(1) Modelo de volumen de poros de capa de lodo
El llamado modelo de volumen de roca es un modelo de roca idealizado y simplificado que se utiliza para simular rocas complejas reales. Divide la roca en varias partes con diferentes propiedades físicas según las características de detección del método de registro y las diferencias en las propiedades materiales de los diversos componentes materiales de la roca, y luego estudia la contribución de cada parte al valor de registro; Se considera valor cada uno de ellos La suma de las aportaciones parciales. El método del modelo de volumen de roca es un buen método de investigación aproximado y tiene la ventaja de un razonamiento simple. La mayoría de las fórmulas de interpretación de registros derivadas son fórmulas lineales adecuadas para soluciones informáticas y fáciles de recordar y aplicar.
Tomando la arenisca arcillosa como ejemplo, se explica el principio del método del modelo de volumen de roca y se deriva la correspondiente fórmula de interpretación del registro de pozos.
Se supone que el suelo arcilloso se rellena de forma dispersa en los poros de las rocas (suelo arcilloso disperso), no soporta la presión de los estratos rocosos suprayacentes y almacena más agua unida. Corte un cuerpo cúbico de arenisca fangosa con longitud lateral L y volumen V a lo largo del eje del pozo, como se muestra en la Figura 6-9(a). Dado que existen diferencias físicas obvias entre el esqueleto de la roca (minerales sólidos distintos del lodo y el agua de los poros), el lodo y el agua de los poros, para estudiar la contribución de estos tres componentes a los valores de los registros del pozo, los recolectamos por separado, como se muestra en Figura 6 El modelo de volumen equivalente que se muestra en -9(b).
Figura 6-9 Modelo de volumen de formación de arenisca sombría
Si el volumen del esqueleto de la roca, el volumen del lodo y el volumen de los poros (los poros están llenos de agua de formación) están representados por Vma, Vsh y Vφ respectivamente, obviamente existe
Registro geofísico del pozo
Entonces, la porosidad total de la formación, incluido el lodo disperso, es
Registro geofísico del pozo
Entre ellos, φc es la porosidad efectiva, es el contenido en volumen relativo del lodo;
Ahora, basándose en el modelo de volumen de arenisca fangosa que se muestra en la Figura 6-9, se deriva la fórmula básica para la interpretación de los registros de pozo.
1. Registros de densidad
Los registros de densidad miden la intensidad de los rayos gamma dispersos, lo que refleja la densidad electrónica de la formación. Por lo tanto, después de la calibración, el registro de densidad puede medir directamente la densidad aparente de la formación.
Según el modelo de volumen de arenisca arcillosa, el peso g de arenisca arcillosa debe ser igual a la suma del peso del esqueleto de la roca Gma, el peso arcilloso Gsh y el peso del agua de poro Gf, es decir,
Registro de pozos geofísicos
Pero
Registro de pozos geofísicos
En la fórmula: ρb es el valor de registro de densidad ρma, ρsh y ρf; son la densidad del esqueleto de la roca, la densidad del lodo y la densidad de masa del lodo, respectivamente.
Entonces hay
Registros de pozos geofísicos
Finalmente obtenemos:
Registros de pozos geofísicos
Dónde: Contenido de volumen relativo de lodo; φc=Vφ/V es la porosidad efectiva.
La fórmula (6-40) es la fórmula básica para la interpretación del registro de densidad de arenisca fangosa derivada del método del modelo de volumen. De hecho, esta fórmula no sólo se aplica a las areniscas arcillosas, sino que también se aplica a otras capas de limo.
2. Registro sónico
El registro sónico, denominado registro sónico, consiste en medir el tiempo δt requerido para que la onda deslizante se propague una distancia unitaria a lo largo de la formación de la pared del pozo (llamada diferencia horaria sónica). Existe una relación recíproca simple entre el tiempo de tránsito sónico y la velocidad del sonido de formación. Suponiendo que la arenisca arcillosa esté compactada, se puede considerar que las ondas sonoras se propagan en línea recta en la roca.
