Морфологічні характеристики кривих каротажу в аспекті розв’язання прикладних геолого-геофізичних задач
Gespeichert in:
| Datum: | 2008 |
|---|---|
| Hauptverfasser: | , |
| Format: | Artikel |
| Sprache: | Ukrainisch |
| Veröffentlicht: |
Центр менеджменту та маркетингу в галузі наук про Землю ІГН НАН України
2008
|
| Schlagworte: | |
| Online Zugang: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/12604 |
| Tags: |
Tag hinzufügen
Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
|
| Назва журналу: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Zitieren: | Морфологічні характеристики кривих каротажу в аспекті розв’язання прикладних геолого-геофізичних задач / О.М. Карпенко, О.М. Онищук // Теоретичні та прикладні аспекти геоінформатики: Зб. наук. пр. — 2008. — С. 99-107. — Бібліогр.: 7 назв. — укр. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| _version_ | 1859596858304757760 |
|---|---|
| author | Карпенко, О.М. Онищук, О.М. |
| author_facet | Карпенко, О.М. Онищук, О.М. |
| citation_txt | Морфологічні характеристики кривих каротажу в аспекті розв’язання прикладних геолого-геофізичних задач / О.М. Карпенко, О.М. Онищук // Теоретичні та прикладні аспекти геоінформатики: Зб. наук. пр. — 2008. — С. 99-107. — Бібліогр.: 7 назв. — укр. |
| collection | DSpace DC |
| first_indexed | 2025-11-27T21:21:32Z |
| format | Article |
| fulltext |
99
© Î.Ì. Êàðïåíêî, Î.Ì. Îíèùóê, 2008
ÓÄÊ 553.981
²âàíî-Ôðàíê³âñüêèé íàö³îíàëüíèé òåõí³÷íèé óí³âåðñèòåò
íàôòè ³ ãàçó, ì. ²âàíî-Ôðàíê³âñüê
ÌÎÐÔÎËÎò×Ͳ ÕÀÐÀÊÒÅÐÈÑÒÈÊÈ
ÊÐÈÂÈÕ ÊÀÐÎÒÀÆÓ
 ÀÑÏÅÊÒ² ÐÎÇÂ’ßÇÀÍÍß
ÏÐÈÊËÀÄÍÈÕ ÃÅÎËÎÃÎ-ÃÅÎÔ²ÇÈ×ÍÈÕ ÇÀÄÀ×
Фаціальний і літологічний склад продуктивної товщі неогенових
відкладів Більче-Волицької зони Передкарпатського прогину не відрізняєть-
ся значним різноманіттям. Відклади косівської і дашавської світ, що заляга-
ють над гіпсоангідритовим горизонтом тираської серії, складені перешару-
ванням сірих, темно-сірих вапнистих, сланцюватих, аргілітоподібних глин
з ясно-сірими і зеленувато-сірими різнозернистими пісковиками, алевролі-
тами і рідкими прошарками туфів і туфітів. Колекторами газу у сармат-
ських відкладах є пісковики і алевроліти. Товщина газонасичених піско-
виків змінюється від 0,1 до 1–2 м, рідко до 5 м. Найпоширеними є пласти
пісковиків завтовшки 5–30см. У практиці розвідки газових родовищ мікро-
шаруваті розрізи зазначених відкладів інколи діагностують як глинисті, тому
що на кривих електричних зондів вони характеризуються низькими значен-
нями опору (2–5 Ом ⋅ м), а на кривих гамма-каротажу – підвищеною (6–
9 мкР/год) потужністю природного гамма-випромінювання. Розрахункові
роботи з комп’ютерного моделювання [1] показань екранованих зондів БК,
БМК, ІК засвідчують, що у разі перешарування проникних пластів піско-
виків і глин завтовшки менше 0,8 м, за пористості понад 0,15 і газонасиче-
ності понад 0,8 уявний електричний опір зондів занижується більше ніж у
10 разів порівняно з таким подібного пласта великої (понад 4 м) товщини
