2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 10

Стационарный нейтронный каротаж (СНК). Метод применяют для контроля вытеснения газа в пласте жидкостью (показания уменьшаются) или жидкости газом, определения газожидкостного раздела в скважинах, обнаружения интервалов накопления газа в верхних отложениях или в кавернах заколонного пространства. Эффективность метода (достоверность определяемых параметров) наибольшая при высоких коэффициентах пористости m и низких пластовых давлениях. В отмеченных условиях по данным стационарного нейтронного каротажа можно определить и коэффициент текущего газонасыщения пород.

Основой метода является облучение горных пород источником быстрых нейтронов и регистрация замедлившихся нейтронов (тепловых или надтепловых), γ-квантов, регистрирующихся при поглощении медленных нейтронов. На этой же основе выделены модификации стационарного нейтронного каротажа:

нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКТ); нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННКНТ); нейтронный гамма-каротаж (НГК).

Как правило, используют НГК с длиной зонда (расстояние между источ- ником и детектором излучения) 60 или 70 см, реже 40–50 см.

Показания всех модификаций стационарного нейтронного каротажа уменьшаются при увеличении водородосодержания пласта, т.е. водородного индекса — ВИ (W). Водородный индекс пресной воды W принят в нормальных условиях за единицу. Водородный индекс пласта определяется формулой:

W = mWçï + KãëWãë,

(10.19)

ãäå m – пористость пласта в долях единицы; Wçï – водородный индекс заполнителя пор; Kãë – объемная доля глинистых и других минералов с химически связанной водой; Wãë – водородный индекс этих минералов (количественно Wãë совпадает с содержанием в них Н2О, выраженным в кг/л).

ЗначениеWçï определяют по формуле

Wçï = SâWâ + SíWí + SãWã,

(10.20)

ãäå Sâ, Sí è Sã — соответственно водо-, нефте- и газонасыщенность пород; Wâ,Wí è Wã — водородные индексы воды, нефти и газа в пластовых условиях (в большинстве случаев можно принять Wâ ≈ Wí ≈ Wã ≈ 1).

Водородный индекс метана в пластовых условиях определяется по фор-

ìóëå

WCH

4

= pïëÒ ñò 623pàòÒ ïë zïë,

(10.21)

ãäå zïë — коэффициент сверхсжимаемости метана при pïë è Òïë, определяемый графическим или расчетным путем согласно [2].

Газонасыщение пласта уменьшает его водородный индекс и повышает показания всех модификаций стационарного нейтронного каротажа.

При одинаковом водородном индексе с уменьшением плотности пород и при переходе от доломитов к известнякам и далее к песчаникам показания стационарного нейтронного каротажа несколько растут. Показания ННКТ иногда заметно уменьшаются при наличии микропримесей — аномальных поглотителей нейтронов: хлора, бора, калия и т.д. Показания НГК несколько растут с увеличением хлоросодержания пород, например: при увеличении минерализации пластовых вод. На результаты всех видов стационарного нейтронного каротажа существенно влияют: диаметр, конструкция скважин и среда, заполняющая их, а также давление газа. Увеличение диаметра ствола при заполнении

848

скважины водой или нефтью уменьшает, а заполнение газом увеличивает показания стационарного нейтронного каротажа.

Важнейшим условием замеров стационарного нейтронного каротажа для контроля за разработкой является регулярность проведения таких замеров с последующим сопоставлением результатов для определения насыщенности пластов. Этим обеспечивается наибольшая чувствительность метода, так как между замерами может меняться только насыщение пласта, а другие параметры, влияющие на показания, остаются практически неизменными.

Эта особенность должна быть учтена в проекте при подготовке рекомендаций по контролю за разработкой месторождений нефти и газа.

Импульсный нейтронный каротаж (ИНК). Метод применяется для определения начального и текущего газожидкостного и водонефтяного контактов, количественной оценки текущих коэффициентов газонефтенасыщенности пород, обнаружения (в комплексе со стационарным нейтронным каротажем) скоплений перетекшего газа в затрубном пространстве или в верхних отложениях. Основой метода является регистрация плотности тепловых нейтронов (импульсный нейтрон-нейтронный каротаж) или γ-квантов, испускаемых при поглощении тепловых нейтронов горной породой (импульсный нейтронный гам- ма-каротаж ИНГК) через некоторое время задержки после испускания быстрых нейтронов источником (генератором) нейтронов.

