Page 46 - 4651

акустичних методів дослідження розрізів нафтових і газових
свердловин, фокусованих електричних методів, зокрема МБК.
Однак у тих випадках, коли діаграми цих методів відсутні,
метод ПС при наявності зазначених вище сприятливих умов
дозволяє наближено оцінити k п теригенних глинистих
колекторів з розсіяною глинистістю.
Можливості використання його обмежуються
свердловинами, пробуреними на прісному глинистому
розчині. У свердловинах, пробурених на соленій воді або на
нефільтруючому вапняково-бітумному розчині, якісні
діаграми ПС отримати не вдається, тому й визначити k п за
діаграмами ПС неможливо. Перспективне використання
діаграм ПС: а) в комплексі з методами пористості
(нейтронними, акустичними) для одночасної оцінки
пористості і глинистості; б) в комплексі з гамма-методом для
вирішення тієї ж задачі [9]. Ці способи комплексної
інтерпретації засновані на тісному зв'язку параметра  ПС з
відносною глинистістю  гл.

Навчальний елемент 2.2.3. Визначення пористості за
методами нейтронного каротажу. Для визначення коефіцієнта
пористості гірських порід використовують три модифікації
стаціонарних нейтронних методів: нейтронний гамма-метод
(НГК), нейтрон-нейтронний каротаж за тепловими (ННК-Т) і
надтепловими (ННК-HT) нейтронам, а також у невеликому
обсязі імпульсний нейтронний каротаж (ІНК).
Покази всіх трьох модифікацій стаціонарних методів
залежать в основному від вмісту водню в середовищі, що
оточує прилад. Проте в деяких випадках помітний вплив на
покази має також хімічний склад і густина скелета гірської
породи. Покази НГК і ННМ-Т в деякій мірі залежать також
від вмісту хлору в пластових водах і глинистому розчині.
У випадку НГК k п визначають за допомогою палеток, що
пов'язують покази апаратури І НГК в ум. од. або подвійний
різницевий параметр І НГК з k п (рис.2.7). Попередньо покази
І НГК виправляють за вплив свердловини, товщини глинистої
кірки, мінералізації промивальної рідини, інерційність
апаратури.

45