5.5 Варианты

1. Зависимость глубины залегания (км) кровли келловейских (Н₂) и подошвы меловых (Н₁) отложений Южного Мангышлака

Н1	1,69	1,51	1,52	1,42	1,33	1,04	0,93	1,31	1,10	1,61
Н2	2,10	1,87	1,91	1,80	1,70	1,28	1,06	1,60	1,30	1,99

2. Зависимость суммарной эффективной толщины Н_е (км) от общей толщины Н (км) юрского продуктивного комплекса Арало-Каспийского региона

Н	0,12	0,32	0,55	0,58	0,64	0,99	1,02	1,10	1,10	1,32
Не	0,05	0,13	0,14	0,20	0,20	0,29	0,34	0,33	0,36	0,36

3. Зависимость параметра насыщения Р_н от удельного электрического сопротивления _п (Омм) нефтеносного пласта БС₁ Усть-Балыкского месторождения

п	34	20	30	35	32	33	57	70	12	85	26
Рн	14	12	12	15	14	14	26	32	6	37	10

4. Зависимость содержания (%) 10 Nb₂O₅ от Z_rO₂ в образцах одного из коренных месторождений колумбита

Nb2O5	0,15	0,27	0,35	0,43	0,51	0,65	0,70	0,84	0,87
ZrO2	0,5	0,7	1,0	1,2	1,4	1,8	1,9	2,4	2,4

5. Зависимость удельного веса Р (г/см³) минерального ряда форстерит-фаялит от содержания Fe₂SO₄ (мол. вес %)

Fe2SO4	10	20	30	40	50	60	70	80	90	98
Р	3,32	3,42	3,56	3,68	3,8	3,91	4,00	4,10	4,20	4,28

6. Зависимость содержания (%) меди и серы в образцах одного из Уральских месторождений меди

Сu	1,7	1,8	1,9	1,2	1,2	1,4	1,5	1,1	1,0	1,6
S	45,8	50	48,3	45,6	43,2	46,2	42,2	40	42	46,5

7. Зависимость пористости m (%) по керну от коэффициента остаточного водонасыщения К_во (%) пласта БС₁ Западно-Сургутского месторождения (средние по скважинам)

Кво	0,14	0,26	0,35	0,48	0,59	0,72	0,89	0,79	0,85	0,91
m	0,25	0,24	0,23	0,22	0,21	0,19	0,19	0,19	0,18	0,18

8. Зависимость открытой пористости чистых песчаников m_nr от глубины Н (км) для продуктивных пластов Нижневартовского свода

Н	1,0	1,1	1,2	1,6	1,9	2,0	2,1	2,3	2,4	2,5	1,8	1,3
mпч	0,38	0,37	0,36	0,30	0,27	0,26	0,26	0,22	0,22	0,20	0,28	0,33

9. Зависимость пластового давления Р_пл (МПа) от гидростатического давления Р_г для продуктивных пластов месторождений нефти и газа Западной Сибири

Рг	6,13	32,25	7,30	30,11	12,23	9,74	9,21	25,55	18,83
Рпл	6,00	32,51	7,33	29,93	12,40	9,74	9,12	25,64	18,93

10. Зависимость коэффициента проницаемости К_пр (10^-3мкм²) от содержания сильно измененных полевых шпатов Си.п.ш. (%) в породах Западно-Сибирских месторождений

Си.п.ш.	12	18	27	35	42	53	67	70	73	79	81
Кпр	18	74	149	225	281	386	501	542	563	606	636

11-13. Зависимость среднесуточного дебита скважины q_i (т/сут) в текущем i-том году от дебита q_i-1 скважины в предыдущем (i-1)-м году. Ниже приведены среднесуточные дебиты трех скважин по годам

	Год	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
11	q	98,8	82,7	68,7	56,3	48,8	38,5	32,4	28,3	25,2	23,6
12	q	92,5	70,7	65,5	56,4	45,4	38,2	32,2	28,4	23,6	21,7
13	q	71,5	62,7	49,5	45,1	38,6	35,5	28,4	23,4	21,2	18,6

14-16. Зависимость числа скважин, необходимого для стабилизации подсчетных параметров N, при разведке месторождений Западной Сибири от коэффициентов сложности массивных залежей нефти и газа Z_1, Z_2, Z₃.