внаслідок ефекту анізотропії. Досить часто ємнісні властивості порід-ко-
лекторів для типових тонкошаруватих товщ на етапах оперативного виснов-
ку або визначення підрахункових параметрів за даними електричних та інших
методів ГДС виконується виходячи із теоретичної геоелектричної моделі
анізотропної тонкошаруватої пачки порід. Насправді, згідно із розрахунка-
ми за даними щодо зазначених відкладів, реальні значення питомого опору
пачки суттєво відрізняються від модельних (поздовжнього або поперечного
опорів) [2]. Логічно припустити, що такі відхилення значною мірою пов’я-
зані із тим, що реальні тонкошаруваті пачки за текстурними особливостями
не відповідають умові мікрошаруватого анізотропного пласта (за В.М. Дах-
100
новим, товщина шарів у складі товщі має бути набагато меншою за розмір
зонда). Як відомо, максимальний розмір великих градієнт-зондів БКЗ дорі-
внює 4,25 або 8,5 м. На практиці є певні проблеми щодо визначення реаль-
них товщин прошарків у таких пластах за каротажними даними, тому що у
ручному режимі це є дуже кропітка справа, а в автоматичному – недостат-
ньо враховуються умови вимірювання (зміни діаметра свердловини, гео-
метрія вимірювання зондами різних розмірів та методів дослідження).
З метою поліпшення оцінки уявних товщин прошарків розроблено ори-
гінальний спосіб визначення ефективного періоду основної гармонійної
складової у мікрошаруватих товщах, складених перешаруванням порід двох
основних літотипів – глинистих і піщано-алевритових. Слід відзначити, що
під час підрахунків запасів природного газу в родовищах, що зосереджені у
згаданих неогенових відкладах, важливим питанням є встановлення ефек-
тивних товщин і піскуватості тонкошаруватих пачок, у першу чергу – мікро-
шаруватих. Для цього використовують переважно дані методів БМК і БК.
Так, під час визначення підрахункових параметрів по Залужанському газо-
вому родовищу за мінімальну кондиційну товщину прошарків пісковиків-
колекторів прийнято значення 0,25 м – для горизонтів ВД-13, НД-5 – НД-8
і 0,35 м для горизонтів НД-9 – НД-15 дашавської світи. Тонкі пласти зав-
товшки кілька десятків сантиметрів доцільно виділяти за даними фокусо-
ваних зондів БК і БМК, в певною мірою – за даними акустичного каротажу.
Значна частина шаруватих пачок і продуктивних пластів у розрізі нео-
генової товщі складена ритмічним чергуванням піщано-глинистих порід.
Закономірна послідовність шарів теригенних гірських порід, як відомо,
відображає зміну напрямків і темпів вертикальних рухів земної кори під
час седиментації. Низка важливих завдань геологічного і геофізичного ха-
рактеру пов’язана із виявленням та аналізом явних або прихованих періо-
дичностей у зміні літотипів гірських порід по вертикалі в геологічному
розрізі [3 – 5]. Основним аргументом щодо існування прихованих періодич-
ностей у зміні літотипів у розрізі свердловини є широко відомий факт впливу
на процес нагромадження осадів низки природних причин, які мають пері-
одичний характер прояву. Відповідно, і сам процес седиментації також
відзначатиметься своєю ритмічністю.