De esta forma, el tiempo de propagación t de la onda deslizante en la arenisca fangosa debe ser igual a la suma del tiempo de propagación tma de la onda deslizante en el esqueleto de la roca, el tiempo de propagación tsh en el suelo fangoso y el tiempo de propagación tf en el agua de los poros, es decir,
Registro geofísico de pozos
Si la velocidad del sonido del esqueleto de la roca es vma, la velocidad del sonido del lodo es vsh y la velocidad del sonido del el agua de los poros es vf, entonces la fórmula anterior se puede escribir como
Registro de pozo físico de la Tierra
o
Registro de pozo geofísico
El el resultado final es:
Registro geofísico del pozo
donde φc=Vφ/V es la porosidad efectiva; es el contenido de volumen relativo del lodo; δt es el valor del registro de velocidad sónica (acústica); tiempo de tránsito); tma, tsh y δTF son el tiempo de tránsito acústico del esqueleto de la roca, el lodo y el agua de los poros, respectivamente.
La fórmula (6-41) es la fórmula básica para la interpretación del registro de velocidad sónica de arenisca fangosa y se deriva utilizando el método del modelo de volumen. Esta fórmula también se aplica a otras capas de limo compactadas.
3. Registro de neutrones
El registro de neutrones de uso común incluye el registro de neutrones térmico y el registro de neutrones epatérmico. Los registros de neutrones térmicos registran la densidad de neutrones térmicos y los registros de neutrones epitermales registran la densidad de neutrones epitermales. La distribución de la densidad de neutrones térmicos y la densidad de neutrones sobrecalentados en la formación depende principalmente del contenido de hidrógeno en la formación. Por lo tanto, los valores logarítmicos de neutrones reflejan principalmente el contenido de hidrógeno en la formación. El contenido de hidrógeno de la formación está representado por el índice de hidrógeno φ n. Si el contenido de hidrógeno por unidad de volumen de agua pura es 1, entonces el contenido de hidrógeno por unidad de volumen de roca es el índice de hidrógeno de la formación.
Según el modelo de volumen de arenisca arcillosa, el contenido de hidrógeno H de arenisca arcillosa con volumen V debe ser igual al contenido de hidrógeno del esqueleto de roca Hma, el contenido de hidrógeno de arenisca arcillosa Hsh y el contenido de hidrógeno de agua de poro Hf y, es decir, hay
Registros de pozos geofísicos
Supongamos que φN, φma, φsh y φf representan respectivamente el índice de contenido de hidrógeno (valor de registro) de la arenisca fangosa. , el índice de contenido de hidrógeno del esqueleto de la roca. De acuerdo con el índice de contenido de hidrógeno del lodo y el contenido de hidrógeno del agua de los poros, se puede obtener la fórmula anterior:
Registro de pozos geofísicos
Finalmente obtenido
Registro de pozos geofísicos
La ecuación (6-42) es la fórmula básica para la interpretación del registro de neutrones de arenisca fangosa derivada utilizando el método del modelo de volumen. Esta fórmula también se aplica a otras capas de limo.
Las fórmulas anteriores (6-40), (6-41) y (6-42) son las ecuaciones básicas para el procesamiento digital de datos de registro de formaciones fangosas. Cuando el contenido de volumen relativo de la lutita arcillosa es cero, estas fórmulas se transforman en fórmulas de interpretación estratigráfica pura sin lutita arcillosa. A partir de estas fórmulas se puede ver que los parámetros geológicos que deben resolverse (contenido de volumen del esqueleto de roca, contenido de volumen de lodo, porosidad) se pueden obtener de estas fórmulas además de leer los valores del registro del pozo del registro del pozo correspondiente. curvas (Además de ρb, δt, φn), también es necesario conocer algunos parámetros del esqueleto de la roca, el lodo y el agua de los poros, como ρma, ρsh, ρf, ρδTMA, ρδTSH, ρ TF. Estos parámetros se denominan colectivamente parámetros de formación. Aunque los parámetros estratigráficos de varias rocas comunes se han medido con mucha precisión en el laboratorio, todos tienen valores teóricos, sin embargo, en el procesamiento digital, aún es necesario realizar pruebas de selección de parámetros estratigráficos en función de las condiciones del área de trabajo para garantizar una buena calidad; efectos de procesamiento.
(2) Análisis litológico de capa mineral única
La denominada capa mineral única se refiere a una capa con un solo mineral en la composición del esqueleto de la roca. Por ejemplo, supongamos que la formación bajo estudio es una arenisca arcillosa, los minerales del esqueleto son estacionales y los poros de la roca están llenos de agua de formación. Ahora, utilizamos dos registros de porosidad (el registro de densidad, el registro sónico y el registro de neutrones se denominan registros de porosidad en la tecnología moderna de análisis de registros. Debido a que las lecturas registradas por estos registros están relacionadas con la porosidad de la formación) para determinar la fracción de volumen () y porosidad de arena y lodo en la formación bajo estudio.
