Определение пористости горных пород по данным электрического каротажа

 

Министерство  образования и науки Республики Казахстан

Каспийский Государственный  Университет технологий и инжиниринга  имени Ш.Е.Есенова

Институт «Нефти и газа»

Кафедра «Геология»

 

 

 

                                                               По дисциплине:

ГИС и Интерпретация

Тема: Определение  пористости горных пород по данным электрического каротажа

 

 

 

                                                                                   

                                                                                    Выполнила: Сугирбаева А.Б

                                                                                           Преподаватель: Дюсемалиев Х.А

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                               Актау 2012

Содержание

 

I.Оглавление

II. ВВедение

      Электрический каротаж

     Электрические методы

     Электрический каротаж нефокусированными зондами

     Методы электрического каротажа с фокусированными зондами

III. Оснавная часть

     Электрическая характеристика объекта исследований

      Пористость горных пород

     Определение пористости горных пород

     ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ ПО ДАННЫМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО КАРОТАЖА

IV.Заключение

V.Литература

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Электрический каротаж - наиболее развитой и разветвленный вид каротажа. Его назначение - дифференциация разрезов скважин по электрическим свойствам и определение этих свойств.

 

Измерение электрического поля, возникающего в скважине самопроизвольно  или создаваемого в ней искусственно.

 

В зависимости  от характера электрического поля (естественное или искусственное, электрическое или электромагнитное) и от измеряемой физической величины ЭК подразделяется на методы:

 

1) каротаж  потенциалов самопроизвольной поляризации  (каротаж ПС);

 

2) каротаж  сопротивления, основанный на измерении кажущегося удельного электрического сопротивления пород;

 

3) каротаж  индукционный, основанный на измерении  удельной электропроводности пород;

 

4) каротаж  диэлектрический, основанный на  измерении кажущейся диэлектрической  проницаемости горных пород.

 

Методы ЭК являются ведущими в общем комплексе геофизических  исследований скважин, особенно бурящихся  на нефть и газ.

Во всех таких  скважинах непременно выполняется  каротаж стандартный по всему  стволу скважины, а в перспективных  интервалах разреза — детальные исследования практически всеми методами ЭК.

Данные ЭК используются при литологическом расчленении  разреза, выделении в нем коллекторов, оценке характера их насыщения, а  также для количественной оценки коллекторских свойств пластов  и коэффициента нефтегазонасыщенности.

 

Электрические методы

Включают в  себя каротаж сопротивлений: кажущегося сопротивления (КС) -измерение удельного  сопротивления горных пород; Боковой  каротаж (БК) — разновидность КС экранированными электродами и  их микрозондовые модификации КС МЗ и БК МЗ; Применяются различные виды токовых каротажей ТК. К электрическим так же можно отнести индукционный каротаж ИК-измерение удельной проводимости горных пород при помощи катушек индуктивности. Метод измерения и интерпретации естественных электрических потенциалов горных пород в скважинах или каротаж методом самопроизвольной поляризации (ПС).

Относительно  ПС. В Узбекистане при исследовании скважин методом ПС перед двумя  разрушительными землетрясениями  в районе города Газли были замечены отклонения диаграмм ПС.

Методы электрического каротажа, основанные на дифференциации горных пород по УЭС, называют методами сопротивления. Их реализуют с помощью  измерительных установок — зондов. Существуют нефокусированные и фокусированные зонды.

 

 

 

Электрический каротаж нефокусированными зондами

Электрический каротаж нефокусированными зондами  получил название метода кажущегося сопротивления (КС). Обычно зонды КС трехэлектродные. Четвёртый электрод заземляют на поверхности. Два электрода, обозначаемые буквами А и В, соединяют с генератором тока, два других — М и N — включают на вход измерителя разности потенциалов. Иногда в скважину помещают все четыре электрода или только два А и М. Электроды А и В питают переменным током низкой частоты, что позволяет исключить влияние на измеряемый сигнал постоянных или медленно меняющихся потенциалов электрохимического происхождения. Поскольку диапазон частот, применяемых в методе КС, как и в других электрических методах, не превышает нескольких сотен герц, теория метод базируется на законах постоянного тока.

Существуют  следующие модификации метода КС: вертикальное профилирование одиночными зондами, боковое каротажное зондирование, микрозондирование, резистивиметрия. Две первые модификации можно  называть макро-, две последние микромодификациями. Условно к макромодификациям метода КС относят так же токовый каротаж.

