Page 63 - 4651

нейтронних методів зберігається для колекторів, що залягають
на глибині до 4 км. При більш глибокому заляганні колектора
величина ω г стає близькою до об'ємного водневмісту нафти ω н
і води ω в, тому завдання не вирішується.
Коефіцієнт нафтонасичення k н визначають за даними
імпульсних нейтронних методів (ІННК, ІНГК) в обсаджених
неперфорованих свердловинах переважно для теригенних і
високопористих карбонатних колекторів з k п > 20% при С в> 50
100 г/л і для умов повністю розформованої зони
проникнення.
Імпульсні нейтронні методи використовують для
визначення поточного значення k н при контролі за
розробленням родовищ, якщо пластова і закачувана у
нагнітальні свердловини вода є мінералізованою. Якщо
пластова або закачувана у нагнітальні свердловини вода
прісна або слабкомінералізована, навіть простіше завдання
розподілу колекторів на нафтоносні і водоносні не
вирішується або вирішується ненадійно, оскільки метод
знаходиться в цьому випадку на межі роздільної здатності.
Тим більше неможливо розв’язати завдання визначення k н за
даними ІННК. В даний час ІННК використовується для
контролю за переміщенням ВНК в умовах прісної законтурної
води.
Перспективною є можливість визначення k н
продуктивного колектора за діаграмами ІННК в тривало
простоюючих обсаджених свердловинах на стадії розвідки і
особливо дорозвідки родовища, що при комплексування ІННК
і ННК-Т нерідко призводить до відкриття пропущених раніше
продуктивних пластів і цілих покладів нафти.

62