Лекция 20

Нейтрон-нейтронный каротаж (ННК). Модификация метода. Водородосодержание осадочных горных пород Определение пористости горных пород.

Скважинный прибор для нейтронного каротажа содержит нейтронный источник, индикатор гамма-излучения или плотности нейтронов и соответствующую электронную схему.

Нейтронным источником обычно служит смесь полония с порошкообразным бериллием; смесь помещена в запаянную стеклянную ампулу, которая защищена латунным кожухом. Нейтронный источник помещается в зондовом устройстве прибора. Предусматривается возможность установки нескольких различных длин зондов. Для защиты индикатора от прямого излучения источника в приборе и зондовом устройстве устанавливаются экраны, материалами для которых служат сталь, свинец, а при НК-Т и НК-Н также и водородосодержащие материалы Сцинтилляционый (люминесцентный) счетчик состоит из фотоэлектродного умножителя, перед фотокатодом которого установлен сцинтиллятор; фотоэлекродный умножитель подключен к измерительной схеме с регистрирующим прибором на ее выходе.

Аппаратура нейтронного каротажа состоит из скважинного прибора и наземной панели с источником питания.

В скважинном приборе размещаются индикатор гамма-излучения, схема усиления и формирования импульса и источник высокого напряжения для питания индикатора.

Сцинтилляционый (люминесцентный) счетчик состоит из фотоэлектродного умножителя, перед фотокатодом которого установлен сцинтиллятор; фотоэлекродный умножитель подключен к измерительной схеме с регистрирующим прибором на ее выходе.

Аппаратура нейтронного каротажа состоит из скважинного прибора и наземной панели с источником питания.

В скважинном приборе размещаются индикатор гамма-излучения, схема усиления и формирования импульса и источник высокого напряжения для питания индикатора.

В качестве источника высокого напряжения обычно служит импульсный высоковольтный генератор. Передача импульсов на вход наземной панели и питание скважинного прибора осуществляется по одной и той же линии связи. Наземная панель содержит входной усилитель, дискриминатор, каскад для формирования импульсов, выходную ступень и интегрирующий контур.

Каскад для формирования импульса делает все импульсы одинаковыми по амплитуде и продолжительности. Выходная ступень передает эти импульсы на интегрирующий контур. Последний преобразует последовательность импульсов в ток, пропорциональный скорости счета. Сила этого тока записывается регистрирующим прибором на ленте, перемещающейся в соответствии с движением кабеля.

В наземной панели имеется калибратор – устройство, позволяющее подавать на вход наземной панели число импульсов с заданной скоростью счета. Калибратор используется для установления масштаба записи кривой.

Предусматривается возможность вести счет числа импульсов; для этого применяется электронная схема, на выходе которой устанавливают электромеханический счетчик.

Скважинные приборы снабжены прижимным устройством и специальными экранами. Система пружинных рессор или шарнирно соединительных рычагов прижимает прибор стороной, на которой расположены источник и индикатор, к стенке скважины; с противоположной стороны в приборе помещены экраны, защищающие индикатор от гамма-излучения, рассеянного буровым раствором. Применяются также экраны с каналами (коллиматоры), направляющими рассеянное породой излучение на индикатор.

Нейтронные методы исследования скважин основаны на различной способности горных пород рассеивать и поглощать нейтроны. Нейтроны вы-соких энергий по выходе из источника замедляются до тепловых. Наиболее интенсивный замедлитель в породах – водород. Медленные или тепловые нейтроны характеризуются большой вероятностью захвата их ядрами атомов элементов той среды, в которой происходит замедление. В породах типично-го осадочного комплекса наиболее вероятной реакцией при захвате нейтрона является nγ – реакция радиационного захвата.

В результате реакции радиационного захвата возникает радиационное γ – излучение, которое является измеряемым параметром в нейтронном гам-ме – методе (первая модификация). Во второй модификации нейтронных ме-тодов измеряется плотность нейтронов в некотором удалении от источника.