Зависимость показаний в виде числа импульсов в одну минуту Ji от времени задержки ti имеет экспоненциальный характер и выражается формулой

Ji ≈ J0e–λt,

(10.22)

где λ — временной декремент поля нейтронов, обычно близкий к нейтронопоглощающей способности — активности горной породы; t — среднее время жизни тепловых нейтронов в породе.

Если обозначить через параметр À породы значение t â âîäå – À = 1/t, то для продуктивных пластов получим

A = ∑Àivi,

(10.23)

ãäå Ài — нейтронопоглощающая способность i-й компоненты, рассчитываемая обычно по известному химическому составу компоненты согласно примеру, приведенному далее (см. раздел 10.12).

Значения Ài приведены в табл. 10.4.

Ò à á ë è ö à 10.4

Среднее время жизни тепловых нейтронов ti и нейтронопоглощающая способность (активность) Ài = 1/ti для некоторых минералов, воды, нефти и метана при различных давлениях

	Ïëîò-					Ïëîò-
Компонент	ность	ρ,	ti, ìñ	Ài,	Компонент	ность ρ,	ti, ìñ	Ài,
	10–3			ìñ–1		10–3		ìñ–1
	êã/ì3					êã/ì3
Кварц	2,65		1,1	0,9	Вода пресная	1,0	0,207	4,83
Кальцит	2,71		0,63	1,6	Вода пластовая	1,0—1,2	0,04—0,2	4,83—25
Доломит	2,9		0,96	1,04	(в зависимости от
Ангидрит	2,95		0,37	2,7	минерализации)
Ãèïñ	2,3		0,25	4,0	Нефть (СnÍ2n)	0,85	0,21	4,75
Ортоклаз	2,6		0,30	3,3	Метан при 10 МПа	0,073	1,31	0,78
Альбит	2,6		0,63	1,6	Òî æå, ïðè 30 ÌÏà	0,22	0,44	2,34
Анортит	2,6		0,66	1,5	Òî æå, ïðè 50 ÌÏà	0,37	0,26	3,90
Каолинит	2,6		0,36	2,8
Монтмориллонит	2,1		0,40	2,5
(без железа)
								849

Для коллекторов нефти и газа формулу (10.23) представим в виде

A = Àcê(1 – m – Kãë) + ÀãëKãë + ÀçïKãë,

(10.24)

ãäå Àñê, Àãë è Àçï — нейтронопоглощающая способность скелета, глинистой фракции (в карбонатах – нерастворимого остатка) и заполнителя соответственно; Kãë – коэффициент глинистости.

Значение Àçï определяется по формуле

Àçï = ÀâSâ + ÀíSí + ÀãSã,

(10.25)

ãäå Àâ, Àí è Àã – поглощающая способность воды, нефти и газа в пластовых условиях.

Отличие λ от À зависит от конструкции и заполнения скважины, длины зонда, типа прибора и учитывается по данным соответствующих номограмм, приведенных в работах [4, 13, 18]. Если конструкция скважины и ее заполнение постоянны в некотором интервале разреза, то для любой пары пластов с условными индексами n è m в этой части разреза разность À–λ практически постоянна и, следовательно,

λn – λm ≈ Àn –Àm.

(10.26)

Основными интерпретационными параметрами импульсного нейтронного каротажа являются значения À èëè t, а при качественном решении простых задач также показания (скорость счета) при достаточно больших t (обычно более 0,6–0,9 мс для ИННК и 0,4–0,7 мс для ИНТК).

Преимущество ИНК по сравнению со стационарным нейтронным каротажем заключается: в охвате большего радиуса исследования (0,4–0,5 м вместо 0,2–0,35 м), более высокой эффективности при выделении газоносных и обводненных пластов в области высоких пластовых давлений, если минерализация пластовой воды достаточно велика (4–5 г/л), а также возможности определения коэффициента нефтенасыщенности Sí в обсаженных скважинах только этим методом при минерализации до 15 г/л.

Для проведения ИНК в обсаженной скважине применяют прибор ИГН-4 (диаметр прибора 90 мм, максимальная температура среды tmax 120 °С, а максимальное давление pmax 60 МПа), а для аналогичной работы в скважине с фонтанными трубами – приборы ИГН-6 и ИГН-32 (диаметры приборов соответственно 42 и 32 мм, tmax 120 °Ñ, à pmax 40 и 35 МПа соответственно).