Геофізична реалізація процесу седиментогенезу яскраво проявляється
на морфологічній формі каротажних діаграм, зареєстрованих різними ме-
тодами. Ритмічна поведінка обраної геофізичної характеристики по розрі-
зу свердловини має проявлятись у вигляді суперпозиції невеликої кількості
періодичних складових (гармонік), ускладнених завадами [3]. Математич-
ний вираз такого процесу звичайно описують у вигляді рівняння Фур’є. Ча-
сова шкала замінена шкалою глибини. Гармонійні компоненти, що наявні у
101
рівнянні – розподілі Фур’є, є відображенням розподілу самої характерис-
тики, що може бути зумовлено різним порядком коливних рухів земної кори
в процесі седиментації. Розмах цих рухів відображено в амплітуді коливань
геофізичного параметра – у величинах спектральних коефіцієнтів, частко-
во – у зміщеннях фаз. Саме накладання різних за частотними характеристи-
ками складових геофізичної кривої створює проблеми у виділенні основ-
ної гармоніки. Аналогічні причини призводять до утворення такої кривої
автокореляційної функції, яка виявляється неефективною під час встанов-
лення основного періоду квазіритмічної мінливості геофізичного парамет-
ра вздовж стовбура свердловини. Проте навіть за відсутності строгої періо-
дичності часто існує послідовність у зміні шарів певної літології, яка по-
вторюється протягом багатьох приблизно однакових циклів. Під час розв’я-
зання задач нафтогазової геології та геофізики, величина, що характеризує
частоту повторюваності мікроциклів, їх розмір, має широке коло застосу-
вання – від оцінки коефіцієнта нафтогазонасичення за значеннями пито-
мого електричного опору тонкошаруватих пластів [2, 6] до прогнозу наяв-
ності колекторів, однорідності ізолювальних покришок, міжсвердловинної
та стратиграфічної кореляції геологічних розрізів [3].
Саме ритмічність, як одна з основних морфологічних характеристик
геофізичних кривих, покладена в основу розробки способу оцінки уявного
періоду (частоти) гармонійної складової шаруватої товщі. Як аналог ритмі-
чної складової прийнято модель синусоїди. Найбільше підходить така мо-
дель для геофізичних кривих із симетричною формою аномалій за наяв-
ності вираженої ритмічності. За результатами досліджень період синусої-
дальної кривої в межах трьох і більше циклів може бути виражений через її
градієнт:
* 1,05740.24,5262 (grad( ( )))T f h
h
σ −=
∆
, (1)
де T – уявний період, м; ∆h – крок квантування за глибиною, м; f*(h) – при-
ведена випадкова функція геофізичного параметра від глибини h свердло-
вини; grad(f*(h)) – градієнт приведеної випадкової функції в точці дослід-
ження, м–1; σ (grad(f*(h))) – середньоквадратичне відхилення градієнта при-
веденої випадкової функції геофізичного параметра в межах вікна дослід-
ження (або інтервалу тонкошаруватої пачки порід).
Рівняння перетворення випадкової функції геофізичного параметра у
наведений вигляд теке:
* ( )( )
1,4867σ( ( ))
f xf h
f x
= . (2)
102
Отримана послідовність обробки каротажних кривих може бути зас-
тосована для цифрових даних з метою безперервного розрахунку уявного
періоду гармонійної складової. Особливістю запропонованого алгоритму є
простота реалізації, змістовність (аналог – гармонійна складова) і мож-
ливість оцінки енергетичного внеску основної і другорядної (див. далі) гар-
монік. Зазначимо, що для деяких геофізичних параметрів, де наявна випад-
кова складова у вигляді статистичних флуктуацій природної або штучної
радіоактивності (ГК, НГК, ННК), потрібно проводити попереднє згладжу-
вання кривої з метою виділення корисної складової сигналу. Також слід
обережно використовувати цей спосіб для оцінки періоду гармонійної скла-
дової геофізичної кривої за наявності незначних амплітуд мікронеоднорід-
ностей. У наведеному випадку оцінюють співвідношення середньоквадра-
тичного відхилення значень геофізичного параметра в межах тонкошарува-
тої пачки до відповідної статистичної характеристики, що визначає похиб-
ку реєстрації сигналу. За незначної мінливості геофізичного параметра пе-
ріод гармонійної складової не оцінюють.
