Метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин (варианты)
METHOD OF NEUTRON CEMENTOMETRY FOR DIAGNOSTICS OF FILLING OF ANNULAR SPACE OF OIL-AND-GAS WELLS WITH VERSIONS OF LIGHT CEMENT PASTE (VERSIONS)

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к средствам контроля нейтронными методами состояния цементного камня за обсадной колонной нефтегазовых скважин и качества цементирования с использованием легких и облегченных цементов.
Известно, что при цементировании обсадных колонн в интервалах разрезов нефтегазовых скважин, находящихся на поздней стадии разработки, в зонах аномально низких пластовых давлений (АНПД) и на месторождениях с низкими пластовыми давлениями в газонасыщенных пластах-коллекторах применяются облегченные тампонажные растворы (Вяхирев В.И., Овчиников В.П., Овчиников В.В. и др. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин. М., Недра, 2000).
Для снижения плотности тампонажного раствора в цементную смесь добавляют облегченные инертные добавки, например, на основе полых стеклянных микросфер, перлита, или производится его аэрация инертным газом или воздухом.
Закачка облегченного тампонажного раствора в заколонное пространство в скважинах позволяет уменьшить гидравлическое давление на зоны АНПД и газонасыщенные пласты-коллекторы с низким пластовым давлением, тем самым предотвращается возникновение аварийных ситуаций, связанных с уходом тампонажных растворов по ослабленным зонам в горных породах, и ликвидируется угроза несанкционированного гидроразрыва пород. При схватывании облегченного тампонажного раствора образуется облегченный цементный камень (Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1983).
Для диагностики заполнения заколонного пространства цементным камнем и оценки качества цементирования применяют методы ГИС, физическая основа которых позволяет решать эти задачи. Такими методами являются акустическая цементометрия (АКЦ) и гамма-гамма цементометрия (ГГК-Ц), реализованные в модификациях аппаратуры, сканирующей по периметру скважины.
Известен метод ГГК-Ц, позволяющий определять заполнение заколонного пространства цементным камнем (Алексеев Ф.А., Головацкая И.В., Гулин Ю.А. и др. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. М., Недра. 1978).
В известной методике качество цементирования скважин оценивают по зависимости интенсивного рассеянного гамма-излучения, испускаемого источником (цезий-137), от плотности облучаемой среды.
Поскольку интенсивность рассеянного гамма излучения находится в обратной зависимости от плотности цементного камня, то на регистрируемой кривой рассеянного гамма-гамма излучения выделяются участки с различной плотностью цементного камня. Чем меньше плотность цементного камня, тем больше показания метода ГГК-Ц, чем больше плотность, тем меньше показания прибора.
3
3
3
Сканирующая модификация аппаратуры метода ГГК-Ц позволяет определять распределение плотности цементного камня по периметру скважины, что значительно повышает качество диагностики заполнения заколонного пространства. Метод эффективен в применении, когда разница плотностей промывочной жидкости и цементного камня составляет более 0,3-0,4 г/см (плотность нормального цементного камня составляет 1,75-1,95 г/см, а промывочной жидкости - 1,0-1,2 г/см).
3
3
3
3
Следует заметить, что разница между плотностью легкого цементного камня и плотностью облегченного цементного камня находится ниже значений 0,3-0,4 г/см, из чего следует, что при заполнении заколонного пространства легким или облегченным цементом применение метода ГГК-Ц становится неэффективным. Плотность легкого цементного камня составляет 0,9-1,3 г/см, облегченного 1,3-1,75 г/см, нормального 1,75-1,95 г/см.
Известен способ контроля качества цементирования в затрубном кольцевом пространстве скважин с применением аэрированных цементных растворов методами ГГК-Ц и нейтрон нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам-ННКнт (пат. SU №1008430, Способ контроля качества цементирования скважин. Бернштейн Д.А., Абдуллин А.Б., Лаптев В.В., и др., заяв. 17.11.1981, опуб. 30.03.1983, Бюл. №12).
об
ск
Известный способ предусматривает определение водосодержания - w вещества в затрубном кольцевом пространстве путем измерения интенсивности надтепловых нейтронов метода ННКнт, при этом определяют скелетную плотность - δ аэрированного цементного раствора по формуле: ,
где:
ц
δ - плотность сухого цементного материала,
в
δ - плотность воды,
об
δ - объемная плотность цементного раствора,
ск
об
затем проводят сопоставление найденного значения скелетной плотности - δ со значением объемной плотности - δ, и судят о качестве цементирования.
