Page 38 - 4650

 1 K   K  
K  ск п в п нгп , (4.6)
нг
K    
п в н. г

де К п – коефіцієнт пористості, д.од;
λ нгп, λ ск, λ в, λ н.г – відповідно декремент затухання
теплових нейтронів у нафтогазоносному пласті, скелеті
породи, пластовій воді та у нафті або газі, які насичують пори
-1
колектора, с .
Для глинистого пласта-колектора:

(   )К  (   )  (   )К
К  в ск п нгп ск гл ск гл (4.7)
нг
К (   )
п в н .г

де К гл – коефіцієнт глинистості;
λ гл – декремент затуханна теплових нейтронів у
глинистому матеріалі.
Найбільш складним питанням реалізації цієї методики
являється необхідність визначення чи розрахунку λ ск, λ гл. При
зменшенні коефіцієнта пористості похибка визначення К нг
збільшується.
Для водного розчину хлористого натрію із
3
-1
мінералізацією С в (в г/дм ) значення λ в [мс ] розраховується
за формулою:

  83,4  077,0  С . (4.8)
в в

Для нафти (С хН у) із густиною δ н при пластових умовах:

у  9 43 у  5 ,
  83,4    , (4.9)
н н н
12  х  у 12  х  у

де х і у – кількість атомів вуглецю і водню в молекулі
37