Здесь

Z₁= lg(h₀a/h_э)

Z₂= lg(h₀a/(h_эm k_нг))

Z₃= lg(h₀al_c/(h_эmk_нг3.545 )),

где h₀ – значение общей толщины продуктивного пласта,

h_э – средняя эффективная толщина продуктивного пласта,

а – высота залежи,

k_нг – коэффициент нефтегазонасыщения,

S_с – площадь структуры, контролирующей залежь,

m – коэффициент пористости.

14.

Z1	2,0	2,2	2,3	2,4	2,5	2,5	2,6	2,6	2,7	2,7
N	9	10	11	12	14	14	15	16	17	18

15.

Z2	2,3	2,5	2,6	2,7	2,8	2,8	2,9	2,9	3,0	3,0	3,1
N	6	7	8	9	10	11	11	12	12	13	14

16.

Z3	2,8	2,9	3,2	3,3	3,4	3,5	3,5	3,6	3,6	3,7
N	6	7	8	12	13	14	15	15	17	18

17. Зависимость между радиусом переднего края R (мм) и углом П (град.), образованным линией наибольшей длины и отрезком, соединяющем макушку с центром раковины, для позднепермских двустворчатых коллекторов рода Anthraconauta

R	40	42	42	44	46	48	51	52	54	55
П	57	57	61	61	59	65	63	67	67	71

18-20. Зависимость коэффициента пористости К_п (доли ед.) от границы текучести w_f (доли ед.) лессовых пород для различных зон литогенеза

	wf	0,2	0,24	0,28	0,32	0,36	0,38	0,42	0,46	0,50	0,54
18	Кп	0,60	0,69	0,78	0,89	0,98	1,20	1,40	1,60
19	Кп	0,62	0,67	0,72	0,75	0,82	0,83	0,85	0,92	0,95	0,98
20	Кп		0,6	0,65	0,71	0,80	0,81	0,85	0,93	0,99	1,10

21. Зависимость высоты Н (мм) раковин пресноводного моллюска Sphaerum corneum (L_in) от длины L (мм) раковин

L	5	6	7	8	9	10	11	12
H	3,9	4,8	5,6	6,9	7,6	8,2	9,8	10,5

22-24. Зависимость прогнозных запасов Q нефти (млн. т) и газа (млрд. м³) от объема нефтесодержащих пород V (млн. м³): Q₁ – сеноман, Q₂ – неоком, Q₃ – юра

V	3010	8200	22050	26950	59900	73200	162700	133300
Q1	45	130	330	333	1350	1500	3100	2460

V	10,1	450	55	1000	406	740	2020	6700	12100	32850
Q2	1,2	33	4,9	70	24,6	63	150	550	1350	3000

V	82	406	3000	6700	121100	32800	59000	89400	133300
Q3	1,5	10,1	90	272	2486	490	1800	2460	3010

26. Зависимость водоудерживающей способности (К_в) от коэффициента пористости (К_п)

Кп	0,114	0,117	0,120	0,124	0,126	0,126	0,128	0,13	0,129	0,131
Кв	0,719	1,000	0,662	0,504	0,523	0,5065	0,635	0,407	0,741	0,517

27. Зависимость эффективности ГРП (дополнительной добычи ∆Q_н, т) от проницаемости (К_пр, мД)

Кп	21,7	21,8	29,0	32,0	39,0	43,0	45,0	46,9	59,0	61,5
Кв	2264	1316	1813	3719	5084	6237	2956	5115	4957	14564