Известный способ осуществляется следующим образом.
об
Регистрируют диаграмму показаний метода рассеянного гамма-излучения по стволу и периметру скважины и определяют по показаниям объемную плотность цементного раствора - δ в пространстве между обсадной колонной и стенками скважины.
об
ск
По показаниям ННКнт, зарегистрированным до цементирования и спуска обсадной колонны и после цементирования колонны, определяют водосодержание - w, затем по прилагаемой формуле определяется скелетная плотность и степень аэрации - δ.
Способ реализуется с помощью двух отдельных приборов - прибора СГДТ-3, позволяющего регистрировать по стволу и периметру цементограммы ГГК-Ц, и аппаратуры нейтронного каротажа, выполненной на основе прибора СГДТ-3 с измененной конструкцией, с уменьшенной длиной зонда до 30 см, содержащего источник быстрых нейтронов Pu+Ве, экран из полиэтилена, детектор медленных нейтронов - ДНМ с фильтром из кадмия и замедлитель нейтронов.
Недостатками известного способа являются:
- использование двух модификаций приборов для проведения исследований в скважине исключает сопряженность во времени и пространстве (единство) выполняемых измерений, что снижает достоверность интерпретации, так как состояние заполнения заколонного пространства эволюционирует в пространстве и во времени,
- сложность практической реализации способа, связанная с проведением замеров методом ГГК-Ц в обсаженной и зацементированной скважине, и трех замеров с измененным прибором СГДТ-3 в варианте метода ННКнт для проведения исследований на разных стадиях процесса цементирования скважины - до цементирования в открытом стволе, после спуска обсадной колонны и после цементирования колонны,
- высокие трудозатраты на проведение исследований,
- применение при исследованиях двух типов радиоактивных источников гамма-излучения: цезий - 137 и нейтронного плутоний-бериллиевого (Pu+Ве), что существенно повышает радиационную опасность при проведении исследований скважин,
- прибор СГДТ-3 метода ГГК-Ц, имеет диаметр 110 мм и используется для исследований в колонне диаметром 5-6 дюймов.
Известна комплексная спектрометрическая аппаратура нейтронного каротажа, содержащая два зонда нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННКт и два зонда по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, размещенные в одном корпусе диаметром не более 50 мм с общим источник нейтронов - Pu+Ве (Патент RU №2672783, авторы: Егурцов С.А., Зинченко И.А., Иванов Ю.В., Кирсанов С.А., Лысенков А.И., заяв. 28.12.2017, опуб. 19.11.2018, Бюл. №32).
Известная аппаратура обладает техническими возможностями для диагностики заполнения заколонного пространства легкими и облегченными цементами благодаря высокой чувствительности показаний методов 2ННКнт и 2ННКт к дефициту плотности и водородосодержанию легких и облегченных цементов, заполняющих заколонное кольцевое пространство скважины, при условии создания методики, раскрывающей аналитическую информативность результатов исследований с указанными зондами.
Техническим результатом, достигаемым применением заявленного метода нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин, является повышение достоверности результатов исследований скважин нейтронными методами путем раскрытия аналитических возможностей комплекса нейтронных зондов в модификациях 2ННКнт и 2ННКт.
