Бондаренко, М.М.БондаренкоКулик, В.В.Кулик2026-05-122026-05-122015Бондаренко, М., Кулик, В. (2015). DETERMINATION OF POROSITY AND GAS SATURATION FACTOR OF RESERVOIRS IN ACCORDANCE WITH PT-CONDITIONS OF OCCURRENCE. Вісник Київського національного університету імені Тараса Шевченка. Геологія, 2(69), 59–63. https://doi.org/10.17721/1728-2713.69.09.59-6310.17721/1728-2713.69.09.59-63https://ir.library.knu.ua/handle/15071834/20705The porosity of the gas reservoir can be determined using a complex of radioactivity logging (RL) as the weighted arithmetic average of the apparent porosities from density log (DL) and neutron-neutron log (NNL). It is shown that the weight factors of averaging depend on the thermobarometric conditions of beds occurrence (primarily from the formation pressure). Weight factors depend on the density and the hydrogen index of gas, and also depend on lithologycal properties. A method for determination of gas saturation factor is proposed. Gas saturation factor is proportional to the ratio of the difference between apparent porosities of DL and NNL to the true porosity of the RL, with proportionality factor calculated similarly to weight factors of averaging. The parameters under investigation were estimated depending on the temperature and pressure conditions of beds occurrence to a depth of 8 km. Examples of the effect of abnormally high formation pressures for gas deposits of the Dnieper-Donets Depression are given. The effectiveness and informativeness of the developed approaches are demonstrated on an example of methanecoal cased well (Donets basin). Formation lithology is estimated, gas-saturated reservoirs are resolved, true porosity and gas saturation factor of reservoirs are determined.Пористість колекторів газу може бути визначена за допомогою комплексу методів радіоактивного каротажу (РК) як середнє арифметичне зважене значення позірних пористостей за густинним гамма-гамма каротажем (ГГК) і за нейтроннейтронним каротажем (ННК). Показано, що вагові множники усереднення залежать від термобаричних умов залягання пластів (у першу чергу, від пластового тиску) через густину та водневий індекс газу, а також від літотипу колектора. Запропоновано спосіб визначення коефіцієнта газонасиченості як величини, пропорційної відношенню різниці позірних пористостей за ГГК і ННК до істинної пористості за комплексом РК з фактором пропорційності, розрахованим аналогічно вказаним ваговим множникам. Виконано оцінку залежності досліджуваних параметрів від термобаричних умов залягання пластів до глибин 8 км; наведено приклади впливу аномально високих пластових тисків для газових покладів ДніпровськоДонецької западини. Ефективність та інформативність розроблених підходів продемонстровано на прикладі метановугільної обсадженої свердловини (Донбас). Виконано оцінку літотипу пластів, виділено газонасичені колектори, визначено їхню істинну пористість і коефіцієнт газонасиченості.ukgas reservoircomplex of neutron logging and density loggingporosity and weight factors of averaginggas saturation factor and proportionality factorthermobarometric conditionsгазовий колекторкомплекс нейтрон-нейтронного й гамма-гамма каротажупористість і вагові множники усередненнякоефіцієнт газонасиченості та фактор пропорційностітермобаричні умовиСтаття