Page 52 - 4265

A n впп  A n скп 1 K п  A n вп K . (4.18)
п
Різниця нейтронних поглинаючих активностей у
водонасиченому та нафтонасиченому об’єктах становить:

A n п вп  A n нпп  A n вп  A n веп  K 1  K в , (4.19)
п

отже,

A n впп  A n нпп
K  . (4.20)
н
A n вп  A n веп K п

Визначення коефіцієнта об’ємного газонасичення
Більші можливості нейтронні методи мають при
визначенні коефіцієнта газонасичення порового простору
колекторів. Рішення цього завдання ґрунтується на наступних
положеннях.
У газоносному колекторі у зв’язку з меншим вмістом
водню, чим у водоносному заданої пористості, і зменшенням
його густини коефіцієнт нейтронної пористості визначається
співвідношенням:

K п n г K п  K1 г H в K п K г H г  K п n   гл K гл  a K , (4.21)
 i
і м
i

де H в і H г – водневі еквіваленти водонасиченої і газонасиченої
часток порового простору при термобаричних умовах
залягання колектора; K п n  – виправлення за зменшення
густини газоносного пласта в порівнянні з водоносним.
Зіставляючи формулу (4.21) з формулою, що визначає
K п n для повністю водонасиченого колектора, приходимо до
висновку, що газонасичення породи викличе зменшення K п n
на величину

 K п n  K п n  K п n г  K п K г H  H г   K п n  , (4.22)
в

відповідно:
51