Проведення попластової інтерпретації, особливо на етапі видачі опе-
ративних висновків за даними геофізичних досліджень у відкритому стов-
бурі свердловини, у випадку класичного тонкошаруватого або мікрошарува-
того розрізу потребує залучення інформації про питомий внесок окремих
літологічних складових у величини зареєстрованих параметрів і середньо-
зважених товщин прошарків в межах окремих пластів або товщ. Оцінюван-
ня останньої характеристики є дуже кропітким. Існуючі алгоритми оцінки
товщин окремих прошарків переважно ґрунтуються на обробці даних мікро-
методів (Т.С. Ізотова, Г.П. Федорович, В.І. Грицишин та ін.). Так, Г.П. Фе-
дорович рекомендує виділяти піщано-алевритові прошарки і визначати їх
товщини за даними БМК, БК, МКЗ на ділянках з піскуватістю понад 40% за
оцінкою ширини аномалії на рівні 1/3 її висоти від основи; на ділянках із
середньою піскуватістю (близько 20%) – на рівні 1/2 її висоти, а на ділян-
ках із малою піскуватістю – на рівні 2/3 висоти від основи аномалії. Вказа-
ний спосіб використовують під час обробки даних ГДС, зареєстрованих або
поданих в аналоговому вигляді. Для оцінки середньозважених товщин про-
шарків або їх сумарної товщини у шаруватих пачках або пластах безперерв-
но по розрізу свердловини наведений спосіб не є ефективним та зручним,
особливо у разі машинної інтерпретації. На відміну від нього та аналогіч-
них способів, наведений вище підхід із застосуванням рівнянь (1), (2) дає
змогу оцінити середню (уявну) товщину прошарків на основі оцінки зна-
чень періоду гармонійної складової. На рис. 1 наведено приклад визначен-
ня уявного періоду основної гармоніки чергування пластів у шаруватій товщі
неогенових відкладів Комарівського газового родовища в межах вікна ков-
103
зання по стовбуру свердловини. Перевірка значень періодів традиційними
методами, з використанням АКФ і гармонійного аналізу Фур’є, показує до-
статньо високу збіжність результатів у разі наявності помітної тонкоритмі-
чної шаруватості. Так, в інтервалі 689–699 м за даними трьох способів от-
римано значення періоду в межах 1,2 – 1,4 м (рис.1).
Згідно з результатами досліджень залежно від роздільної здатності
методів ГДС суттєво розрізняються частотні характеристики каротажних
Ðèñ. 1. Ôðàãìåíò ä³àãðàìè ðîçðàõîâàíîãî óÿâíîãî ïåð³îäó ãàðìîí³éíî¿ ñêëàäîâî¿ çà
äàíèìè ìåòîäó ÁÊ ó ðîçð³ç³ äàøàâñüêî¿ ñâ³òè Êîìàð³âñüêîãî ãàçîâîãî ðîäîâèùà òà
îö³íêà ïåð³îäó ñòàòèñòè÷íèìè ìåòîäàìè ç âèêîðèñòàííÿì ÀÊÔ ³ ïåðåòâîðåííÿ
Ôóð’º
104
кривих навпроти шаруватих товщ. За даними табл. 1 можна визначити
відносні можливості основних методів типового комплексу ГДС щодо оцінки
уявних періодів у межах інтервалів розрізів свердловин, представлених пе-
реважно перешаруванням аргілітоподібних глин і піщано-алевритових
порід. На прикладі розрізу свердловини Комарівського газового родовища в
межах інтервалу 575 – 920 м (дашавська світа) встановлено уявні періоди
гармонійної складової за даними основних методів типового комплексу ГДС.
Виділено окремі групи методів, які за роздільними можливостями та особ-
ливістю проведення вимірювань можуть бути використані для визначення
різних за геолого-геофізичним змістом періодичностей. Методи з великою
роздільною здатністю виявляють прошарки завтовшки в кілька десятків сан-
тиметрів, відповідно, за їх допомогою можна оцінити уявні періоди чергу-
вання таких прошарків, представлених породами різних літотипів. Це ме-
тоди АК, ГК, НГК, БМК, БК (табл.1).
