Для повышения точности интерпретации каротажных данных и улучшения применимости моделей интерпретации по зонам проведено исследование модели оценки пористости и насыщенности резервуаров третьего отдела на западном склоне впадины Цинтун в северной части бассейна Субэй. Статистический анализ экспериментальной пористости и каротажных данных показал, что скорректированная по глинистости кривая акустического времени хорошо удовлетворяет связи акустического фактора пласта, определено акустическое время скелета породы на 189,39 мкс/м, коэффициент литологии скелета x равен 1,472, и установлена модель интерпретации пористости по зонам. Проанализирована связь фактора пласта F и пористости, определена закономерность изменения цементационного показателя m в зависимости от пористости керна: в среднепористых резервуарах m стабильен с увеличением пористости, а в высоко- и сверхвысокопористых резервуарах m имеет тенденцию к увеличению. Реализован расчет переменного цементационного показателя m по каротажным данным, что позволяет точно рассчитывать нефтенасыщенность резервуара. Результаты применения показывают хорошее соответствие между результатами интерпретации пористости и насыщенности в регионе и экспериментальными данными.

впадина Цинтун;интерпретация каротажа;пористость;насыщенность;сложные песчаники;отношение акустического фактора пласта