10.9. КОНТРОЛЬ ЗА ОБВОДНЕНИЕМ ЗАЛЕЖИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МЕТОДОВ ГЕОФИЗИКИ

Контроль за положением газожидкостного контакта и выявление интервалов, в которых произошло изменение коэффициента газонасыщенности Sã по сравнению с начальным, осуществляются методами электрического сопротивления в бурящихся скважинах и повторными замерами с использованием одного из стационарных нейтронных методов (в неперфорированных интервалах экс-

850

плуатационных скважин и особенно надежно в специальных геофизических наблюдательных скважинах с перфорированной колонной). По данным комплекса «приток – состав» (т.е. механическая и термометрия, дебито-, влаго- и шумометрия) с непривлечением данных нейтронного каротажа в действующих и остановленных скважинах определяют интервалы поступления воды, газа и нефти в перфорированный интервал.

Оценка характера насыщения пластов, в том числе и определение положения ГВК и текущего коэффициента газонасыщенности Sã по данным методов электросопротивления в бурящихся скважинах (БК, ИК, при толщине коллекторов более 4 м и БКЗ) осуществляют по методикам, разработанным применительно к поискам и разведке газовых и газоконденсатных месторождений. Чтобы выделить интервалы, газонасыщенность которых понизилась по сравнению с начальной, текущий коэффициент газонасыщенности сравнивают с начальным Sã.í. Значение начальной газонасыщенности Sã.í находят по ее корреляционным связям с другими характеристиками пластов, например, коэффициентами глинистости и пористости. Удовлетворительная точность для Sã.í получается в терригенных коллекторах. Положение газонефтяного контакта по удельному электрическому сопротивлению пластов не определяется. В необсаженных скважинах для определения газожидкостного контакта до или в начальный период разработки месторождения может быть использован гидродинамический каротаж с приборами АИПД, ГДК-1 и др.

После крепления скважины и расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости газожидкостный контакт может быть определен по данным СНК и ИНК, а водонефтяной контакт – по данным ИНК при минерализации пластовых вод более 4 г/л.

Стационарный нейтронный каротаж для определения газожидкостного контакта можно применять при пластовых давлениях до 40 МПа в зависимости от точности замеров, глинистости коллекторов и газонасыщенности. При минерализации пластовой воды более 15 г/л ИНК эффективнее, чем СНК.

Контроль перемещения газожидкостного и водонефтяного контактов и выделение интервалов с пониженной газонасыщенностью в наблюдательных (геофизических) скважинах с глухой колонной, заполненной жидкостью, осуществляются по данным повторных замеров нейтронными методами. Выбор модификаций нейтронного каротажа производится по критериям, изложенным выше.

Достоверность контроля за изменением (снижением) газонасыщенности отдельных интервалов повышается при наличии «фоновых» замеров нейтронного каротажа, полученных после расформирования зоны проникновения фильтрата, но до начала снижения газонасыщенности коллекторов. Для полу- чения надежных «фоновых» замеров необходимо проведение повторных замеров после обсадки скважины и до расформирования зоны в важнейших интервалах, подлежащих контролю. На завершение расформирования зоны указывает стабилизация показаний нейтронного каротажа по двум-трем замерам на уровне, близком к показаниям, соответствующим газонасыщенному пласту с известным Sã. При этом первый замер для изучения расформирования зоны проникновения фильтрата проводится через 2–5 сут после обсадки, в дальнейшем время до очередного измерения увеличивается интенсивно до тех пор, пока не достигнет 6–10 мес.

В неперфорированных интервалах эксплуатационных скважин контроль за перемещением газожидкостного и водонефтяного контактов и выделение обводненных интервалов осуществляется так же, как и в геофизических скважи-

851

нах. Заполнение скважины в исследуемом интервале при всех повторных замерах должно быть одинаковым. При геофизических радиоактивных методах исследования скважин под газом эффективность СНК, особенно нейтронного гамма-каротажа, ниже, чем в скважинах, заполненных жидкостью. Некоторое улучшение эффективности исследований можно добиться путем увеличения размера зонда, применив НКГ-70.

Оценка характера насыщения пласта по единичному замеру, полученному после расформирования зоны проникновения промывочной жидкости, когда нет других замеров или они проведены до расформирования зоны проникновения промывочной жидкости в исследуемые пласты, возможна, если имеется информация о других свойствах пласта, оказывающих на показания метода — пористости, глинистости, содержании нерастворимого остатка и т.д.