1. Utilice el gráfico cruzado de densidad de neutrones para el análisis de litología.
Como se muestra en la Figura 6-10, si el valor del registro de neutrones se utiliza como abscisa, el valor del registro de densidad. es la ordenada, y se puede hacer el diagrama transversal de densidad de neutrones de la arenisca arcillosa. En este diagrama de intersección, los tres vértices del triángulo son el "punto esqueleto", el "punto de barro-roca" y el "punto de agua", respectivamente.
Estos tres puntos forman un triángulo litológico, y las coordenadas de los tres vértices del triángulo litológico están determinadas por parámetros estratigráficos conocidos. En la Figura 6-10, sus valores son
Registros geofísicos
Figura 6-10 Determinación de fracciones de volumen de arena y lodo () y poros mediante gráfico cruzado de densidad de neutrones Grado
La Figura 6-11 utiliza gráficos cruzados de dos registros de porosidad para determinar la composición y la porosidad de formaciones minerales individuales.
Según las fórmulas de interpretación de registro (6-40) y (6-42) derivadas del método del modelo de volumen, existe una relación lineal entre los valores de registro y el contenido de volumen o porosidad del componentes de la roca. Por lo tanto, después de determinar las posiciones de los tres vértices en el diagrama transversal, podemos realizar divisiones lineales equidistantes en las líneas de conexión de los tres vértices para hacer una escala lineal de contenido de lodo y porosidad, como se muestra en la Figura 6-10.
Cuando se utiliza un diagrama transversal para determinar el contenido de volumen y la porosidad de arenisca fangosa, primero determine un punto de intersección en el diagrama transversal basado en la lectura del registro de neutrones φN y la lectura del registro de densidad ρb de la capa de interpretación. como se muestra en la figura Como se muestra en 6-10. En este momento φN=29, ρb = 2,42g·cm-3. Entonces, la porosidad φ = 20 y el contenido de volumen V′V′sh = 19,5 se pueden obtener mediante interpolación lineal. Contenido en volumen de arena = [100-(20 19,5)] = 60,5.
2. Análisis informático de la litología mediante dos registros de porosidad.
Para generalizar la solución, utilizamos xey para representar los dos registros de porosidad. Pueden ser una combinación de dos de los tres registros de porosidad (registro de densidad, registro sónico y registro de neutrones).
En el diagrama transversal X-Y, se puede establecer un triángulo de litología basado en las coordenadas conocidas del punto del esqueleto, el punto de lutita y el punto de salida de agua, como se muestra en la Figura 6-11. Las coordenadas de los tres vértices del triángulo litología son
Punto de agua: (X1, y 1);
Punto barro-roca: (X2, y2);
Puntos del esqueleto: (X3, Y3).
Obviamente, para cualquier arenisca fangosa saturada portadora de agua, el punto de intersección (X, Y) determinado por sus valores de registro de porosidad X e Y debe estar dentro del rango encerrado por el triángulo de litología. El problema ahora es determinar la porosidad, el contenido de volumen arcilloso y el contenido de volumen de arena en cualquier punto del triángulo litológico.
Supongamos V1=φ. De acuerdo con la fórmula de interpretación del registro de porosidad derivada del método del modelo de volumen, podemos escribirlo como:
Registro geofísico
En este sistema de ecuaciones, la tercera ecuación se llama balance de materia. ecuación. Ahora hay tres ecuaciones y el número de incógnitas (V1, V2, V3) es igual al número de ecuaciones. Entonces, al resolver este sistema de ecuaciones lineales, podemos resolver tres incógnitas.
De acuerdo con la regla de Clem para resolver ecuaciones lineales, la ecuación lineal (6-43) se puede convertir a la siguiente forma:
Registro de pozos geofísicos
Dónde : A1, B1, C1 y A2, B2 y C2 son coeficientes conocidos, llamados coeficientes del triángulo de intersección. Sólo dependen de las coordenadas de los tres vértices del triángulo de intersección:
Registro de pozos geofísicos
.Estos incluyen:
Registro de pozos geofísicos
En la programación, siga estos pasos.
1) Primero, calcule los coeficientes del triángulo de intersección A1, A2, B1, B2 y C1 en función de las coordenadas de los tres vértices del triángulo de intersección dado (X1, y 1; X2, Y2; X3, Y3), C2 se calcula según (6-45).