Нейтронные свойства пород характеризуются длиной замедления и длиной диффузии. Длина замедления уменьшается с увеличением суммарно-го водородосодержания среды. Наименьшие длины замедления наблюдаются в породах с большим водородосодержанием. Диффузионная длина убывает с увеличением водородосодержания и содержания в породах элементов с ано-мально высокими ядерными сечениями захвата. В осадочных породах и плас-товых водах наиболее распространенным из этих элементов является хлор. Длина замедления и диффузионная длина зависят также от минерального и химического состава скелета породы.

Плотность тепловых нейтронов по мере удаления от источника нейт-ронов в однородных средах с разным водородосодержанием снижается по разным законам. В среде с высоким водородосодержанием, где малы длина замедления и диффузионная длина, плотность тепловых нейтронов на малых расстояниях значительна и быстро убывает по мере удаления от источника. В среде с меньшим водородосодержанием плотность тепловых нейтронов вблизи источника меньше и снижается с удалением от него медленнее, чем в первом случае.

Область пересечения кривых, выражающих указанные зависимости, именуется областью инверсионных зондов и соответствует длинам зондов 15 – 30 см. при длинах нейтронных зондов, больших инверсионных, плотность тепловых нейтронов в среде, окружающей индикатор, убывает с увеличением водородосодержания. Такие зонды используются на практике. Зонды НГК чаще всего имеют размер 60см, ННК – Т – 40 – 50см. При изучении декре-мента затухания плотности тепловых нейтронов используются два или не-сколько зондов, имеющих разные размеры.

Водородосодержание осадочных горных пород

В осадочных горных породах, поры которых насыщены водой или водой, нефтью и газом, общее содержание водорода оценивается водород-ным индексом, который равен отношению объёмной концентрации атома водорода в данной среде к его концентрации в пресной воде при нормальных условиях. В горных породах эту величину именуют эквивалентной влажнос-тью ω. Таким образом, водородный индекс для пресной воды ωв = 1. Объём-ная атомная концентрация водорода в нефти близка к характеристике воды. Поэтому эквивалентная влажность нефти ωн ≈ ωв = 1.

Водородный индекс чистых, не содержащих химически связанной воды пород, насыщенных водой или нефтью с водой,

ωнп ≈ ωвп = kп ωв = kп. (13.1)

Поэтому водородный индекс (эквивалентная влажность) чистых пород численно равен их пористости.

Для газонасыщенных пород

ωгн = kп (kв ωв + kн ωн + kг ωг) = kп (1 – kг) + kп kг ωг (13.2)

Поскольку за счёт низкой плотности газа по сравнению с водой и нефтью ωг< ωн ≈ ωв, эквивалентная влажность газонасыщенных коллекто-ров меньше, чем водо- и нефтенасыщенных.

В глинистых коллекторах, скелет которых содержит кристаллизацио-ную ωсв (химически связанную) воду

ωнп ≈ ωвп = kп + kгл ωсв. (13.3)

К таким же породам относится гипс.

Интерпретация диаграмм, полученных однозондовыми нейтронными приборами

При исследовании скважин нейтронными методами регистрируется кривая изменения интенсивности излучения (гамма-излучения или плотности нейтронов) с глубиной, выражаемой либо скоростью счёта (имп ∕ мин), либо в условных единицах (аналогичных водородному индексу), представляющих собой отношение интенсивности в данной точке разреза к интенсивности из-лучения в баке с пресной водой І ∕ Ів.

Связь интенсивности излучения с эквивалентной влажностью гор-ных пород весьма сложная и изучена в основном с помощью моделирования некоторых частных случаев. Вид связи зависит от большого числа факторов. При измерениях в неоднородной среде, окружающей скважинный прибор, на его показания влияет не только изучаемый пласт, но и скважина, глинистая корка, хлоросодержание в скважине и породе, конструкция скважины и при-бора и т.д. В связи с этим при получении зависимости І ∕ Ів = f (ω) моделиро-вание производилось в стандартных условиях, отклонение от которых изме-няет величину регистрируемой интенсивности.

Эквивалентная влажность пород ω – главный параметр, который оп-ределяется при интерпретации диаграмм нейтронных методов. Её часто име-нуют нейтронной пористостью kп n, по величине которой определяют общую пористость пород.

