Нейтронный гамма-метод. Интерпретация диаграмм НГМ, страница 2

по эталонной скважине  с набором моделей эталонных сред;

по 1 – 2  эталонным средам   с  известными  параметрами.    и 

Строят зависимость   , на основе которой калибруют рабочую диаграмму НГМ. По калиброванной диаграмме получают кривую

=.

Если диаграмма НГМ зарегистрирована неэталонированным прибором, калибровка диаграмм НГМ в единицах  или   осуществляется по параметру    при    условии,  что   известно   водородосодержание           для    о п о р н ы х   пластов    с  минимальным   и  максимальным   показаниями  НГМ. В качестве пласта с  берут размытые глины ( = 40% )

Водородосодержание    для плотного пласта  с     устанавливают   по данным других методов (КС, АК) или по керну, принимая =      . Обычно для плотного пласта    = 1 – 3%     .

     При определении пористости пород  по НГМ ( нейтронной пористости)

Необходимо помнить, что измеряемая величина     непосредственно связана с    и лишь косвенно  с    , поэтому и эталонирование диаграммы НГМ заключается в нанесение на не  шкалы   , а  не    . Переход от   к   производится  для каждого пласта с учетом  его характеристики по данным   других геофизических  методов.

     После эталонирования диаграммы НГМ  определение    сводится к следующему.

1.  На  диаграмме НГМ  с учетом данных других методов в исследуемом интервале   в ы д е л я ют   п л а с т ы, достаточно однородные по кривой   .Границы пластов определяют по известным правилам.

2.   В каждом пласте находят средние значения и    по диаграммам НГМ и ГМ. Для тонких пластов в значение     , вводят поправку за влияние   . По формуле    вычисляют исправленное за влияние естественной радиоактивности значения   .

3.  Значения   приводят к стандартным условиям  скважины, т.е.  к     при отсутствии глинистой корки  и пресном буровом растворе. Искомое значение вычисляют по формуле:

 =  ,где    - поправки за влияние диаметра скважины и глинистой корки, определяемые по соответствующим кривым (рис.       ).

4.  Для исследуемого интервала разреза составляют график изменения величины    , освобожденной от влияния  и приведенной  к стандартным условиям скважины. Если  диаграмма НГМ  проэталонирована  в эталонной скважине или по 2-м эталонным средам величину   находят в пласте для значения    по соответствующей зависимости

 Если  диаграмма НГМ  проэталонирована  по 2-м опорным пластам, значения    определяют по палеткам = с учетом значений  в опорных пластах.

5.    Для перехода от   к общей пористости    необходимо знать минеральный состав породы. Если порода не содержит минералов, имеющих химически связанную(кристаллизационную) воду, полагают   =      . Если такие минералы, например, глинистые , в породе есть величину  рассчитывают по формуле  =  ,где  -объемная глинистость,  - объемное содержание   кристаллизационной воды в глинистых частицах. Глинистость  определяют по диаграмме ГМ, величину  устанавливают в лаборатории  по пробе глинистой фракции  или берут из справочника для глин данного минерала.

   Объемное содержание химически связанной воды      различных минералов

6.    Для учета минерального состава породы на значение нейтронной пористости и перехода от нее к истинной пористости  составлены палетки (рис.         ).

Определение характера насыщения коллекторов