2) Luego sustituya los valores de registro (x, y) y los coeficientes del triángulo de intersección de los puntos de muestreo en la ecuación (6-44) para obtener la porosidad V1 =φ, el contenido en volumen de lodo y el contenido de arena.
3) Ingrese el valor logarítmico (x, y) del siguiente punto de muestreo, repita el paso 2) y continúe hasta que se procese el intervalo de interpretación.
4) Llame al programa de dibujo para dibujar el cuadro de resultados del análisis de litología en función de los resultados del cálculo.
(3) Modelo volumétrico de la ecuación de interpretación del registro eléctrico de la capa de lodo.
1. Fórmula de resistividad de areniscas fangosas estratificadas.
La resistencia de esta litología puede considerarse como la suma de la resistencia paralela de la arenisca fangosa y pura, y su modelo de volumen se muestra en la Figura 6-12.
Supongamos que el área de la sección transversal de toda la formación es a, el volumen es v, la resistencia es r y la resistividad es rt; la resistencia de la parte fangosa es r1, la resistividad es; Rsh, y el volumen es v 1; si los poros de arenisca pura El grado es φsd, el volumen es V2, la resistencia es r2 y la resistividad es Rsd, entonces:
Registro de pozos geofísicos
Figura 6-12 Modelo de arenisca fangosa en capas y circuito equivalente
Registro geofísico
Para la sección de arenisca pura, al aplicar la fórmula de Archie se obtiene:
Geofísico log
Después de completar:
Registro de pozo geofísico
Sustituya esta fórmula en la fórmula (6-46) para obtener:
Pozo geofísico registro
La ecuación (6-47) es la ecuación de resistividad de la arenisca fangosa en capas.
2. La fórmula de resistividad de areniscas fangosas como arenisca fangosa dispersa y arenisca fangosa mixta.
Registro de pozos geofísicos
También existe la fórmula de Simandou comúnmente utilizada:
Registro de pozos geofísicos
Espera un minuto.
Si estás calculando la saturación de agua en una zona de descarga, puedes utilizar la fórmula de resistividad simplemente cambiando los parámetros. Los parámetros de transformación son los siguientes: Rw→Rmf, Rt→Rxo, Rsh→Rshxo, Rcl→(Rcl)xo, Sw→Sxo. Si se aplica la fórmula (6-48) a la zona de descarga, entonces hay
Registros de pozo geofísico
3. Modelo Waxman-Smith (modelo W-S)
< El El modelo p>W-S cree que la conductividad eléctrica de la arenisca arcillosa es similar a la de la arenisca pura con la misma porosidad, parámetros geométricos de los poros (m, n) y saturación del fluido. Esta conductividad eléctrica es el catión intercambiable adsorbido por las partículas de arcilla en el. formación de poros. Resultado de la conducción paralela con electrolitos libres. La Figura 6-13 muestra la relación entre la conductividad C0 de la muestra de roca en una solución acuosa saturada de NaCl y la conductividad Cw de la solución de equilibrio de la muestra de roca saturada.Figura 6-13 La relación entre la conductividad eléctrica C0 de la arenisca que contiene cemento y la conductividad eléctrica Cw del agua de formación
Como se puede ver en la figura, la conductividad eléctrica de La arenisca arcillosa es más alta que la de la arenisca pura correspondiente, lo que indica que la arenisca arcillosa tiene conductividad adicional. Además, cuando la conductividad del agua de formación Cw es alta, la diferencia Ccx entre la conductividad de la arenisca arcillosa y la correspondiente arenisca pura permanece sin cambios. Según la perspectiva de la conductividad paralela, la conductividad eléctrica de la arenisca que contiene cemento es
Registro de pozos geofísicos
donde: C0, Cex y Cw son areniscas que contienen cemento, cationes de intercambio de arcilla. e iones libres, respectivamente. Conductividad del electrolito; x e y son constantes geométricas apropiadas que representan el efecto de la geometría del camino conductor.
Cuando Cex=0, la fórmula (6-51) se convierte en C0=YCw. En este momento, debería ser la relación de interpretación de la arenisca pura acuífera. Según la fórmula de Archie de arenisca pura acuífera
Registro de pozos geofísicos
En la fórmula: F' es el coeficiente de formación de arenisca pura y la porosidad total (φt) es igual a la arenisca fangosa.
