4
 В работе применены описанные выше методики для интерпретации каротажных данных и определения фильтрационно-емкостных свойств по четырем скважинам месторождения с условными номерами 1, 2, 3 и 4. Расположение рассматриваемых скважин изображено на рисунке 36. Исследуемым интервалом в работе является продуктивный ботуобинский горизонт нижнебюкской подсвиты. Для расчленения разреза и выделения коллекторов использовался весь имеющийся набор каротажных данных. Выделение коллекторов выполнялось по прямым и косвенным качественным признакам. Для определения коэффициента пористости использовались методики с использованием данных ГГК-п, АК, ННК-Т и ЯМК в модификации ЯМТК. Оценка коэффициента проницаемости выполнялась по эмпирической зависимости от коэффициента пористости и по методике использования данных ЯМК. Коэффициент нефтегазонасыщенности найден по формуле Арчи-Дахнова.  Рисунок 36 Схема расположения скважин [29] Интерпретация данных выполнена в программном комплексе Schlumberger Techlog 2015. В рассматриваемых скважинах проводился расширенный комплекс каротажа и имеются данные по следующим методам: кавернометрия, боковой каротаж, индукционный каротаж, гамма-каротаж, гамма-гамма каротаж плотностной, нейтронный каротаж по тепловым нейтронам, нейтронный гамма-каротаж, акустический каротаж, ядерно-магнитный каротаж.  Из-за имеющихся особенностей месторождения, связанных с аномально низким пластовым давлением, бурение производилось на полимерном буровом растворе. При использовании такого раствора не образуется глинистая корка, поэтому данные кавернометрии и микрозондов будут не информативны. Также близкие значения минерализации бурового раствора и пластовой воды не позволяют эффективно использовать метод ПС. По этим причинам в скважинах отсутствуют данные микрозондов и ПС. Данные кавернометрии имеются, но они не используются непосредственно для качественной интерпретации и выделения коллекторов. 
В статье рассмотрены методики интерпретации каротажных данных и определения фильтрационно-емкостных свойств по четырем скважинам месторождения с условными номерами 1, 2, 3 и 4. Выделение коллекторов выполнялось по прямым и косвенным качественным признакам. Для определения коэффициента пористости использовались методики с использованием данных ГГК-п, АК, ННК-Т и ЯМК в модификации ЯМТК. Оценка коэффициента проницаемости выполнялась по эмпирической зависимости от коэффициента пористости и по методике использования данных ЯМК. Коэффициент нефтегазонасыщенности найден по формуле Арчи-Дахнова.