З метою вибору методів, які слід використовувати для розрахунків уяв-
них періодів тонкошаруватих товщ, були застосовані статистичні методи кла-
стерного аналізу і головних компонент. На дендрограмі (рис. 2), побудованій
за результатами кластер-аналізу, виявляються дві основні групи методів. До
першої відносять методи (геофізичні параметри), по кривих яких можна виді-
лити мікрошарувату квазіперіодичну складову. Це криві уявного опору 0,45 м
градієнт-зонда, БК, БМК, ГК і НГК. Відзначену група методів, як викладено
вище, на практиці використовують для оцінки ефективних товщин тонких
прошарків під час проведення інтерпретації даних ГДС у відкритому стов-
Òàáëèöÿ 1. Ñòàòèñòè÷í³ õàðàêòåðèñòèêè ðîçïîä³ë³â ðîçðàõîâàíèõ óÿâíèõ ïåð³îä³â
ãàðìîí³éíî¿ ñêëàäîâî¿ âçäîâæ ñòîâáóðà ñâ. 5-Êîìàð³âñüêà çà äàíèìè ìåòîä³â òèïî-
âîãî êîìïëåêñó ÃÄÑ
Значення, м
Метод
(параметр) N середнє мінімальне максимальне
Середньо-
квадратичне
відхилення,
м
Потенціал-
зонд N6M0.5A 1720 6,0 0,6 30,4 3,55
ПС 1720 2,5 0,2 13,4 2,28
ІК 1720 2,6 0,3 9,2 1,51
Гррадієнт-зонд
A8.0M1.0N 1720 4,0 0,4 14,6 1,86
A4.0M0.5N 1720 3,2 0,5 8,8 0,92
A2.0M0.5N 1720 3.2 0,7 9,4 1,49
A1.0M0.1N 1720 2,2 0,8 7,6 0,84
A0.4M0.1N 1720 2,0 0,7 4,3 0,71
БК 1720 1,7 0,6 4,3 0,48
БМК 1720 1,4 0,7 5,2 0,58
НГК 1720 1,8 0,6 4,7 0,73
ГК 1720 1,9 0,7 4,9 0,84
АК (ΔТ) 1720 1,3 0,5 2,5 0,43
105
бурі свердловини. Градієнт-зонди великих розмірів, метод індукційного ка-
ротажу дають змогу виявляти аномалії і певну періодичність іншого порядку
на геофізичних кривих. Тут високочастотна складова, що пов’язана із мікро-
шаруватістю, має другорядне, підпорядковане, значення.
Наведені результати статистичного аналізу методом головних компо-
нент після процедури “варімакс” [7] ще раз вказують на існування групи
геофізичних методів, на діаграмах яких виявляються однакові за геологіч-
ною природою аномалії від об’єктів приблизно однакового розміру і, відпо-
відно, проявляються однакові за частотними характеристиками періодич-
ності чергування окремих літотипів порід. За даними табл. 2, виявлено ок-
ремо дві групи мікрометодів: перша – ГК, НГК, 0,45 м градієнт-зонд; друга –
БК, 1,05 м градієнт-зонд. У першій групі встановлено ще один метод – ПС,
що можна пояснити спільною геологічною природою аномалій і гармоній-
них складових із більшими періодами у різних методів – в першу чергу внас-
лідок мінливості вмісту глинистої фракції у теригенних породах різної літо-
логічної належності.
Розглянутий новий спосіб оцінки уявних періодів гармонійних скла-
дових каротажних кривих має широке коло практичної реалізації у нафто-
газовій геофізиці. Так, під час виявлення ділянок з наявністю потенційних
Ðèñ. 2. Äåíäðîãðàìà, ïîáóäîâàíà çà ðåçóëüòàòàìè êëàñòåðíîãî àíàë³çó ðîçðàõîâàíèõ
çíà÷åíü óÿâíèõ ïåð³îä³â çà äàíèìè ìåòîä³â ÃÄÑ ó ðîçð³ç³ äàøàâñüêî¿ ñâ³òè (Ãð.-ç. –
ãðà䳺íò-çîíä)
106
порід-колекторів як контролюючого фактора, що визначає ступінь згладжу-
вання кривої каротажу у разі чергування глинистих і піщаних прошарків у
тонкошаруватому розрізі використовуватимуть параметр уявного періоду
мікроциклічної неоднорідності пачок пластів. Інакше кажучи, ступінь ди-
ференціації розрізу, представленого чергуванням аргілітів і піщаних пластів-
колекторів, залежатиме не лише від геофізичних параметрів останніх, а й
від середньої товщини прошарків (або періодів мікроциклів). Рис. 3 є наоч-
ним прикладом використання нового параметра для виявлення пластів або
товщ з малоглинистими різновидами прошарків пісковиків і аргілітів. На
ньому показано ділянку наявності колекторів, яка контролюється значен-
нями коефіцієнта варіації природної радіоактивності і величиною уявного
періоду мікроциклів у тонкошаруватій товщі.