Оценка характера насыщения пласта в перфорированных скважинах по данным нейтронного каротажа возможна, если отсутствует зона проникновения воды из скважины в пласт, например, пласт находится выше минимальной глубины водонефтяного раздела для различных режимов работы скважины или замеры нейтронного каротажа проведены в действующей скважине и контролируемый пласт работает. Уровень жидкости при различных режимах работы скважины определяется по данным нескольких методов: резистиви-, влагометрии, гамма-гамма плотнометрии, а также по распределению давления по глубине.

Работающие интервалы определяют по данным дебито-, термо- и шумометрии. Интерпретация результатов нейтронного каротажа для таких пластов, т.е. для пластов без зоны проникновения, осуществляется согласно рекомендациям, приведенным в работе [2]. Однако в перфорированных интервалах интерпретация результатов менее определенна, чем в неперфорированных, поэтому результаты НК должны контролироваться данными других методов. В таких случаях помимо нейтронного каротажа используется радиогеохимический эффект, а также комплекс «приток – состав».

10.10. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ТЕКУЩЕЙ И ОСТАТОЧНОЙ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ

Значения коэффициентов текущей Sã.ò и остаточной Sã.î газонасыщенности могут быть определены в необсаженных и обсаженных интервалах скважин. Необсаженные интервалы исследуются в скважинах, выходящих из бурения, или в эксплуатационных и наблюдательных (геофизических) скважинах с открытым забоем. Последние могут находиться под газом или заполнены жидкостью – водой, промывочной жидкостью и т.д. Определение Sã.ò è Sã.î в необсаженных интервалах осуществляют по данным электрических методов, использованных при разведке данного месторождения. Если скважина находится под газом, то применимы только индукционный и диэлектрический методы.

В разрезах обсаженных скважин значения Sã.ò è Sã.î оценивают по результатам СНК и ИНК в основном в неперфорированных интервалах только при отсутствии зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости. Определение газонасыщенности по данным СНК основано на различии концентраций

852

водорода в воде и газе. Точность определения газонасыщенности снижается с увеличением пластового давления и глинистости, с уменьшением пористости и газонасыщенности пластов. При типичной точности замеров СНК газонасыщенность Sã определяется с погрешностью менее 10 % при больших пластовых давлениях и 20–30 % если pïë < 25 МПа и коэффициенте пористости m ≈ 10 %. К типичной точности относятся случаи, когда пласты неглинистые и газонасыщенность равна 60–80 %. Если пористость пласта m < 10 %, а газонасыщенность составляет 40–50 %, то точность определения Sã резко ухудшается. Определение газонасыщенности Sã по данным ИНК основано на зависимости нейтронопоглощающей способности À для газоносного и водоносного пластов, поэтому точность определения Sã снижается при увеличении pïë è Kãë, уменьшении минерализации вод, пористости и газонасыщенности.

При высокоточных измерениях À (относительная погрешность δÀ < 2,5 %) определение Sã с точностью 10 % ( в области Sã ≈ 60–80 %) возможно:

1) в условиях пресных пластовых вод (когда минерализация вод меньше

10 г/л) — лишь в области pïë < 10 ÌÏà, åñëè m = 25 %, è pïë < 20 ÌÏà, åñëè m = 35 %;

2)при минерализации вод 50 г/л — для pïë < 20 ÌÏà, åñëè m = 15 %, è pïë < 40 ÌÏà, åñëè m = 20 %;

3)при минерализации вод 200 г/л — для pïë < 40 ÌÏà, åñëè m = 10 %, è

≥15 %.ïë

Если минерализация пластовых вод и промывочной жидкости существенно отличается, то содержание солей в связанной воде не восстановится и после восстановления газонасыщенности пластов в зоне проникновения. В таких слу- чаях оценка газонасыщенности пласта Sã возможна только при наличии способа определения минерализации связанной воды к моменту проведения замеров ИНК, например, по корреляционным зависимостям коэффициента смешения воды и фильтрата от параметров пластов, оцененных по результатам геофизи- ческих исследований.

