Визначення границь пластів. Границі пластів з аномальними показами відносно вміщуючих порід I_ng, I_nn (максимум або мінімум) визначають за правилом, яке використовується при інтерпретації діаграм ГК, а саме: границі пластів-колекторів за даними НГК або НК-Т проводяться по точках, які лежать на середині аномалії даної кривої.

Зняття показів. Покази із діаграм НГК, НК-Т знімають так само, як і з діаграм ГК: 1) у потужних пластах з h>V·t/1200, знімається середнє значення I_nγ.ср, за винятком зони товщиною h=V·t/1200, де покази спотворені інерційністю радіометра; 2) у пластах з 1<h<V·t/1200 максимальне або мінімальне.

Врахування впливу інерційності радіометра або приведення показів I_nγ до умов пласта необмеженої товщини виконується так само, як і при інтерпретації діаграм ГК. Виправлене значення I_¥ у пласті розраховують за формулою:

, (9.4)

де I_nγ.n, I_nγ.вм – інтенсивності, які реєструються напроти пласта і вміщуючих порід, ум.од; n – поправочний коефіцієнт (завжди n£1), який визначається за палеткою (Рис. 9.2) для заданих h і V·t.

Врахування впливу фону природної радіоактивності виконується тільки при інтерпретації діаграм НГК, оскільки при реєстрації діаграм НК-Т вплив природної радіоактивності порід відсутній. Розраховується різниця:

, (9.5)

де I_ngp, I_gp – зареєстровані покази НГК, ГК, які виправлені за вплив інерційності радіометра; k – відношення ефективності рахунку в каналах ГК і НГК. Для приладів з газорозрядними лічильниками величина k визначається відношенням кількості лічильників у каналах ГК, НГК і складає 0,5. Для ДРСТ-1 k=0,3-0,35, для ДРСТ-3 k=0,15. Дана поправка вводиться при умові, що криві ГК та НГК реєструвались в однакових одиницях вимірювання (імп/хв).

Визначення коефіцієнта нейтронної пористості K_пn.Першим кроком цього етапу є відновлення шкали I_nγ в умовних одиницях, використовуючи покази НК від опорних пластів розрізу свердловини. Найчастіше використовують опорні пласти, у яких покази НК максимальні (I_nγ.mах ) і мінімальні (I_nγ.min). Значення I_nγ.mах характерні для щільних пластів-вапняків з К_п=1-2 %, а також ангідриту, у якого К_п<1 %. Значення I_nγ.min характерні для глинистих пластів, які відмічаються на кавернограмі перевищенням d_c над d_н; для них вводять поняття еквівалентної нейтронної пористості К_{пn екв} із найбільш ймовірним значенням 40 %. Бажано, щоб пласти з I_nγ.mах і I_nγ.min були не одинарними в досліджуваному інтервалі розрізу і присутні у різних його ділянках та дозволяли б провести на діаграмі НК лінії стійких значень I_nγ.mах, I_nγ.min, які рівнобіжні осі глибин. На діаграмі НК-Т дані лінії проводять відповідно до показів у щільних пластах і розмитих глинах, на діаграмі НГК за показами в цих же пластах, які виправлені за вплив гамма-фону. На шкалі w фіксують точки із значеннями w=40 % і w=1 %. Шкала I_nγ в умовних одиницях переводиться у шкалу подвійного різнецевого параметра DI_ng або DI_nn:

(9.6)

де I_{ng x} і I_{nn х} – відповідно покази НГК (без впливу гамма-фону) і НК-Т напроти досліджуваного пласта.

Величини DI_ng і DI_nn змінюються від 0 у пласті розмитих глин до 1 у щільних породах. Побудувавши шкалу DI_ng або DI_nn, складають шкалу w, використовуючи для цього відповідну палеточну криву так, як це показано на рисунку 9.3.

Потім, розраховуючи в кожнім пласті, який підлягає інтерпретації, параметр DI_{ng х} або DI_{nn х}, за допомогою графіка (Рис. 9.3) знаходять відповідне значення K_пn. При розрахунку DI_ng, DI_nn у значення I_{ng х}, I_{nn х} вводиться поправка тільки за відмінність d_c від d_н у відповідних пластах.

Врахування впливу технічних умов вимірювання в свердловині – d_р і С_р, d_c, h_гк (при наявності кірки), р і t – виконується шляхом наступної процедури:

, (9.7)

де K^*_пn – уявна нейтронна пористість, яка знайдена до введення поправки за технічні умови вимірювання; DK_п – сумарне виправлення в значення K^*_пn, що враховує вплив технічних умов; K_пn – коефіцієнт нейтронної пористості (нейтронна пористість) пласта з врахуванням поправки. Величина DK_п є сумою виправлень:

, (9.8)

які знаходять за спеціальними палетками або номограмами.

Значення K_пn наносять на діаграму у виді площадок напроти окремих проінтерпретованих пластів або у виді безперервного ступінчастого графіка в інтервалі розрізу, де проводиться інтерпретація даних ГДС.

Отримане значення K_пn відповідає шуканому параметру K_{п заг} тільки в розрізі, який представлений чистими вапняками. Для карбонатного розрізу, що містить крім вапняку пласти доломіту і доломітизованого вапняку, карбонатних порід із значним вмістом сульфатів; для теригенного розрізу; для розрізів із значним вмістом елементів з аномальними нейтронними властивостями при визначенні величини K_{п заг} потрібно вводити в значення K_пn виправлення за літологію.

Врахування впливу літології породи при визначенні K_{п заг} проводиться за допомогою наступної формули:

, (9.9)

де DK_{п i} – виправлення, що враховує вплив i-го фактора. На практиці врахування найважливіших літологічних факторів, що викликають розбіжність між K_пn і DK_{п заг}, ведеться окремо.

Врахування вмісту елементів з аномальними нейтронними властивостями. Найбільш розповсюдженими елементами з аномальними нейтронними властивостями, які є присутніми у розрізах нафтових і газових родовищ, є бор В і залізо Fe, якщо не враховувати хлору в складі хлоридів пластової води. Бор входить до складу глинистих мінералів, залізо до складу піриту, а також хлориту, сидериту, лімоніту, гематиту і магнетиту, які зустрічаються в розрізах теригенних відкладів. Складено спеціальні палетки, за допомогою яких знаходять поправку DK_i у значення K_пn для відомих K_пn і вміст у породі В або Fe. Зневажаючи вмістом В і Fe при переході від K_пnдо K_{п заг} приводить до систематичного завищення K_{п заг}.