Прямая задача метода КС требует найти связь  между известными параметрами породы скважины, источников тока и измеряемыми  значениями и . Где — кажущиеся  УЭС пропорциональное показанию первой производной градиент-потенциала зонда, — кажущиеся УЭС идеального градиент-зонда. Для решения этой задачи применяют аналитические методы, методы физического и математического моделирования.

Обработка диаграмм может включать нормировку данных, приведение их к определённой системе отсчёта, статистическую обработку с оценкой доверительных интервалов, фильтрацию, приведение результатов к определённым глубинам, устранение аппаратурных помех и т. д. Важным этапом обработки является нахождение границ пластов и снятие показаний с диаграмм. Геофизическая задача заключается в определении искомых физических параметров на основе решения обратной задачи данного метода. Геологическая интерпретация заключается в определении геологических характеристик разреза.

Выше указывалось, что существуют две макромодификации метода КС: вертикальное профилирование одиночными зондами и БКЗ. Измеряемое одиночными зондами УЭС в общем  случае кажущееся. Поэтому вертикальное профилирование применяют для нахождения границ пластов, а в благоприятных случаях для литологического расчленения разрезов, выявления нефтегазовых или водонасыщенных коллекторов, отложений угля, руд и других полезных ископаемых, отличающихся по своему удельному сопротивлению от вмещающих пород. Для определения количественных характеристик — коэффициентов пористости, нефтегазонасыщенности, зольности и т. д. — используют результаты геофизической интерпретации данных БКЗ и уточненные для конкретных отложений петрофизические зависимости. Методика БКЗ позволяет так же выяснить, проницаем ли пласт по факту наличия или отсутствия у него зоны проникновения.

Существуют  две микромодификации метода КС —  микрозондирование и резистивиметрия. Микрозондирование (МКЗ) состоит в  детальном исследовании ближней  зоны потенциал- и градиент-зондами существенно меньшей длины, чем при макромодификациях метода КС. Данные микрозондирования служат для детального расчленения разрезов скважин, уточнения границ и выделения тонких прослоев. Ризистивиметрия служит для определения удельного сопротивления промывочной жидкости. Её выполняют градиент-зондами столь малой длины — резистивиметрами, что влиянием стенок скважины можно пренебречь.

 

 

 

Методы  электрического каротажа с фокусированными  зондами

Влияние скважины и вмещающих пород может быть в значительной степени преодолено за счёт применения фокусированных зондов. Метод, основанный на применении зондов с фокусированной системой питающих электродов, называют боковым каротажем (БК). Существуют его 7-ми, 9-ти и 3-х электродные модификации. Рассмотрим 7-ми электродный зонд. Линии тока растекаются от трех точечных питающих электродов, напряжение на которые подано в одинаковой фазе. Видно, что применение такой системы позволяет не только сфокусировать ток центрального электрода в пласт, но и обеспечить высокую разрешающую способность по вертикали. Семиэлектродные зонды предназначены преимущественно для изучения неизменной части пласта. Наряду с этим существуют 9-ти электродные зонды, предназначенные для изучения зоны проникновения. Трудности создания сложных электронных устройств в ограниченных габаритах скважинного прибора привели к распространению трехэлектродных зондов БК, не требующих применения автоматических компенсаторов и управляемых генераторов.

 

Боковой микрокаротаж (БМК) основан на применении микрозондов с фокусировкой тока. Показания зондов БМК менее искажены влиянием глинистой корки и промывочной жидкости (ПЖ). Скважинные приборы, содержащие несколько расположенных по окружности прижимных устройств, на каждом из которых размещен зонд БМК, называют пластовыми наклономерами. По вертикальному сдвигу диаграмм, зарегистрированных с помощью входящих в наклономер зондов, можно оценить наклон пласта, а по показаниям встроенного в скважинный прибор инклинометра — азимут угла падения.

Задачи, решаемые методом БК, связаны с его высокой разрешающей способностью по вертикали и возможностью получения удовлетворительных результатов при больших отношениях . Где — УЭС породы, а — УЭС промывочной жидкости. В благоприятных условиях метод БК позволяет осуществить детальное расчленение разреза, оценить его литологию, выделить пласты-коллекторы, определить их коллекторские свойства. При отсутствии зоны проникновения или понижающей зоне эффективность БК значительно выше, чем у метода КС.