Òàáëèöÿ. 2. Ðåçóëüòàòè àíàë³çó óÿâíèõ ïåð³îä³â äëÿ êðèâèõ ð³çíèõ ìåòîä³â çà äîïî-
ìîãîþ ìåòîäó ãîëîâíèõ êîìïîíåíò (Êîìàð³âñüêå ãàçîâå ðîäîâèùå):
Ïðèì³òêà. Íàï³âæèðíèì âèä³ëåíî ñóòòºâ³ âåëè÷èíè âëàñíèõ çíà÷åíü ôàêòîðíèõ
íàâàíòàæåíü
Фактор 1 Фактор 2 Фактор 3 Фактор 4 Фактор 5 Фактор 6
Метод
Без обертання факторних осей
ПС 0,81 0,04 -0,14 -0,39 0,21 -0,08
НГК 0,78 0,16 -0,36 -0,14 -0,11 0,22
Градієнт-зонд
A8.0M1.0N 0,47 0,55 0,48 -0,06 0,27 -0,38
A4.0M0.5N 0,55 0,10 0,68 0,19 -0.07 0,35
A2.0M0.5N 0,81 -0,04 0,33 0,01 -0,04 0,18
A1.0M0.1N 0,60 -0,65 0,03 0,21 0,29 0,04
A0.4M0.1N 0,87 -0,12 -0,21 0,14 -0,18 -0,20
ГК 0,78 0,00 -0,20 -0,44 0,20 0,13
БМК 0,77 0,25 -0,05 0,02 -0,49 -0,11
БК 0,70 -0,23 -0,11 0,58 0,05 -0,20
АК (ΔТ) 0,05 0,67 -0,41 0,50 0,25 0,20
Сумарний
внесок 0,48 0,12 0,11 0,10 0,05 0,05
Із застосуванням процедури “варімакс”
ПС 0,90 0,08 -0,02 0,09 -0,11 0,23
НГК 0,86 -0,22 0,08 0,05 0,16 -0,15
Градієнт-зонд
A8.0M1.0N 0,29 -0,09 0,27 -0,02 0,05 0,89
A4.0M0.5N 0,24 0,02 0,91 0,13 0,04 0,18
A2.0M0.5N 0,60 0,09 0,58 0,26 0,06 0,12
A1.0M0.1N 0,39 0,22 0,18 0,76 -0,30 -0,13
A0.4M0.1N 0,71 0,00 0,04 0,51 0,36 0,04
ГК 0,93 0,06 0,02 0,01 -0,20 0,04
БМК 0,66 -0,05 0,21 0,11 0,64 0,11
БК 0,36 -0,18 0,12 0,84 0,20 0,06
АК (ΔТ) 0,04 -0,98 -0,04 0,01 0,02 0,07
Сумарний
внесок 0,38 0,10 0,12 0,15 0,07 0,09
107
Використання ж як діагностичних характеристик інших геофізичних
параметрів – інтервального часу поздовжньої хвилі, потужності вторинно-
го гамма-випромінювання НГК, показів методів БК, ДННК, під час спільної
інтерпретації за наведеною схемою дає змогу виявляти у типовому тонко-
шаруватому розрізі ритмічні пачки з кондиційним вмістом пластів-колек-
торів. Із застосуванням додатково результатів визначення питомого елект-
ричного опору тонкошаруватих пластів у таких інтервалах з урахуванням
уявних періодів мікроциклічності гірських порід можна оцінювати значен-
ня коефіцієнта нафтогазонасичення для піщано-алевритової компоненти,
що до останнього часу було досить складною проблемою.
1. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. – М.:
Недра, 1097. – 375 с.
2. Карпенко О.М. Перколяційна оцінка нафтогазонасичення гірських порід у тонкошарува-
тому розрізі свердловини. Теоретичні та прикладні аспекти геоінформатики // Зб. наук.
