7. Комплексирование иннм и нгм (или ннм-т) для определения обводнившихся интервалов.

При больших колебаниях пористости продуктивных пластов ИННМ комплексируют с др методами, по рез-там к-рых можно опр-ть коэф-ты пористости изучаемого пласта. Так при резких изм-ях пористости, определяемой по данным методов ННМ-Т или НГМ, по совокупности точек для пластов с известным насыщением строят график сопоставления декрементов затухания плотности тепловых нейтронов с коэф-том пористости и проводят линию, разделяющую продуктивные и водоносные пласты:

1 – водоносный пласт; 2 – нефтеносный пласт; 3 – разграничительная линия.

По положению на этом графике точек изучаемого пласта опр-ют его насыщение. Данный способ приемлем только в случ, если мин-ция нагнетаемой воды = или близка к мин-ции пластовой.

8. Выделение обводнившихся пластов по данным иннм-кв.

Автоматическое исключение влияния изм-я пористости на показания ИННМ достигается при использовании модификации ИННМ-КВ (с компенсацией водосодержания). При этом исп-ся двухзондовая установка. В плотных пластах или пористых пластах, содержащих соленую воду, совмещают диаграммы. На таких диаграммах положит аномалиями (превышением показаний малого зонда над показаниями большого зонда) отм-ся нефтяной пласт или зона проникновения пресного р-ра. Если зона проникновения расформировалась, то т.к. литология постоянна положит приращениями опр-ся лишь нефтеносн пласты. На эту картину влияют доломитизация, сульфатизация и глинистость. Доломитизация приводит к  времени жизни тепловых нейтронов _n и может привести к появлению ложных аномалий. Сульфатизация приводит к уменьшению аномалий. Глинистость влияет по-разному. Если одновременно изм пористость и глинистость, то в таких случ учитывают колебания одного из параметров оказ меньшее влияние на изм декрементов затухания плотности тепловых нейтронов . Влияние же 2-го параметра учитывается путем двухмерного сопоставления с показаниями метода, зависящего от колебаий 2-го параметра.

Если глинистость оказ меньшее влияние , то

Δ_гл=К_гл(_гл-_тв), где _гл – декремент затухания в глинах; _тв – в твердой фазе.

Если пористость оказ меньшее влияние , то

, где - среднее значенние К_п; _в – декремент затухания в воде.

Бывают случ, когда имеется залежь легкой нефти с высоким газовым фактором. Сечение поглощения нейтронов в таких пластах может быть на 15-20% меньше, чем в пресной воде. Эффективность метода  при изучении перфорированных участков в процессе работы скв.

9. Определение обводнившихся пластов в условиях закачки пресных вод.

В усл-ях обводнения нефтяного пласта опресненными во­дами величина декремента затухания плотности тепловых нейтронов λ_n может принимать одинаковые значения как для нефтеносной, так и для обводненной частей пласта. Эта неоднозначность интерпретации и служит препятствием для установления положения ВНК. Опреснение вод, обводняющих нефтяной пласт, происходит, как правило, на поздних стадиях обводнения, тогда как на фронте вытеснения закачиваемая вода обычно осолонена и имеет мин-цию, близкую к мин-ции связанной воды. Своевременно выполненные иссле­д-я позволяют контролировать процесс последовательного вы­теснения нефти осолоненной водой, а затем вытеснение осолоненной воды пресной. При этом обводняющаяся часть пласта по па­раметру () сначала хар-ся как нефтеносная, затем как водоносная, а потом опять как нефтеносная, т.к. _н и  пресной воды  одинаковы.

Задача сводится к тому, чтобы уловить приближение фронта наступаемых вод.

Дополнительные методы:

• Изучение радиогеохимических аномалий. При опр-нии текущего положеия ВНК сопоставляются замеры естественной радиоактивности до и в процессе перемещения ВНК. Естественная радиоактивность против обвадненной части пласта аномально возрастает, а -активность нефтеносной его части остается неизменной. Радиогеохимич эффект может проявляться в скв при вытеснении нефти из пласта водой любой мин-ции.

• Метод термометрии. При закачке вод происходит охлаждение пласта. Процесс охлаждения связан с кол-вом нагнетаемой воды. Возникают термометрич аномалии. Этот метод приближенный, т.к. происходят и вертикальные перетоки тепла, и граница пласта будет перемещаться вверх.

• Косвенным признаком обводнения неперфорир пласта явл-ся осолонение цемента, ухудшение его сцепления с колонной. Осолонение опр-ют по  показаний ИННМ. Ухудшение сцепления цемента с колонной опр-ют при помощи АКЦ, а в случ разрушения цемента исп-ют гамма-гамма-дефектомер.

В обводняющихся мощных однородных пластах разные участки имеют разл степ опреснения. Наибольшее опреснение набл-ся в нижней части пласта, а под ВНК м/у промытой и нефтеносной частями может находиться зона относительно повышенной мин-ции. В неоднородных пластах, не имеющих непроницаемых экранов, эффект  мин-ции под ВНК может быть обнаружен ИННМ по величине , нормализованных пористости и глинистости.

При промежуточном нефтенасыщении рекомендуется проводить повторные измерения ч/з 1-3 месяца, хар-р насыщения за это время изменится. Могут набл-ся след случ: пласт неоднородный, разделенный непроницаемой перемычкой или проницаемость резко ухудшена, тогда верхн часть пласта может не разрабатываться, зона повышенной мин-ции м/у нефтеносной и водоносной частями может отсутствовать. В этом случ применяется термометрия.