 

Электрическая характеристика объекта исследований

 

Если первая задача электрического каротажа (расчленение пород по электрическим  свойствам) решается довольно просто, то вторая - определение этих свойств - значительно сложнее. Это связано  с тем, что породы в процессе бурения  в них скважин подвергаются значительным изменениям (растрескиванию, пропитке фильтратом бурового раствора), приводящим к изменению их физических свойств. Наиболее сильно изменяются пористые и проницаемые породы, т. е. именно те породы-коллекторы, которые и представляют наибольший интерес при каротаже нефтяных и газовых месторождений. Под воздействием разности давлений - гидростатического давления в скважине и пластового давления - буровой раствор "залавливается", стремится проникнуть в поры пласта. Однако из-за того, что размер пор мал, в них попадает только водная основа, так называемый "фильтрат" глинистого бурового раствора, а частицы глины оседают на стенке скважины, образуя глинистую корочку, толщина которой может достигать нескольких сантиметров.

 

 

 

Рис. 1.Факторы, влияющие на величину кажущегося сопротивления при измерениях в условиях буровой скважины

 

В части пласта, прилегающей к стенкам скважины, фильтрат бурового раствора оттесняет и замещает пластовый флюид (нефть, газ или пластовую воду), образуя так называемую "зону проникновения бурового раствора". В зависимости от разности давлений и проницаемости пластов глубина проникновения может достигать от нескольких дециметров до нескольких метров. Внутри зоны проникновения выделяется "зона полностью промытых пород", в пределах которой весь пластовый флюид полностью замещен фильтратом бурового раствора. Эта зона имеет толщину 1-3 дм и следует сразу за глинистой корочкой. В результате таких изменений удельное электрическое сопротивление (УЭС) напротив пласта коллектора не остается постоянным в радиальном направлении, причем характер его изменения неодинаков в водонасыщенных и нефте-газонасыщенных пластах.

 

 

Пористость горных пород, совокупность пустот (пор), заключённых в горных породах. Количественно Пористость горных пород выражается отношением объёма всех пор к общему объёму горных пород (в долях единицы или процентах). Поры в горных породах по величине принято делить на субкапиллярные (менее 0,2 мк), капиллярные (0,2—100 мк), сверхкапиллярные (более 100 мк).

Наиболее высокая  пористость горных пород свойственна почвам и рыхлым осадкам — пескам, глинам и др. (до 60—80% и более). Осадочные и вулканогенные горные породы (песчаники, известняки, лавы, туфы и др.) характеризуются большим диапазоном значений пористости (от 50 до 10% и менее). Магматические и метаморфические породы обладают, как правило, малой пористостью (0,1—3%). С возрастанием глубины залегания пород пористость горных пород обычно уменьшается (особенно осадочных) и на больших глубинах может иметь очень малые значения.

 

  В лабораторных  условиях пористость горных пород определяется методами свободного, вакуумного (под вакуумом) и принудительного (под давлением) насыщения горных пород жидкостью, а также методами, основанными на расширении газа, и др. В полевых условиях для оценки величины пористость горных пород используются различные виды каротажа скважин. Результаты изучения пористость горных пород используются для подсчёта запасов полезных ископаемых (например, нефти и газа), выборе технологии разработки полезных ископаемых и др.

 

Пористость  горных пород -наличие в горной породе пустот, состоящих из пор (пространств между отдельными частицами породы), каверн, трещин и др. Данные о пористость горных пород необходимы для оценки запасов нефти и масштаба предстоящей разработки пласта, а также для сравнения различных участков данного пласта (карты пористости). По происхождению различают сингенетичную и эпигенетичную пористость  горных  пород. Соединяясь между собой, поры и пустоты могут образовывать поровые каналы, которые по величине делятся на сверхкапиллярные (обыкновенные), капиллярные и субкапиллярные. В нефтепромысловой геологии используют эффективную, в гидродинамике — динамическую, а не абсолютную (физическую) пористость  горных пород различают также поверхностную пористость.

 

 

 

Аппарат для определения пористости известняков  и доломитов

(метод  пикнометра):

1 — трубка для образца;

2 — крышка.

 

Количественно пористость горных пород выражается коэффициентом пористости. Коэффициент пористости — отношение суммарного объема пор и пустот в породе к объему всей породы (обычно выражается в процентах или в долях единицы).