Указанный технический результат, по первому варианту, достигается тем, что метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин предусматривает комплексное использование двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННКт и двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, при осуществлении которых регистрируют интенсивность потоков надтепловых нейтронов на малом -  и большом -  зондах метода 2ННКнт и интенсивность потоков тепловых нейтронов на малом -  и большом зонде -  метода 2ННКт, и производят вычисление функционала цемента  как отношение значения интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде -  к значению интенсивности потока надтепловых нейтронов на большом зонде -  метода 2ННКнт, умноженное на отношение значения интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде -  к значению интенсивности потока тепловых нейтронов на малом зонде - :
затем по предварительно построенной по результатам математического и натурного моделирования на моделях пластов нефтегазовой скважины исследований комплексом нейтронных методов 2ННКнт + 2ННКт палеточной зависимости  от , отображающей изменение вычисленного функционала в зависимости от количественного содержания цемента в заколонном камне моделей пластов, при заранее установленном соотношении содержания легкого и облегченного цемента и добавок к нему в виде жидкости или газа - замещение цемента жидкостью или газом, находят количественное содержание цемента  в зависимости от полученных значений  в исследуемой нефтегазовой скважине и в соответствии с коэффициентом пористости - , определяемым по комплексу геофизических исследований скважин - ГИС открытого ствола исследуемой скважины, при этом результаты  и , совмещают по глубине в этой скважине, а указанные палеточные зависимости  от , строят отдельно для моделей пластов, где произведено замещение цемента в заколонном пространстве жидкостью, и для моделей пластов, где произведено замещение цемента в заколонном пространстве газом, и используют соответствующую палетку при исследованиях нефтяных скважин, где коллектора заполнены жидкостью или при исследованиях газовых скважин, где коллектора заполнены газом,
где:
- функционал цемента, определяемый комплексом 2ННКнт + 2ННКт в исследуемой скважине, усл. ед.,
- функционал цемента, определяемый комплексом 2ННКнт + 2ННКт по результатам математического и натурного моделирования, усл. ед.,
- коэффициент пористости, определяемый по комплексу геофизических исследований скважин - ГИС открытого ствола исследуемой скважины, %,
- показания интенсивности потоков надтепловых нейтронов на малом зонде метода 2ННКнт, усл. ед.,
- показания интенсивности потоков надтепловых нейтронов на большом зонде метода 2ННКнт, усл. ед.,
- показания интенсивности потоков тепловых нейтронов на малом зонде метода 2ННКт, усл. ед.,
- показания интенсивности потоков тепловых нейтронов на большом зонде метода 2ННКт, усл. ед.,
- количественное значение цемента в заколонном камне исследуемой скважины, %.
Указанный технический результат, по второму варианту, достигается тем, что метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин предусматривает комплексное использование двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННКт и двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, при осуществлении которых регистрируют интенсивность потоков надтепловых нейтронов на малом -  и большом -  зондах метода 2ННКнт и интенсивность потоков тепловых нейтронов на малом -  и большом зонде -  метода 2ННКт, и производят вычисление функционала цемента  как отношение значения интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде -  к значению интенсивности потока надтепловых нейтронов на большом зонде -  метода 2ННКнт, умноженное на отношение значения интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде -  к значению интенсивности потока тепловых нейтронов на малом зонде - :
и вычисление функции пористости  как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах метода 2ННКт:
при этом вычисление  и  производят по результатам одновременных показаний зондов комплекса 2ННКнт + 2ННКт в исследуемой скважине, затем определяют коэффициент пористости  по зависимости:
и по предварительно построенной по результатам математического и натурного моделирования на моделях пластов нефтегазовой скважины исследований комплексом нейтронных методов 2ННКнт+2ННКт палеточной зависимости  от , отображающей изменение показаний зондов указанного комплекса в зависимости от количественного содержания цемента в заколонном камне моделей пластов, при заранее установленном соотношении содержания легкого и облегченного цемента и добавок к нему в виде жидкости или газа - замещение цемента жидкостью или газом, находят количественное содержание цемента  в зависимости от полученных значений  в исследуемой нефтегазовой скважине и в соответствии с коэффициентом пористости  в этой скважине, а указанные палеточные зависимости  от , строят отдельно для моделей пластов, где произведено замещение цемента в заколонном пространстве жидкостью, и для моделей пластов, где произведено замещение цемента в заколонном пространстве газом, и используют соответствующую палетку при исследованиях нефтяных скважин, где коллектора заполнены жидкостью или при исследованиях газовых скважин, где коллектора заполнены газом, где:
- функционал цемента, усл. ед.,
- функционал цемента, определяемый комплексом 2ННКнт + 2ННКт по результатам математического и натурного моделирования, усл. ед.,
- функция пористости, усл. ед.,
- показания интенсивности потоков надтепловых нейтронов на малом зонде метода 2ННКнт, усл. ед.,
- показания интенсивности потоков надтепловых нейтронов на большом зонде метода 2ННКнт, усл. ед.,
- показания интенсивности потоков тепловых нейтронов на малом зонде метода 2ННКт, усл. ед.,
- показания интенсивности потоков тепловых нейтронов на большом зонде метода 2ННКт, усл. ед.,
- количественное значение цемента в заколонном камне исследуемой скважины, %,
А и В - коэффициенты, определяемые по результатам математического и натурного моделирования,
- коэффициент пористости, полученный по результатам измерений зондами метода 2ННКт в исследуемой скважине, %.