праць. – К., 2006. – С. 80–92.
3. Деч В.Н., Кноринг Л.Д. Нетрадиционные методы комплексной обработки геолого-гео-
физических наблюдений в разрезах скважин. – Л.: Недра, 1978. – 192 с.
4. Крамбейн У., Грейбилл Ф. Статистические модели в геологии. – М.: Мир, 1969. – 397 с.
5. Крамбейн У., Кауфман М., МакКеммон Р. Модели геологических процессов. – М.: Мир,
1973. – 150 с.
6. Кулинкович А.Е. О влиянии анизотропии горных пород на результаты каротажа сопро-
тивлений // Методика интерпретации и геологическое истолкование геофизических дан-
ных (Тр. УкрНИГРИ). – М.: Недра, 1965. – Вып. 13. – С. 45 – 68.
7. Йереског К.Г., Клован Д.И., Реймент Р.А. Геологический факторный анализ. – Л.: Недра,
1980. – 223 с.
Ðèñ. 3. Ðîçïîä³ë çíà÷åíü êîåô³ö³ºíòà âàð³àö³¿ ïðèðîäíî¿ ðàä³îàêòèâíîñò³ òà óÿâíîãî
ïåð³îäó ì³êðîøàðóâàòîñò³ ç âèä³ëåíîþ ä³ëÿíêîþ ³ñíóâàííÿ ï³ùàíî-àëåâðèòîâèõ ïîð³ä
ó òîíêîøàðóâàò³é òîâù³
|
| id | nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-12604 |
| institution | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| issn | XXXX-0017 |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2025-11-27T21:21:32Z |
| publishDate | 2008 |
| publisher | Центр менеджменту та маркетингу в галузі наук про Землю ІГН НАН України |
| record_format | dspace |
| spelling | Карпенко, О.М. Онищук, О.М. 2010-10-14T18:51:09Z 2010-10-14T18:51:09Z 2008 Морфологічні характеристики кривих каротажу в аспекті розв’язання прикладних геолого-геофізичних задач / О.М. Карпенко, О.М. Онищук // Теоретичні та прикладні аспекти геоінформатики: Зб. наук. пр. — 2008. — С. 99-107. — Бібліогр.: 7 назв. — укр. XXXX-0017 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/12604 553.981 uk Центр менеджменту та маркетингу в галузі наук про Землю ІГН НАН України Комплексна інтерпретація геолого-геофізичних даних Морфологічні характеристики кривих каротажу в аспекті розв’язання прикладних геолого-геофізичних задач Article published earlier |
| spellingShingle | Морфологічні характеристики кривих каротажу в аспекті розв’язання прикладних геолого-геофізичних задач Карпенко, О.М. Онищук, О.М. Комплексна інтерпретація геолого-геофізичних даних |
| title | Морфологічні характеристики кривих каротажу в аспекті розв’язання прикладних геолого-геофізичних задач |
| title_full | Морфологічні характеристики кривих каротажу в аспекті розв’язання прикладних геолого-геофізичних задач |
| title_fullStr | Морфологічні характеристики кривих каротажу в аспекті розв’язання прикладних геолого-геофізичних задач |
| title_full_unstemmed | Морфологічні характеристики кривих каротажу в аспекті розв’язання прикладних геолого-геофізичних задач |
| title_short | Морфологічні характеристики кривих каротажу в аспекті розв’язання прикладних геолого-геофізичних задач |
| title_sort | морфологічні характеристики кривих каротажу в аспекті розв’язання прикладних геолого-геофізичних задач |
| topic | Комплексна інтерпретація геолого-геофізичних даних |
| topic_facet | Комплексна інтерпретація геолого-геофізичних даних |
| url | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/12604 |
| work_keys_str_mv | AT karpenkoom morfologíčníharakteristikikrivihkarotažuvaspektírozvâzannâprikladnihgeologogeofízičnihzadač AT oniŝukom morfologíčníharakteristikikrivihkarotažuvaspektírozvâzannâprikladnihgeologogeofízičnihzadač |