Абсолютная (физическая) пористость — общий объем всех пор и пустот в горной породе независимо от их формы, величины и взаимного расположения и связи. Коэффициент абсолютной пористости определяется по методу Мельчера, объемному способу и другим (размельчением). Полная пористость (в %) равна (Vn/V)*100

где Vn — суммарный  объем в образце данной породы; V — видимый объем образца этой породы.

Эффективная пористость — общий объем эффективных пор и пустот в горной породе (т. е. сообщающихся между собой). Эффективная пористость (в %) равна — (Vф/V)*100, где Vф — объем  аффективных пор в образце данной породы; V — видимый объем того же образца породы. При подсчетах промышленных запасов нефти и газа должен применяться коэффициент эффективной пористости, определяемый по методу Преображенского (насыщением).

Динамическая  пористость — объем только тех поровых пространств в породе, через которые возможно движение жидкостей под воздействием сил, соизмеримых с силами, возникающими при разработке в Эксплуатации нефтяных пластов.

 

Существуют следующие способы определения коэффициента - пористости:

	Терригенные породы			Карбонатные породы
	плотные	слабо сцементированные	сыпучие
Абсолютная пористость	Объемный способ, метод Мельчера, метод уд. весов	Метод Мельчера	Метод Преображенского	Объемный способ, метод Мельчера
	Электрокаротажный метод
Эффективная пористость	Метод Преображенского (метод поглощения)	—	—	Метод колонки, метод пикнометра

 

Под пористостью горных пород понимается наличие в ней пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду. Различают полную и открытую пористость. Полная - определяется объемом всех пор в породе, открытая – сообщающихся между собой. В нефтепромысловой практике в основном используется открытая пористость, так как она способствует извлечению нефти из недр. Она определяется как отношение объема открытых (сообщающихся) пор к объему образца породы – коэффициент пористости (Кп). Он выражается в долях единицы или процентах. Коэффициент пористости характеризует емкостные свойства пород – коллекторов. Расчет его производится по следующей формуле:

Кп = Vпор/ Vобр                                             

Кп = Vпор/ Vобр 100%                                             (XII.1)                                    

 

   где Кп – коэффициент пористости

    Vпор  – объем сообщающихся полостей;

    Vобр  – объем образца породы, см3

 

Значение коэффициента пористости зависит от размера и  формы зерен, степени их отсортированности  и уплотнения, а также от минерального состава цемента и типа цементации. Наибольшей пористостью среди терригенных пород в естественных условиях обладают несцементированные или слабосцементированные разности. По величине поровых каналов выделяются следующие группы: сверхкапиллярные, с диаметром пор – 0,508-2 мм; капиллярные - 0,0002 - 0,508 мм; субкапиллярные – менее 0,0002 мм. Движение нефти и газа в сверхкапиллярных порах происходит свободно, капиллярных – при значительном участии капиллярных сил, субкапиллярных – движение жидкости практически невозможно. Породы с субкапиллярными порами относятся к непроницаемым, плотным: глины, глинистые сланцы, известняки. В зависимости от характера полостей выделяют три типа коллектора: поровый, каверновый, трещинный. Поровые коллекторы образованы межзерновой пористостью в терригенных и карбонатных породах. Каверновые характерны для карбонатных пород. Трещинные коллекторы встречаются преимущественно в карбонатных породах и терригенных с карбонатным цементом. Они в чистом виде встречается редко и отмечены на больших глубинах в плотных карбонатных породах, песчаниках, хрупких сланцах, метаморфизованных и изверженных породах. Чаще можно видеть карбонатные коллекторы смешанного типа – порово-каверново-трещинные. В их формировании принимали участие различные процессы: выщелачивание, доломитизация - увеличивающие емкость; перекристаллизация, окремнение, уплотнение – снижающие емкостные свойства коллекторов. В зависимости от преобладания тех или иных полостей и типа коллектора пористость карбонатных пород колеблется от 0,1 до 30%. Для коллекторов с межзерновыми порами она составляет 16 – 20%. В каверновых коллекторах достигает 30% и выше. Емкость трещинных коллекторов чрезвычайно мала и составляет всего 0,1 – 3%.

 

Определение пористости горных пород

 

Для определение  пористости горных пород ,необходимо знать  показатели истинной плотности и  средней плотности горной породы .Пористость горной породы определяется простейшим расчетом .

