Page 51 - 4265

які визначені різними методами, мають близькі значення. За
методом Хоссена в більшості випадків одержують завищені
K в, по методу Сіманду – найбільш близькі до дійсного.
Визначення коефіцієнтів нафтогазонасичення за даними
нейтронних методів
У основу визначення коефіцієнта нафтонасичення за
даними нейтронних методів покладені залежності
інтенсивності випромінювання від змісту в пластових водах
елементів з аномальними нейтронними властивостями
(наприклад хлору). Однак істотне ускладнення виникає через .
невелику глибинність дослідження цими методами. Ця
обставина при наявності зони проникнення фільтрату
промивної рідини, концентрація солей у якому істотно
відрізняється від їх концентрації в пластових водах, створює
труднощі для внесення відповідних виправлень.
При достатній мінералізації пластових вод за хлором
найбільш інформативні імпульсні методи. При зазначеній
умові нейтронна поглинаюча активність перебуває в прямій
залежності від коефіцієнта водонасичення K в порового
простору.
Коефіцієнт K н за даними імпульсного методу одержують
при рішенні наступного рівняння:

A n нпп  A n скп  1 K п  A n вп K п K  A n веп  1 K в , (4.16)
в

де величини A n п нп, A n п ск, A n п в і A n п ве – відповідно,
нейтронно-поглинаюча активність нафтогазоносного пласта,
скелету породи, води та вуглеводневих елементів.
З рівняння (4.16) знаходимо:

A n нпп  A n п к с  A n скп  A n веп K п
K  . (4.17)
в
A n вп  A n веп K п

Якщо в розрізі свердловини є водонасичений об’єкт із
таким ж мінеральним складом і пористістю, як і
нафтонасичений пласт, то рішення завдання істотно
полегшується. Для цього об’єкта будемо мати:

50