Виды зондов

При ≤20 интенсивность определяется длиной замедленияLз.

При <> 20 «D» и «»

НКт-2з

Выделение газонасыщенных пластов (пример скв.499):

Основные диаметры прибора: 90 мм, 42 мм (36, 25 мм).

Недостаток РМ каротажа их малая глубинность, не превышающая 30 см. Поэтому наиболее эффективны исследования РМ:

- для оценки водородосодержания пластов в разведочных скважинах;

- для оценки текущего насыщения пластов в эксплуатационных скважинах, т.е. при работе скважин, исключающих зону проникновения скважинной жидкости в пласт.

Многозондовый НКт имеет следующие преимущества:

• меньше влияние на показания условий измерений и конструкций аппаратуры, диаметра прибора, точности установки зонда;

• простота градуировки аппаратуры и нормализации попаданий без опорных пластов;

  • снижение помех, например чувствительности детектора.

При многозондовом НКт определяют декремент затухания плотности тепловых нейтронов:

K_r-коэффициент, равный отношению чувствительности детекторов.

Аппаратура Нкт

Прибор содержит:

• гнездо, где помещается стационарный источник излучения;

• индикатор плотности тепловых нейтронов;

• фильтр между источником и индикаторм;

• система регистрации и передачи информации по кабелю на станцию.

В качестве индикатора тепловых нейтронов используются пропорциональные газоразрядные счетчики или сцинтилляционные счетчики. В газоразрядных счетчиках в качестве газового заполнителя используются BF₃ , имеющий сечение захвата примерно 3990 барн. При захвате теплового нейтрона образуется α-частица, которая и регистрируется счетчиком. В сцинтилляционных счетчиках используется смесь боросодержащего вещества с порошком из кристаллов ZnS(Cu) и ZnS(Ag). Фильтр состоит из веществ с большим сечением захвата тепловых нейтронов (парафиново-свинцёвый) высотой 10-15 см.

На показания нейтронных методов как и всех методов каротажа обсадных скважин влияют:

• цементное кольцо;

• колонна;

• среда, заполняющая скважину;

• положение прибора относительно оси скважины.

Импульсный нейтронный каротаж (ИНК)

При исследовании скважин радиоактивными методами со стационарным источником (при постоянном облучении пород) теряется информация о пластах, поскольку наибольшая часть потока нейтронов идет из ближней зоны (скв., цем.кольцо и др), чувствительность методов к насыщению снижается. Практически, при использовании РМ оценка текущего насыщения разреза, например возможна при хлоросодержании пластовых или закачиваемых вод выше 50-80 г/л NaCl.

При ИНК поток нейтронов, прошедших горную породу регистрируется через определенное время (время задержки после окончания генерации нейтронного импульса), что увеличивает чувствительность метода и повышает его глубинность и способность выделять пласты различной литологии и насыщения.

Если принять среднее время жизни теплового нейтрона в скважине и в пласте, то должно выполняться соотношение:

При таких условиях исследуемый пласт характеризуется параметром , который позволяет разделить пласты по содержанию в них минералов, жидкой и газообразной фазы.

Распределение плотности нейтронов ИНК имеет следующий вид:

Импульсный источник генерирует нейтроны с энергией 14 МэВ, что значительно выше ампульного стационарного источника.

Источник быстрых нейтронов:

Ускорительная трубка:

1. вольфрамовый катод;

2. мишень;

3. трубка;

4. цилиндрический анод.

Накаленный вольфрамовый катод «1» выпускает электроны, которые ускоряются цилиндрическим анодом «4» и под действием магнитного поля перемещаются вдоль анода по спиральным траекториям. Электроны поляризуют дейтерий, дейтоны ускоряются и бомбардируют мишень «2», насыщенную тритием.

Осуществляется реакция:

D²₁+H³₁=He⁴₂+n¹₀+14МэВ

Нейтронные ускорительные трубки безопасны, если они не включены. Это преимущество ИНК над стационарными источниками.