Registro geofísico de pozos
Donde m es el índice de cementación.
Comparando c0 = y CW, obtenemos:
Registro geofísico
Dado que la geometría del camino conductor para los cationes intercambiados es casi la misma que la del electrolito libre, luego
Registro de pozos geofísicos
Sustituya esta fórmula en la fórmula (6-51) para obtener:
Registro de pozos geofísicos
Debido a que Cex =BQV, la ecuación (6-54) se puede escribir como:
Registro de pozo geofísico
Donde: B es la conductividad equivalente de los cationes intercambiables en la superficie de las partículas de arcilla. , para Na (25 ℃), B=3,83 (1-0,83e-0,5C), la unidad es ωcm3/(mg·m); QV es la capacidad de intercambio catiónico por volumen de poro, mg/cm3;
En el caso de formaciones de arenisca fangosa que contienen petróleo y gas, el petróleo y el gas ingresan al espacio poroso para reemplazar parte del agua libre, y los cationes intercambiables relacionados con la arcilla están más concentrados en el agua restante.
Por lo tanto, se puede suponer que la capacidad efectiva de intercambio catiónico de las areniscas fangosas que contienen petróleo y gas está relacionada con la capacidad de intercambio catiónico QV y la saturación de agua Swt cuando la formación es completamente portadora de agua, es decir. De manera similar a la fórmula (6-55), la fórmula de conductividad de la arenisca completamente cementada correspondiente a la arenisca fangosa de petróleo y gas se puede obtener de la siguiente manera:
Registro de pozos geofísicos
Es decir ,
p>Registro de pozos geofísicos
En la fórmula: Ct es la conductividad eléctrica de la arenisca fangosa que contiene petróleo y gas; "n" es el índice de saturación.
La ecuación (6-57) es la ecuación de conductividad utilizada por el modelo W-S para determinar la saturación total de agua de areniscas fangosas que contienen petróleo y gas.
4. Modelo de dos aguas (modelo D-W)
Clairville et al. analizaron más a fondo el modelo W-S y la hidratación de la arcilla y creyeron que el modelo W-S no podía explicar el efecto de desalinización de la arcilla. hidratación e ignorado El clavier de difusión formado por cationes (Na) en la superficie de la arcilla tiene un cierto espesor. Para mejorar el modelo W-S, Clairville et al. propusieron un modelo de dos aguas, que cree que hay dos partes de agua en los poros de la arenisca fangosa: agua arcillosa (o agua unida) y agua libre (o agua distante). Este es el concepto de doble agua. El agua arcillosa se refiere al agua en la fina película de agua adherida a la superficie de las partículas de arcilla y no puede fluir libremente. El agua libre, en relación con el agua arcillosa, se refiere a la parte de los poros almacenada en el espacio poroso de la formación a una cierta distancia; desde la superficie de las partículas. En el agua arcillosa se acumula una gran cantidad de cationes intercambiables (Na), pero no hay aniones (Cl-) ni sal. El proceso de conducción es un proceso de intercambio catiónico. La conductividad eléctrica del agua libre es la misma que la del agua de formación ordinaria y no es necesariamente móvil desde la perspectiva de las propiedades hidráulicas. El modelo D-W sostiene que cualquier formación que contenga lodo tiene las mismas propiedades que una formación pura con la misma porosidad, curvatura y contenido de fluido, excepto que la conductividad del agua es diferente a la calculada en base a su contenido. Para capas fangosas con agua, desde un punto de vista eléctrico, el agua de formación puede considerarse compuesta de "agua arcillosa" y "agua libre". La conductividad eléctrica total de la arenisca arcillosa es el resultado de la conducción paralela de agua libre y agua arcillosa en el total de los poros. Sin embargo, el esqueleto de la formación y el lodo seco pueden considerarse no conductores y no contribuyen a la conductividad de la formación. Con base en esto, proporcionamos un modelo de volumen de formación de arenisca fangosa que contiene petróleo y gas, como se muestra en la Figura 6-14.
Figura 6-14 Modelo de volumen de formación de arenisca fangosa que contiene petróleo
Según el modelo de volumen:
Registro de pozos geofísicos
Entre ellos: SWB y SWF representan la saturación de agua irreducible y la saturación de agua libre de la formación respectivamente; φB, φF y φH representan la porosidad de agua irreducible, la porosidad de agua libre y la porosidad de petróleo y gas respectivamente.