Факторы, влияющие на отклонение изучаемой в скважине интенсив-ности излучения от стандартной, делятся на две группы.

К первой -- относится влияние скважинных условий: диаметр сква-жины, плотность раствора, толщина глинистой корки, хлорсодержание раст-вора, пластовой воды идр.

Ко второй группе относятся петрофизические факторы: наличие в химических составах скелета пород и сред, в которых произведено моделиро-вание; изменение плотности и газосодержание пород, влияние температуры и давления и др.

Все эти факторы необходимо учитывать при интерпретации.

Порядок интерпретации диаграмм нейтронных методов.

Первым предварительным этапом обработки, отличающим нейтрон-ный гамма-метод от остальных нейтронных методов, является вычитание гамма-фона из показаний, записанных при регистрации НГК в скважине. В дальнейшей интерпретации под величиной Іре г подразумевается разность Іnγ рег – kІγ. Здесь Іγ – показания кривой ГК; k – коэффициент, учитывающий разницу в чувствительностях γ – индикаторов, стоящих в каналах ГК и НГК. Для аппаратуры ДРСТ-3 k = 0,15, для ДРСТ-1 k = 0,3 ÷ 0,35. Нейтрон-нейт-ронные методы в такой поправке не нуждаются.

Второй этап обработки одинаков со всеми остальными методами радиометрии и заключается в приведении показаний к условиям бесконечной мощности І∞ (или бесконечно малой скорости записи диаграммы).

Дальнейшая схема интерпретации нейтронных методов аналогична схеме обработки диаграмм ГК. В практике используется только метод отно-сительных амплитуд, основанный на вычислении относительной амплитуды

∆І = І - І1 ∕ І2 - І1, где (13.4)

І2 - І1 – опорная амплитуда, равная разности показаний кривой нейт-ронного метода в двух пластах с известными значениями эквивалентной влажности или нейтронной пористости k п n. Для опорных пластов с І1 и І2 должны быть известны пористости, глинистости и скважинные условия. Интенсивности излучения в опорных пластах либо приводятся к условиям, для которых была получена зависимость ∆І = ƒ (ω), либо значения кажу-щейся влажности ωк, полученные при отклонении этих условий от модели, приводятся к стандартным с помощью поправок, вводимых в значение k п n.

Существуют два подхода к дальнейшей обработке.

Первый подход разделяет поправки, вводимые в интенсивность излу-чения или ∆І для приведения к стандартным скважинным условиям, и петро-физические поправки, вводимые в k п n. В этом случае переход от ∆І к k п n осуществляется по кривым ∆І = ƒ(ω), полученным для заданных dc¸Cв и Ср, hгк.. При переходе от k п n к k п вводятся петрофизические поправки в виде постепенного вычитания Δωгл, Δωлит, Δωпл, Δωр,t – поправок соответственно на глинистость, разницу в литологическом составе, плотности, давление и температуру опорных и исследуемых пластов.

Второй подход предусматривает введение части поправок, связанных с влиянием скважинных условий также в k п n. Это поправки Δω Сl, Δω гк, учи-тывающие влияние хлорсодержания (Св, Ср) в пласте и скважине и толщины глинистой корки (h гк).

В результате учёта всех влияющих факторов по данным нейтронных методов находят коэффициент пористости пород. Из выше изложенного сле-дует, что для определения коэффициента пористости неоходимо располагать большой исходной информацией. Схема интерпретации заметно упрощается, если скважинные условия опорных и исследуемых пластов одинаковы, лито-логический состав, концентрация солей в водах и растворе постоянны, тем-пература и давление практически неизменны. В этих случаях из всех пере-численных требуется учёт только небольшого числа факторов, и диаграмма нейтронного метода может быть перестроена в диаграмму k п n, а если разрез представлен чистыми известняками – в диаграмму kп.

