условий (ограничений). Последние определяются геологичес­ кими, петрафизическими и геохимическими закономерностями седи­

ментогенеза. Это означает, что петрафизическая настройка должна

«приспосабливаться» (адаптироваться) к изменяющимся характери­ стикам компонент. Уточнение матрицы петрафизических характери­ стик может модифицировать компонентную модель (если результат настройки существенно отличается от начального приближения) по

составу и количеству компонент. Специальная математическая тех­

ника решения системы (13.7) предусматривает предварительное раз­ деление (кластеризацию) пластов по типам отложений, характери­

зующихся близким компонентным составом. Классификация пластов

может осуществляться в пространстве элементов входного вектора У без использования дополнительной информации, но с учетом извест­ ных петрофизических, геохимических, седиментологических законо­ мерностей. В этом случае говорят, что адаптивный алгоритм реше­ ния обладает «геологическим интеллектом».

Коэффициент нефтеrазонасыщения. К о л л е к т о р ы с двух­

ф а з н ы м н а с ы щ е н и е м. К таким коллекторам относятся неф­ теносные или газоносные, содержащие в порах две фазынефть и воду, газ и воду. Известно несколько геофизических методов опре­ деления коэффициентов нефте- и газонасыщения. Однако широко применяют, особенно на стадии разведки и подсчета запасов, толь­

ко один -определение коэффициента воданасыщения k8 по удель­

ному сопротивлению породы-коллектора с последующим расчетом kн =1-k8 или kr =1-k8 • Петрафизической основой определения k8 является эмпирическое уравнение Рн= ak8 -n или более простое P11 =k8 -n. При расчете параметра Р11 по формуле (7.46) (см. разд. 7)

используют петрафизическое соотношение Р11 = k8 -т и значение k 11 , найденное одним из рассмотренных выше способов, а также инфор­

мацию о минерализации С8 и удельном сопротивлении Рв пластовой

воды при температуре пласта.

Зависимость Р11 =f(k8 ), используемая при оперативной интерпре­ тации ГИС и подсчете запасов, обычно является связью типа к - к,

причем очень часто полученной не на каменном материале изучае­

мого объекта, а из литературных источников для коллекторов дан­

ного типа. При наличии скважины, пробуренной с РНО, при сплош­

ном отборе и анализе керна из продуктивных отложений появляется

возможность получения связи Рн__..:_ k8 типаг-к путем попластового

сопоставления значений Р11, вычисленных по данным электрометрии

(индукционный метод), и k8 , измеренных по данным прямого метода.

339