Нейтронный гамма-метод

Cтраница 2

Влияние обсадной колонны и характера заполнения скважины на интенсивности fY и 1п. [16]

Качественная интерпретация диаграмм нейтронного гамма-метода напоминает интерпретацию диаграммы кажущихся сопротивлений. Поэтому совместная интерпретация диаграмм / Y и / Y облегчает решение задачи. Например, минимальные показания на кривой / Y могут соответствовать как песчанику, так и известняку. Однако при наличии на кривой / Y в этом интервале высоких показаний исследуемую породу можно интерпретировать как плотный известняк с низкой пористостью. [17]

Поэтому на диаграммах нейтронного гамма-метода породы-коллекторы, содержащие большее количество водорода в единице объема, выделяются низкими аномалиями, а плотные, низкопористые породы - высокими. [18]

Однако в отличие от нейтронного гамма-метода у нейтронных методов зависимость показаний от водородсодержания горных пород более однозначна в связи с тем, что на результаты исследований не влияет естественное гамма-излучение горных пород. [19]

Палетка для определения. [20]

Определять пористость по данным нейтронного гамма-метода можно непосредственно по диаграмме, если используется нейтронный зонд с малым расстоянием между индикатором и источником при обеспечении контакта зонда со стенкой скважины в процессе измерения. [21]

Принципиальная схема измерений гамма-метода ( а и нейтронного гамма-метода ( 6. / - разряженный счетчик. 2 - генератор высокого напряжения. 3 - усилитель. 4 - измерительный блок на поверхности. S - измерительное устройство. б - блок питания всей установки. 7 - источник нейтронов. 8 - фильтр. [22]

Однако в отличие от нейтронного гамма-метода у нейтронных, методов зависимость показаний от водородосодержания горных по-под более однозначна в связи с тем, что на результаты исследований не влияет естественное гамма-излучение горных пород. [23]

Пористость определяют по диаграммам нейтронного гамма-метода. [24]

Таким образом, характер кривой нейтронного гамма-метода в основном определяется водородсодержанием породы. [25]

Известно, что показания кривой нейтронного гамма-метода зависят в основном от водородсодержания породы. Поэтому можно предположить, что интенсивность поглощения нейтронов породой находится в прямой зависимости от пористости породы. Первый вариант способа определения коэффициента пористости по данным нейтронного гамма-метода предложили Буш и Мардок в 1949 г. Способ заключается в составлении корреляционной связи между показаниями / n Y и пористостью исследуемых пород, определенной на кернах, и в использовании этой связи для определения пористости. [26]

Определение водонефтяного контакта нейтрон-нейтронным методом. [27]

Преимуществом нейтрон-нейтронного метода перед нейтронным гамма-методом является меньшее влияние литологии пласта. Нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам обладает меньшей глубиной исследования, чем нейтронный гамма-метод. Поэтому недостатком нейтрон-нейтронного метода является большее влияние цементного кольца, воды, заполняющей скважину, и обсадной колонны. [28]

Глубинность ( радиус) исследования нейтронного гамма-метода невелика - порядка 20 - 40 см, причем она уменьшается с повышением объемного водородосодержания горных пород и содержания в них элементов с аномально высоким сечением радиационного захвата тепловых нейтронов; таким образом, глубинность НГМ по разрезу скважины есть величина переменная. [29]

Оценка газонасыщенности пласта по данным нейтронного гамма-метода сводится к оценке газонасыщенности по исходной зависимости показаний НГМ от газосодержания коллектора. Показания НГМ необходимо представить в виде приведенного к одинаковым условиям параметра. [30]

Страницы: 1 2 3 4 5