Средства преобразования показаний нейтронных методов и условия применения поправок

1. Для получения ΔI требуется иметь в разрезе опорные пласты, с помощью которых скважинные измерения привязываются к результатам моделирования. Опорными пластами служат глины и плотные породы с предельными значениями эквивалентной влажности, либо любые пласты известных пористости и состава:

а)Глины с каверной (dс > 40см); l к >l пр – прибор лежит на стенке скважины; kп n опорного пласта вычисляется как средняя величина k п n глин и ωр раствора. Часто используются среднестатическое значение k п n = 40% (иногда 60% в глинах молодого возраста).

б)Плотные породы – чистые известняки, ангидриты;k п n = 1 ÷ 2%.

в) Если плотные пласты содержат глинистые примеси,для них вы-числяется k п n, исходя из пористости, глинистости и скважинных условий.

Разность показаний I2 – I1 даёт опорную амплитуду. Если разрез кар-бонатный и глинистость отсутствует, шкала ΔI может быть построена прямо на диаграмме Inγ или Inn.

2. Переход от ΔI к k п n с одновременным учётом влияния dс, hгк, Св, Сф осуществляется путём использования зависимостей ΔI = ƒ (ω) для тех же значений dс, Св, Сф и hгк или введением поправок Δω Сl и Δ ωгк в величину k п n, найденную без учёта хлорсодержания и глинистой корки. Шкала k п n может быть построена графически.

3. Введение поправки на влияние глинистости осуществляется вычи-танием избытка эквивалентной влажности по формуле:

ω нп ≈ ωвп = kп + kгл ωсв, где Δωгл = kгл ωсв. (13.5)

Количество связанной с глинистыми минералами воды должно быть определено для данного района в результате соответствующих исследований:

минерал	ωсв, м³/м³	порода	ωсв, м³/м³
каолинит	0,34	гипс	0,49
Хлорид магнезиальный	0,34	Глина Волго-Уральской провинции, гидрослюдистая	0,25
гидромусковит	0,17	Глина Западной Сибири	0,2
монтмориллонит	0,13

4. Поправка на отклонение литологического состава от условий моде-лирования не вводится, если опорные и изучаемые пласты одинаковы по сос-таву минералов скелета, поскольку изменение относительной амплитуды ΔI с водородосодержанием мало чувствительно к минеральному составу скелета пород. Эта поправка учитывается лишь в том случае, когда опорный пласт с максимальными показаниями отличается от изучаемых. Например, если он представлен известняком, а пористость определяется для песчаников, или опорный пласт – ангидрит, а kп устанавливается для известняков или доло-митов. В этих случаях поправка может вводиться двумя способами:

- либо пересчётом интенсивности излучения против опорного пласта на другую литологию, либо введением литологической поправки Δωлит в ве-личину kп n. В последнем случае в интервале пористостей 10 – 24% можно использовать следующие соотношения:

kп. песч ≈ kп n изв + 0,025 (13.6)

kп.дол ≈ kп n изв – 0,025 (НГК) (13.7)

kп.дол ≈ kп n изв – 0,035 (ННК-Т) (13.8)

5. Поправки на влияние плотности глин и газонасыщения порового пространства требует знания плотности глинистых минералов и коэффи-циента газонасыщения пор kг, что затрудняет процедуру их использования.

6. Поправки на температуру и давление вводят только для опорных и исследуемых пластов эти параметры существенно различаются.

Интерпретация диаграмм, полученных двухзондовыми нейтронными приборами

При интерпретации этих диаграмм коэффициент нейтронной порис-тости находится через декримент пространственного затухания плотности тепловых нейтронов α или определяющую его величину А

ln Iм / IБ l n А

α = -------------- = -------- (13.9)

ΔL ΔL

Где Iм и IБ – интенсивности излучения, регистрируемые на расстояниях Lм и LБ от источника излучения;

ΔL = LБ – Lм

Интенсивности излучения Iм и IБ выражаются в условных единицах (или имп / мин), т.е. калибруются по пресной воде. Перед излучением отно-шения А величины интенсивностей подлежат приведению к бесконечной толщине пласта путём введения обычной поправки

νγ = ƒ (v τ,h).

Схема интерпретации выглядит следующим образом:

Iм → Iм∞ ↓

А →α → ( k п, n) к → kп (13.10)

IБ → IБ∞ ↑

Переход от α к k п ‚ n требует использования кривой, соответствующей скважинным условиям (dс).