При этом исследования осуществляют центрированным в НКТ - насосно-компрессорной трубе, размещенной в эксплуатационной колонне - ЭК, скважинным прибором с диаметром корпуса не более 50 мм.
Кроме того, исследования производят в скважинах, заглушенных жидкостью глушения.
На фиг 1 представлены палетки Fcem от Cem для оценки Cem - доли цемента в % в заколонном пространстве модели пластов, при замещении цемента жидкостью.
На фиг. 2 представлены палетки Fcem от Cem для оценки Cem-доли цемента в % в заколонном пространстве модели пластов, при замещении цемента газом.
п
На фиг. 3 представлены диаграммы записи показаний зондов комплекса 2ННКт+2ННКнт: Fcem и К(2ННКт), в исследуемой скважине, при замещении цемента в заколонном пространстве газом.
п
На фиг. 4 представлены диаграммы записи показаний зондов комплекса 2ННКт+2ННКнт: Fcem и К(2ННКт), в исследуемой скважине, при замещении цемента в заколонном пространстве жидкостью.
Физической основой применения комплекса нейтронных методов 2ННКнт+2ННКт на базе нейтронного источника Pu+Ве для диагностики заполнения заколонного пространства легкими и облегченными цементами является высокая чувствительность показаний нейтронных зондов к дефициту плотности и водородосодержанию легких и облегченных цементов, заполняющих заколонное кольцевое пространство.
Обоснование возможности количественной оценки заполнения заколонного пространства нефтегазовых скважин с использованием легких и облегченных цементов производилось на основе математического моделирования методом Монте-Карло.
Исследования проводились в модельной скважине наиболее распространенной конструкции с типовым диаметром скважины Dскв, обсаженной эксплуатационной колонной диаметром Dэк и оборудованной НКТ диаметром Dнкт, с соотношением диаметров этих элементов: Dскв:Dэк:Dнкт ≈ 216:168:73 мм.
3
3
3
Заколонный цементный камень (в дальнейшем цемент) имел плотность PLcem в диапазоне 0,9-1,9 г/см. При этом легким и облегченным цементам соответствовал интервал плотности PLcem = 0,9-1,4 г/см, а нормальным PLcem ~ 1,8-1,9 г/см. Заполнение кольцевого заколонного пространства, не занятого цементным камнем, производилось промывочной жидкостью или газом.
Физической причиной существенного влияния доли цемента Сеm на показания зондов методов 2ННКнт+ННКт является изменение среднего водородосодержания заколонного пространства - Wзакол. Изменение средней плотности заколонного пространства - PLзакол, на котором основана цементометрия с методам ГГК-Ц/СГДТ-3, влияет настолько слабо, что им можно пренебречь.
При некачественном цементировании свободное заколонное пространство заполнено буровым раствором или жидким флюидом, водородосодержание (W) которых максимально и близко к воде: Wвод ~ 1, что выше водородосодержания цемента: Wcem ~ 0.4 примерно в 2,5 раза, поэтому с ростом доли цемента Сеm при замещении бурового раствора цементом среднее водородосодержание Wзакол постепенно падает от Wзакол = Wвод ~ 1 до Wзакол = Wcem ~ 0,4, что приводит к повышению показаний нейтронных зондов (фиг. 4).
3
3
3
В том, что с изменением доли цемента Сеm зонды 2ННКнт+ННКт реагируют именно на водородосодержание заколонного пространства Wзакол, а не на его плотность PLзакол, однозначно убеждает следующий факт. Если буровой раствор с плотностью 1 г/см замещается облегченным цементом, имеющим с ним одинаковую плотность 1 г/см, т.е. когда средняя плотность заколонного пространства PLзакол(Cem) = 1 г/см и не меняется, то как свидетельствуют расчеты, показания зондов методов 2ННКнт+ННКт уменьшаются примерно в 2.5-3 раза при увеличении Cem с 0 до 100%. В данном случае это может происходить только из-за уменьшения среднего водородосодержания заколонного пространства Wзакол(Cem) с ростом доли цемента Cem в нем.
