Геофизические исследования скважин пл min max min ∆Jnγ = (∆Jnγ ‒ Jnγ ) / (Jnγ ‒ Jnγ ) , пл ∆Jnγ – показания НГК против искомого пласта; – где измерения против опорных пластов с kп = 1 % (плотный пласт), kп = 40 % (размытые глины). Нейтронный каротаж применяют в необсаженных и обсаженных скважинах с целью литологического расчленения разрезов, определения емкостных параметров пород (объемов минеральных компонент скелета и порового пространства), выделения газожидкостного и водонефтяного контактов, определения коэффициентов газонасыщенности в прискважинной части коллектора. В обсаженных скважинах для определения характера насыщения пластов наиболее широко применяется импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК), при котором регистрируется плотность тепловых нейтронов и время их жизни. Основной измеряемой величиной в ИННК является среднее время жизни тепловых нейтронов (τn). В силу большой энергии нейтронов, испускаемых скважинным генератором нейтронов (до 14 МэВ), при соответствующем выборе времени задержки (Ts = 1000‒12000 мкс) радиус исследования ИННК (60‒80 см) намного превышает глубинность нейтронных методов с ампульсными нейтронными источниками. В этом существенное преимущество импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. Определяющим фактором при замедлении (рассеянии) нейтронов является содержание в окружающей среде водорода, а при захвате тепловых нейтронов – содержание хлора (табл. 7.6). По водородосодержанию нефтяные и водоносные пласты практически не различаются, но в пластах с минерализованной водой (> 100 г/л) содержание хлора в водоносной части пласта больше, чем в нефтеносной, поэтому плотности потока тепловых нейтронов против них могут различаться в несколько раз. По ИННК пресная вода и нефть имеют высокие значения времени жизни тепловых нейтронов и разделить их по насыщению затруднительно. Поэтому естественным продолжением развития нейтронных методов является применение спектрометрической модификации метода. 386 max Jnγ , min Jnγ 387