 

Пористость, характеризующая  степень заполнения объема образца горной породы порами, подсчитывают в процентах по установленным величинам истинной плотности и средней плотности по формуле

 

p = (1 −(ρ г.п/ρ в-ва)100 %,    (XII.2)                

 

где p − пористость горной породы, %;  ρ г. п – плотность  горной породы, г/см3; ρ в-ва − истинная плотность вещества горной породы, г/см3.

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ ПО ДАННЫМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО КАРОТАЖА

 

Из методов  ЭК основным для определения пористости является метод сопротивления. Это  связано с зависимостью, установленной  между относительным сопротивлением Р и kп (см. § 3). Характер зависимости P=f(kп) неодинаков для пород различных типов. Поэтому в каждом отдельном случае необходимо пользоваться зависимостью Р от kп, полученной для исследуемого пласта. От того, каким способом определяют величину относительного сопротивления Р, различают метод определения пористости по сопротивлению.

 

Для заведомо водоносного  неглинистого пласта значение Р в  скважине может быть определено по удельному сопротивлению ρво  пласта и заполняющей его поры ρв, приведенным к температуре пласта. Однако из-за возможного содержания в пласте некоторого количества нефти и газа более точное определение Р достигается по данным удельного сопротивления промытой части пласта (промытой зоны) ρпз и фильтрата ПЖ, заполняющего поры коллектора в прискважинной части пласта ρф,

 

 

 

Для нахождения ρпз используют величины кажущегося сопротивления, измеренные различными способами: БКЗ, макроустановками (БМК, микрокаротаж) (см. гл. II).

 

Необходимым условием применения формулы (ХП.З) является наличие  зоны проникновения, размер которой  более 2dc. При расчете относительного сопротивления следует иметь  в виду, что фильтрат ПЖ не полностью занимает поровое пространство породы в зоне проникновения. В зоне проникновения водоносного пласта сохраняется некоторая часть (3—10%) пластовой воды, которая смешивается с фильтратом.

 

Для учета смешения фильтрата ПЖ с пластовой водой  в зоне проникновения водоносного пласта вводят коэффициент q. Для водоносного пласта Р=ρзп/ρфq; q=ρф.в/ρф, где ρф.в — удельное сопротивление смеси фильтрата ПЖ и пластовой воды, заполняющей поровое пространство в зоне проникновения. Если предположить, что доли электропроводности, обусловленные фильтратом и пластовой водой, пропорциональны их объему и обратно пропорциональны удельному сопротивлению, то

 

 

где z — доля объемного содержания пластовой воды в норовом пространстве породы в зоне проникновения. Следовательно

 

 

Величину z оценивают  по результатам обобщения данных каротажа и лабораторных исследований кернов. Как правило, ρф≥ρв, поэтому, несмотря на малое количество остающейся в порах породы пластовой воды, влияние ее велико. Наиболее вероятное значение z в чистых песчаниках при kп>18% составляет 0,2% при диапазоне изменений от 0,1 до 1,5%. В глинистых песчаниках при той же пористости z может достигнуть 10 %.

 

Величины z или q рекомендуется определять для каждого  района экспериментально путем установления зависимости между одной из них  и kп; с увеличением kп значение q возрастает (z уменьшается) (рис. 133).

 

 

По данным анализа  кернов, полученных из девонских отложений  месторождений Татарии, установлено, что количество невытесненной пластовой  воды z в водоносных пластах в среднем составляет 1,5—2, а в нефтегазоносных 3,5—4%.

 

В промытой нефтегазоносной  части пласта кроме остаточной воды сохраняется ещё и остаточная нефтенасыщенность, равная 2,5—4%. Исходя из этого оценка параметра пористости для нефтегазоносного пласта в зоне проникновения (промытой зоне) определяется выражением

 

 

где Рно —  коэффициент увеличения сопротивления  в ЗП за счет остаточного нефтегазонасыщения kно. В общем случае для неглинистых песчаников kно принимается равным 0,2, соответственно (1.51)

 

 

В глинистых  коллекторах относительное сопротивление Р зависит от минерализации воды, заполняющей поры коллектора (ρв в неизмененной части пласта, ρф в зоне проникновения) и степени глинистости. В этом случае для определения kп надо рассчитать величину предельного относительного сопротивления РП = Р/П, где П — поправка за глинистость (поверхностную проводимость) (см. § 3). Определение П выполняют по номограмме (см. рис. 22). Для этого массовую глинистость Сгл или объемную kгл находят по двойному разностному параметру Jγ (IV.2) или αПС— по коэффициенту снижения ΔUпс против глинистого коллектора (см. рис. 121).