3
Колебания плотности легких и облегченных цементов PLcem в максимальном диапазоне от 0,9 до 1,4 г/см приводят к изменению измеряемого функционала Fcem не более чем на 15-20%, что на порядок меньше, чем из-за изменения доли цемента Cem.
3
3
Расчеты показывают, что уменьшение плотности исходного цементного камня PLcem в интервале от 1,9 г/см до 0,9 г/см приводит к некоторому росту чувствительности Fcem к показателю Cem. Это означает, что выделять и оценивать Cem в интервалах с облегченным цементом будет даже несколько легче, чем с нормальным цементом. Причина этого объясняется физическими основами способа, согласно которым при замещении бурового раствора цементом с ростом Cem скорость изменения среднего водородосодержания заколонного пространства Wзакол(Cem) пропорциональна разности водородосодержаний обеих сред, Wвод - Wcem, которая тем больше, чем легче цемент.
В случае, когда в кольцевом заколонном пространстве цемент замещает газ, то решающим фактором оказывается разность водородосодержаний обеих смешивающихся сред, Wcem и Wгаз. Так как Wcem ~ 0,4, a Wгаз ~ 0,02, то водорода в цементе примерно в 20 раз больше, чем в газе, особенно в тяжелом цементе. Контрастность по W здесь велика, но имеет другой знак, т.к. Wcem >> Wгаз (напомним, что в предыдущем случае было наоборот: Wcem < Wвод). Следовательно, среднее водородосодержание заколонного пространства Wзакол здесь будет увеличиваться с ростом доли цемента Сеm в нем, а показания зондов методов 2ННКнт+ННКт должны уменьшаться (фиг. 3). В предыдущем случае в паре «цемент-жидкость» все наоборот: с ростом доли цемента Wзакол падало, а показания росли.
Вычисленный на основе методов 2ННКнт+ННКт функционал Fcem имеет выше чувствительность к доли цемента в заколонном пространстве, чем отдельные зонды при любом (жидкий флюид или газ) замещении доли цемента в заколонном пространстве.
При реализации заявленного способа в исследуемой скважине проводят нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам - 2ННКт и двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам-2ННКнт, зонды которых расположены в одном корпусе диаметром не более 50 мм, центрированным в НКТ, расположенной в ЭК, за которой выявляют состояние цементного камня. Реализацию способа на практике осуществляют прибором, конструкция которого представлена в пат. №2672783 (ООО «ИНГТ») или прибором КПНЗ (Комплексный прибор нейтронного зондирования, включающим комплекс нейтронных методов 3ННКнт, 2ННКт, СНГК, разработанный в ООО «ИНГТ»).
В процессе каротажа регистрируют интенсивность потоков надтепловых нейтронов на малом -  и большом -  зондах метода 2ННКнт и интенсивность потоков тепловых нейтронов на малом -  и большом зонде -  метода 2ННКт и производят вычисление функционала цемента  как отношение значения интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде -  к значению интенсивности потока надтепловых нейтронов на большом зонде -  метода 2ННКнт, умноженное на отношение значения интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде -  к значению интенсивности потока тепловых нейтронов на малом зонде - :
и вычисление функции пористости  как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах метода 2ННКт:
при этом вычисление  и  производят по результатам одновременных показаний зондов комплекса 2ННКнт+2ННКт в исследуемой скважине, затем определяют коэффициент пористости  по зависимости:
Далее, используя предварительно построенные палеточные зависимости  от , полученные по результатам математического и натурного моделирования методом Монте Карло на моделях пластов нефтегазовой скважины исследований комплексом нейтронных методов 2ННКнт+2ННКт, которые строят отдельно для моделей пластов, где произведено замещение цемента в заколонном пространстве жидкостью (фиг. 1), и для моделей пластов, где произведено замещение цемента в заколонном пространстве газом (фиг. 2), при этом при исследованиях нефтяных скважин, где коллектора заполнены жидкостью, используют палетку на фиг. 1, а при исследованиях газовых скважин, где коллектора заполнены газом, применяют палетку на фиг. 2, находят количественное содержание цемента  в зависимости от полученных значений  в исследуемой нефтегазовой скважине и в соответствии с коэффициентом пористости - , определяемым по комплексу геофизических исследований скважин - ГИС открытого ствола исследуемой скважины, (при этом результаты  и  совмещают по глубине в этой скважине).