После начала обводнения пласта минерализация связанной воды восстанавливается до минерализации пластовой, и отмеченная выше трудность при определении текущей газонасыщенности не возникает. Из-за недостаточной точности номограммы для учета влияния скважины на временной декремент поля нейтронов λ, определение Sã обычно основывается на использовании опорных газо- и водоносных пластов, коллекторские параметры и состав твердой фазы которых близки к соответствующим характеристикам исследуемых пластов. Если опорные пласты отсутствуют, то значения Sã определяют по зна- чению À. Поправка λ – À для некоторых случаев приводится в работах [2, 13, 18]. Потребность в опорных пластах возникает часто и при использовании СНК из-за недостатков в эталонировании аппаратуры и потребностей в установлении масштабов записи, нулевой линии диаграмм и т.д.

Для количественного определения Sã необходимо знать:

1) при ИНК: временной декремент поля нейтронов в пласте λ и в компонентах пласта – в скелете λñê, глинистой фракции λãë и примесях λïð, пластовой воде λâ, газе в пластовых условиях λã, коэффициенты пористости m и глинисто-

ñòè Kãë;

2) при СНК: показания метода J (см. следующий раздел) или определяемые по ним значения кажущейся пористости mê или эффективного водородного индекса пласта Wýô, коэффициента пористости m и глинистости Kãë.

При использовании методики опорных пластов аналогичная информация нужна и по этим пластам.

853

10.11. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПО ДАННЫМ СНК

Интерпретация результатов замеров при определении газонасыщенности Sã пластов по данным СНК в основном аналогична методике определения пористости, приведенной в работах [2, 49]. Полностью аналогичны операции выделения пластов, введения поправок на влияние интегрирующей ячейки и нелинейность аппаратуры, а также учет фона естественного гамма-излучения при НГК.

Этапы интерпретации, специфические для определения Sã, не входящие в методику определения пористости m, различаются в зависимости от вида, используемых опорных пластов и параметров, для которых построены палетки определения водородного индекса пласта или непосредственно Sã.

Имеются методики, применяемые при совпадении некоторых параметров опорных и исследуемых пластов или же разработанные для конкретных условий отдельного месторождения. Универсальная методика, пригодная в различ- ных условиях, но более сложная, чем частные методики, приведена в работе [2].

Наиболее простым способом определения газонасыщенности Sã является способ, когда в разрезах скважин имеется по одному газоносному и водоносному опорному пласту, пористость и глинистость которых практически такие же, как и у исследуемых пластов. В этом случае газонасыщенность определяется по формуле

∆J = lg(1 – Sã)/lg(1 – Sã. îï) = lgSâ/lgSâ. îï,	(10.27)
ãäå Sã. îï è Sâ. îï – газо- и водонасыщенность опорного пласта.
∆J = ( J – Jâ. îï)/ ( Jã. îï – Jâ. îï),	(10.28)

ãäå J, Jã. îï è Jâ. îï – показания (число импульсов в одну минуту) метода (скорость счета) соответственно против исследуемого, газоносного и водоносного опорных пластов.

Формула (10.27) представлена в виде графической палетки (рис. 10.19) ∆J

Рис. 10.19. Зависимость газонасыщенности пласта Sã от показания метода – скорости счета ∆J ïðè

различных коэффициентах пористости m

854

îò lg Sã. Отметим, что при Sâ = 1 – Sã = 1 ∆ J = 0 è ïðè Sâ. îï = 1 – Sã. îï ∆ J = 1. Приведенная зависимость остается неизменной при синхронном изменении по-

ристости m всех трех пластов в интервале 10–30 %, а также при изменении длины зонда, мощности источника, чувствительности детектора.

Способ газоносного и глинистого опорных пластов применим независимо от соотношения коэффициентов пористости опорных пластов. В этом случае

газонасыщенность Sã определяется по формуле
∆ J = ( J – Jãë)/( Jã. îï – Jãë),	(10.29)

ãäå Jãë è Jã. îï — показания (скорость счета) против опорного пласта глин и газоносного опорного пласта с параметрами пористости и газонасыщенности опорного пласта mîï è Sã. îï, или из графика, показанного на рис. 10.20. Зависимость ∆J îò Sã на рис. 10.20 показана для различных пористостей 10,0 ≤ m ≤ ≤ 35,0 % на примере месторождения Газли со следующими параметрами: pïë = = 6,0 МПа, для опорных пластов (неразмытые глины и газоносный пласт) – m = 25 % è Sã = 95 %; диаметр скважины d = 0,192 м. Приведенная палетка применима при 0,14 ≤ d ≤ 0,25 ì è pïë ≤ 20,0 МПа. При определении Sã в области Sã > 50 % вместо опорного пласта неразмытых глин можно использовать и размытые глины независимо от их минерального состава. Палетки для условий, выходящих за указанные пределы, можно рассчитать на основании формул и приемов универсальной методики, приведенной в работе [2].