Аппаратура ИНК представляет собой современный аппаратурно-методический комплекс, позволяющий производить непрерывную запись нейтронных параметров, основным из которых является среднее время жизни тепловых нейтронов в пластах.

Параметр «τ» связан с коллекторскими параметрами пластов (Кп, Сгл и др), параметрами других методов, в частности, с сопротивлением пластов.

Параметр «τ_пл» рассчитывается, исходя из следующих выражений:

Водоносный пласт:1/τ_пл=(1-Кп)/τ_ск+Кr/ τ_в

Нефтеносный пласт:1/τ_пл=(1-Кп)/τ_ск+Кп/ τ_н+(1-Кн)/ τ_в

где τ_ск- среднее время жизни в скелете пласта, τ_н- в нефте, τ_в- в воде, Кн-коэффициент нефтенасыщенности, Кв- коэффициент водонасыщенности.

Среднее время жизни тепловых нейтронов в пласте- нейтронный параметр. Определение этого параметра позволяет более надежно, чем стационарными методами оценивать параметры пластов:

-пористость;

-глинистость;

-нефте-,газонасыщенность.

На основании формул τ_пл для нефтяных, водонасыщенных, газонасыщенных пластов можно оценить любой параметр, входящий в эти формулы.

Сложнее с оценкой τ_ск- среднее время жизни нейтронов в скелете (каркасе) пласта. Оно определяется на основании анализа керна на конкретном нефтяном или газовом месторождении.

Зная состав горной породы, определяется вклад каждого минерала в этот состав и на этом основании вычисляется τ_ск горных пород.

Обычно на нефтяных и газовых месторождениях τ_ск в терригенных породах изменяется в пределах 400 мкс-600 мкс, но бывают и отличия. Например, в 4м горизонте Анастасиевско-Троицкого месторождения, сложенном песчаниками, τ_ск составляет 850 мкс-1000 мкс.

Можно оценить все параметры, если предварительно изучить объект исследований (нефтяной или газовый), а затем провести на нем измерения ИНК с целью изучения нейтронных параметров. Так поступали при подготовке системного контроля на Анастасиевско-Троицком месторождении. Для этого провели комплексные геофизические исследования в специальных скважинах с отбором керна (и с анализом), выполнением измерений ИНК одновременно с электрическими методами, а затем во времени до и после расформирования зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт (пример скв.№827).

Коэффициент диффузии тепловых нейтронов для пластовых вод практически не зависит от минерализации воды и химического состава растворимых в ней солей.

«D» для минерализованной воды:

где с-минерализация воды, г/л,

р- плотность раствора, г/см³

Изменение минерализации воды от 0 до 300 г/л NaO приводит к изменению параметра «D» от 0,32*10⁵ до 0,34*10⁵ см²/с.

В газонасыщенных пластах «τ» и «D» вычисляются с учетом пластового давления и аппаратуры.

Ориентировочно эта зависимость имеет вид:

При изучении разреза скважин методом ИНК целесообразно проводить измерения одновременно с принятым на конкретном месторождении комплексом ГИС, включая, прежде всего, электрические методы.

Такой подход позволяет в дальнейшем проводить системные измерения как на изучаемом объекте, ориентируясь как на коллекторские свойства пластов, так и его текущее насыщение.

В поисково-разведочных скважинах измерения ИНК следует проводить после изучения влияния зоны проникновения на ИНК, время «рассасывания» которой определяется последовательными измерениями ИНК:

- после бурения;

- после обсадки скважины;

- в процессе изменения (исключения влияния) зоны проникновения фильтрата бурового раствора, либо любого флюида, проникающего в пласт.

Влияние зоны проникновения на показания любых нейтронных методов исключает их использование для исследования эксплуатационных скважин в процессе их остановки или длительного простаивания.

Практическим выходом из этих условий являются исследования скважин либо при их эксплуатации, либо в скважинах с неперфорированным разрезом.