 

 

 

 

 

 

 

Согласно изложенному, для нефтегазонасыщенных терригенных  глинистых коллекторов (XII.5) запишется  в виде

 

 

Для песчано-глинистых  пород Рно для промытой зоны в  ряде случаев находят по экспериментальной  зависимости kнo = f(kп), используя формулу (XII.6). На рис. 134 приведен пример такой  зависимости, полученный для нижнемеловых песчано-глинистых продуктивных отложений Ставропольского края. Подобные исследования проводят путем моделирования процессов вытеснения пластовых жидкостей на образцах керна с известными параметрами. Они выполнены для пород, представленных песчано-алеврито-глинистыми коллекторами с дисперсным распределением глинистого материала (5—30% по массе). При изменении коэффициента пористости kп в пределах 10—32 % коэффициент остаточной нефтегазонасыщенности kнo изменяется в диапазоне 0,38—0,16.

 

Оценку Рно  производят методом приближений. Для  этого. допустив, что Рно=1,6 [см. (XII.6)], по (ХII.7) рассчитывают значение Р'п и определяют приближенно величину k'п. По k'п, используя график (см. рис. 134), находят Р'но. Таким же способом расчет повторяют для получения Р"но. После двух-трех приближенных вычислений (итераций) значения Рно практически остаются неизменными.

 

В настоящее  время на керновом материале установлены  экспериментальные зависимости Pп=f(kп) для большинства продуктивных горизонтов основных нефтегазовых месторождений  страны. Для практического использования полученные результаты представляются в виде графических или аналитических зависимостей.

 

При небольших  глубинах скважин (200 м и более) удельные электрические сопротивления пород, полученные в скважине и на кернах в лаборатории при атмосферном давлении, различаются между собой. Для учета расхождений проводят экспериментальные исследования кернов при моделировании термобарических пластовых условий для данной глубины и вводят соответствующие поправки.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Литература

 

Калинникова М. В., Головин Б. А., Головин К. Б. Учебное пособие по геофизическим исследованиям скважин . — Саратов, 2005. — ISBN 5-292-01892-9

Хмелевской В. К. Геофизические  методы исследования земной коры. Часть 1 . — Международный университет  природы, общества и человека «Дубна», 1997.

Мейер В. А. «Геофизические исследования скважин» 1981 г.

Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в  нефтяных и газовых скважинах. Москва 2002 г.

Техническая инструкция по проведению ГИС на скважинах при подземном скважинном выщелачивании Алмата

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН. Справочник мастера по промысловой  геофизике. Мартынов В. Г., Лазуткина  Н. Е., Хохлова М. С., Н. Н. Богданович, А. С. Десяткин, В. М. Добрынин, Г. М. Золоева, А. И. Ипатов, К. В. Коваленко, Д. А. Кожевников, М. И. Кременецкий, В. И. Кристя, В. В. Кульчицкий, А. Н. Малев, В. Д. Неретин, В. В. Стрельченко, В. Г. Цейтлин. — Издательство «Инфра-Инженерия», 2009 г.

Практические аспекты  геофизических исследований скважин (Т. Дарлинг). — М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008.г

Лит.: Энгельгардт В., Поровое  пространство осадочных пород, пер. с нем., М., 1964; Исследования физико-механических свойств горных пород, М., 1961; Справочник физических констант горных пород, М., 1969; Леворсен А. И., Геология нефти и газа, пер. с англ., 2 изд., М., 1970.

Интернет- GOOGLE сайты:

1.http://bse.sci-lib.com/article091594.html

 

2.http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D0%BE%D1%80%D0%B8%D1%81%D1%82%D0%BE%D1%81%D1%82%D1%8C_%D0%B3%D0%BE%D1%80%D0%BD%D0%BE%D0%B9_%D0%BF%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B4%D1%8B

 

3.http://xn--90afcnmwva.xn--p1ai/?p=11961

 

4.http://allfuel.ru/dict/4604

 

5.http://www.geonda.ru/interpretaciya_rezuljtatov_geofizicheskih_issledovanij_skvazhin/chastj_2/glava_xii__opredelenie_poristosti_kollektorov/_38_opredelenie_poristosti_po_dannym_yelektricheskogo_karotazha