Если свойства опорного газоносного пласта иные, чем для пласта, использованного при построении палетки, приведенной на рис. 10.21, то показания Jã. îï для таких опорных пластов определяют по формуле

Jã. îï = Jãë + ( J′ – Jãë)/∆ J′,

(10.30)

ãäå J′— показания против «нестандартного» опорного пласта с параметрами m′ è

Sã′; J′ — ордината палетки для пласта с m = m′ è Sã = Sã′.

Если палетку, построенную для неглинистых пластов, необходимо исполь-

Рис. 10.20. Зависимость газонасыщенности пласта Sã от показания метода – скорости счета ∆ J ïðè

различных коэффициентах пористости m

855

Рис. 10.21. Номограмма для определения газонасыщенности Sã в зависимости от пористости m, влажности ∆Wïë и фиктивной пористости mô [6]

зовать для глинистых пластов, то значение Sã приближенно можно определить по формуле

Sã = SãôSïô/m.

(10.31)

В формуле (10.31) все параметры даны в долях единицы и использованы следующие обозначения:

Sïô = m + Kãë,

(10.32)

ãäå Kãë — коэффициент глинистости; Sãô — это значение Sã, определяемое по палетке, приведенной в работе [31], используя кривую с шифром Sïô.

Универсальный способ в принципе наиболее полно учитывает особенности исследуемых и опорных пластов и условий измерений. Определение газонасыщенности пластов Sã проводится в такой последовательности:

по палеткам пористости определяется кажущаяся «нейтронная» пористость пласта – «эффективная влажность»;

вводятся поправки на «мешающие факторы»: отклонение скважинных условий, минерального состава пласта, температуры (и т.д.) от стандартных, при-

856

нятых при построении палеток пористости. В результате определяется величина исправленной кажущейся пористости m;

вычисляется Sã по формулам или номограммам. На рис. 10.21 показан наиболее простой и точный при низких пластовых давлениях (< 25 МПа) вариант такой номограммы. Обозначения Sïô è Sãô, приведенные на рисунке, связаны со следующими аспектами.

Величина Sãô связана с Sã через зависимость

Sã = Sãô/(1 – Wã),	(10.33)
ãäå Wã — водородный индекс газа в пластовых условиях.
В глинистых пластах величина Sã определяется по зависимости
Sã = SãôSïô/m(1 – Wã).	(10.34)

В неглинистых пластах Sïô = m, в глинистых Sïô определяется из зависимости

Sïô = m + KãëWãë.

(10.35)

По номограмме, показанной на рис. 10.21, при известных m è Sïô находят Sãô и далее, используя формулу (10.33), величину Sã.

10.12. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПО ДАННЫМ ИНК

Временное уменьшение поля нейтронов λ, использующееся для определения газонасыщенности пластов, рассчитывается с помощью формулы

λ = [ln J1 – ln J2]/(t2 – t1),

(10.36)

ãäå J1 è J2 — показанная (скорость счета) в двух дифференциальных каналах с временами задержки t1 è t2. Для повышения точности определения λ проводят измерения Ji на точках при шести – восьми значениях ti, превышающих асим-

птотическое значение tà, равное обычно 0,6–0,8 мс; строят график зависимости
lg	Ji îò ti, а значение λ находят по наклону этой зависимости. Величина
τ	= λ–1 – это время, в течение которого J уменьшается в «е» раз.
	Определения Sã по ИНК проводятся по разному в зависимости от наличия

фонового замера в момент времени, когда Sã исследуемых пластов был известен по данным керна, электрометрии или других источников. Роль фонового замера может выполнять и замер при наличии в исследуемом пласте зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости более 0,2–0,3 м с практически нулевой или известной газонасыщенностью, если минерализация заполнителя пор в зоне проникновения (смеси связанной воды и фильтрата) известна.

При отсутствии фонового замера необходимо для исследуемых пластов знать пористость m, состав твердой фазы, воды и газа, pïë или непосредственные значения λòâ, Àòâ, Àâ, Àã в пластовых условиях. Тогда газонасыщенность Sã

будет определена по формуле
Sã = [A – Aòâ(1 – m) – m Àâ]/m(Àã – Àâ)	(10.37)

или по аналогичному уравнению через λ. Здесь Àòâ — нейтронопоглощающая

857