Supongamos que la conductividad del agua libre es CWF, el agua ligada es CWB, la conductividad del agua mezclada con agua ligada y agua libre es CWM y la conductividad de la formación es Ct, entonces se puede ver la fórmula de Archie:
Registro de pozos geofísicos
Según el concepto del modelo de dos aguas, CWM se puede determinar mediante las fórmulas paralelas de CWB y CWF, es decir,
Registro de pozos geofísicos
Divida ambos lados por φt al mismo tiempo para obtener:
Registro de pozos geofísicos
Sustituya la ecuación (6-60) en la ecuación ( 6-59) para obtener:
Registro de pozos geofísicos
La fórmula (6-61) es la ecuación de conductividad para determinar la saturación total de agua de formaciones de arenisca fangosa que contienen petróleo y gas. y se deriva del modelo de dos aguas.
Modelo 5.S-B
El modelo S-B utiliza el concepto de conductancia equivalente de iones de equilibrio variable y agua doble, por lo que combina las características sobresalientes de los modelos W-B y D-W. Además, el modelo considera que la conductancia equivalente del contraión cambia con la extensión de la doble capa eléctrica difusiva y, por tanto, es función de la temperatura y la conductividad del agua de formación. El modelo S-B supone que la conductividad de la arenisca arcillosa es la misma que la de la arenisca pura con la misma porosidad total y curvatura del canal, y que la conductividad efectiva del agua en los poros es Cwe.
Cwe es la suma de las contribuciones efectivas del líquido y la solución de equilibrio libre bajo la influencia de la doble capa eléctrica difusa. La expresión de Cwe es
Registro geofísico de pozos
donde: Cw es la conductividad de la solución de equilibrio, s/m; es la conductividad equivalente de los contraiones en la solución de doble capa eléctrica, s/m (mg/cm3); Contraión en la doble capa eléctrica. Concentración, mol/l.
Independientemente de la extensión de la doble capa eléctrica, la concentración de iones n de la solución dentro del rango de influencia de la doble capa eléctrica se puede expresar como
Logaritmo geofísico
donde: QV es la concentración efectiva de contraión por unidad de volumen total de poros, mg/cm3. Sustituyendo la ecuación (6-63) en la ecuación (6-62) obtenemos:
Registro de pozos geofísicos
Similar a la formación de arenisca pura, la conductividad eléctrica C0 de la formación completamente acuosa. La arenisca fangosa que contiene es
Registro de pozo geofísico
donde: Fe es el coeficiente de formación de la formación de arenisca pura equivalente con la misma porosidad total φ t
Pozo geofísico log
Sustituya la ecuación (6-64) en la ecuación (6-66) para obtener la ecuación de conductividad del modelo S-B de arenisca cementada saturada:
Registro de pozos geofísicos
En areniscas fangosas que contienen petróleo y gas, la conductividad eléctrica Ct de la arenisca fangosa que contiene petróleo y gas se puede escribir según la fórmula de Archie.
Registro de pozos geofísicos
En la fórmula: Swt es la saturación total de agua, decimal; Ne es el índice de saturación de la formación de arenisca pura equivalente es el índice de saturación igual del petróleo; y arenisca fangosa que contiene gas Conductividad efectiva del agua de formación, s/m
Similar a la expresión de Cwe, expresiones disponibles:
Registro de pozos geofísicos
En petróleo. y yacimientos de gas, está relacionado con la concentración de iones de equilibrio y la saturación de agua del yacimiento de petróleo y gas cuando la formación se llena con agua, y aumenta con la disminución de Swt, es decir,
Pozo geofísico registro
Pero
Registro de pozos geofísicos
En la fórmula: Vu es el volumen de agua de arcilla por unidad de volumen de iones de equilibrio de arcilla, decimal es el; factor de expansión de la doble capa eléctrica.
Sustituya la fórmula (6-70) y la fórmula (6-71) en la fórmula (6-69):
Registro de pozos geofísicos
Sustituya la ecuación ( 6 -72) Sustituya en la ecuación (6-68) para obtener la ecuación de conductividad del modelo S-B de formaciones de petróleo y gas;
Registro geofísico de pozos
Sustituya en la ecuación (6-73), Obtenga:
Registro de pozos geofísicos
La ecuación (6-74) es el modelo S-B para determinar la saturación de agua de formaciones de arenisca fangosa que contienen petróleo y gas.