Для этого полученные значения  в результате измерений в исследуемой скважине совмещают с равными значениями палетки  отображающей изменение показаний зондов указанного комплекса в зависимости от количественного содержания цемента в заколонном камне моделей пластов, при заранее установленном соотношении содержания легкого и облегченного цемента и добавок к нему в виде жидкости или газа с известными  и при совпадении известного  с , определяемым по комплексу геофизических исследований скважин - ГИС, и по значению  находят соответствующее ему значение  в % содержания.
При неустановленном , определяемом по комплексу геофизических исследований скважин - ГИС открытого ствола исследуемой скважины, используют . Количественное определение содержания цемента  в зависимости от полученных значений  (фиг. 3 и 4) в исследуемой нефтегазовой скважине производят в соответствии с коэффициентом пористости , определяемым по методу 2ННКт, для этого полученные значения  в результате измерений в исследуемой скважине совмещают с равными значениями палетки , отображающей изменение показаний зондов указанного комплекса в зависимости от количественного содержания цемента в заколонном камне моделей пластов, при заранее установленном соотношении содержаний легкого и облегченного цемента и добавок к нему в виде жидкости или газа с известными , и при совпадении известного  с , определяемым по методу 2ННКт, и по значению  находят соответствующее ему значение  в % содержании.
3
На фиг 1 представлены палетки Fcem от Cem для оценки Cem - доли цемента (%) в заколонном пространстве на моделях пластов нефтяной скважины (остальное пространство заполнено буровым раствором) с учетом влияния пористости . Обозначение кривых: , , , , PLcem = 1,4 г/см. При этом выбрано общее обозначение Fcem, так как .
Исследования проводились прибором КПНЗ в скважине 216:168:73 мм, заполненной водой.
На фиг. 1 на палетке выделены зоны между кривыми 1 и 2, и между кривыми 4 и 5, которые характеризуют заполнение заколонного пространства цементом, при условии замещения остального пространства жидкостью.
3
На фиг. 2 представлены палетки Fcem от Cem для оценки Cem-доли цемента (%) в заколонном пространстве на моделях пластов газовой скважины (остальное пространство заполнено газом) с учетом влияния пористости . Обозначение кривых: , , , , PLcem = 1,4 г/см. При этом выбрано общее обозначение Fcem, так как .
Исследования проводились прибором КПНЗ в газовой скважине 216:168:73 мм.
На фиг. 2 на палетке выделены зоны между кривыми 1 и 2, и между кривыми 4 и 5, которые характеризуют заполнение заколонного пространства цементом, при условии замещения остального пространства газом.
Зависимости Fcem от Cem получены по результатам математического и натурного моделирования методом Монте Карло на моделях пластов нефтегазовой скважины, исследованной комплексом нейтронных методов 2ННКнт+2ННКт, при заранее известных значениях  и плотности цемента PLcem.
3
На палетках (фиг. 1 и фиг. 2) обозначены кривые , , ,  (при известной плотности цемента PLcem = 1,4 г/см), значения которых совмещают со значениями  или со значениями .
На фиг. 3 представлены результаты исследований скважин при условии замещения легкого и облегченного цемента на газ.
Значения Fcem и Кп(2ННКт) получены при исследовании газовой скважины методами 2ННКнт+2ННКт.
На фиг. 4 представлены результаты исследований скважин при замещении легкого и облегченного цемента на жидкость.
Значения Fcem и Кп(2ННКт) получены при исследовании скважины, заполненной жидкостью, методами 2ННКнт+2ННКт.
Серым цветом на фигурах выделено заполнение заколонного пространства цементом.
Все математические расчеты, необходимые для получения конечных результатов, заложены в алгоритмах программ, используемых в аппаратуре 2ННКнт+2ННКт или КПНЗ.
Применение заявленного способа обеспечивает повышение информативности комплекса нейтронных методов в модификациях 2ННКнт и 2ННКт по диагностике заполнения заколонного пространства легкими и облегченными цементами, на основе которой решаются задачи, связанные с повышением общей конструктивной прочности скважин, защитой металлической поверхности колонн от коррозии химически активными пластовыми и поверхностными водами, обеспечением надежной изоляции коллекторов, насыщенных различными флюидами (газ, нефть, вода), обеспечением промышленной и экологической безопасности в процессе строительства и длительной эксплуатации нефтегазовых скважин.