Последовательность операций:

1. На кривых НК-Т малого и большого зонда выделяют пласты для интерпретации.

2. В каждом интерпретируемом пласте вычисляют

А = I (L1) / I (L2) (13.11)

3. Определяют по зависимости α = ƒ (Α) - рис 60 величину α соответствующую вычисленному А по формуле

ℓn I (L1) / I (L2)

α= −−−−−−−−−−−− (13.12)

L2 − L1

4. Используя палетку рис.61 из комплекта палеток, на которых сгруппированы зависимости α = ƒ (k ۫ п n), для заданных dc и Ср находят k ۫ пn, соответствующее вычисленному α.

Полученное k۫п n можно использовать как kп общ в разрезах, пред-ставленных чистыми известняками при незначительных примесях доломита (<25%), гипса (<1%) и нерастворимого остатка (<10%).

При определении общей пористости в разрезах со сложной литоло-гией НК комплексируют с другими методами пористости – ГГК или АК.

Определение характера насыщения коллекторов по диаграммам нейтронных методов.

При разделении методом НГК коллекторов на нефтеносные и водо-носные используют различие в хлоросодержании нефтеносных и водонос-ных пластов, а при выявлении газоносных коллекторов – их пониженное водородосодержание по сравнению с нефте- и водонасыщенными коллек-торами. При одинаковых пористости и минерализации пластовых вод хло-росодержание нефтеносного коллектора меньше, чем водоносного, поэтому для водоносного коллектора характерны большее макроскопическое сечение захвата и более высокая интенсивность гамма-излучения радиационного зах-вата. Плотность тепловых нейтронов при переходе от нефтеносной к водо-носной части коллектора, напротив, уменьшается.в связи с этим на диаграм-мах НГК и НК-Т, зарегистрированных в неперфорированной скважины при расформированной зоне проникновения ВНК, отмечается уменьшение пока-заний НГК и рост показаний НК-Т при переходе из водоносной в нефтена-сыщенную часть коллектора.

Рисунок 13.1 Определение первоначального (1) и текущего (11) положений ВНК и ГНК по данным радиометрии скважин

1-газ, 2-нефть,3-вода; кривые: 4- первичных замеров, 5 – повторных замеров.

Выделение газоносных коллекторов по диаграммам НГК основано на том, что один и тот же коллектор при насыщении его газом имеет более низкое водородосодержание, чем при насыщении водой или нефтью. Величина kп n газоносного коллектора приближенно равна

kп kг pпл

kп n = kп (1 – kг) + --------, где (13.13)

kг – коэффициент газонасыщения..

Чем меньше пластовое давление pпл, т.е. чем меньше глубина залега-ния исследуемых отложений, тем больше различаются kпn г и kп n н – нейт-ронные пористости газоносного и водонефтеносного коллектора и тем бла-гоприятнее условия для выделения в разрезе газоносных коллекторов по дан-ным нейтронных методов.если пластовое давление близко к 60мПа, возмож-ность разделения их при помощи нейтронных методов исчезает.

Исследования нейтронными методами с целью выделения газоносных пластов проводят также в обсаженной скважине в условиях, когда зона про-никновения расформирована. Период, в течении которого зона проникно-вения расформировывается, при прочих равных условмях зависит от прони-цаемости коллектора:

-- чем больше проницаемость, тем меньше период расформирования.

Все диаграммы НГК или НК-Т регистрируют в таком масштабе, что-бы кривые Inγ (Inn) совпадали во всех участках разреза, кроме тех, где отме-чается влияние газа на показания НГК. Если это условие не было при записи диаграммы соблюдено, то для выделения газоносных пластов используют графическое сопоставление параметров ΔInγ (Inn)вычисленных в пластах, характер насыщения которых определяется..Газоводяной или газонефтяной контакт определяется границей между интервалом пласта – коллектора, в котором происходит рост во времени значений ΔInγ (Δ Inn) и интервалом, для которого значение ΔInγ (ΔInn) сохраняется во времени неизменным –рис 13.2.

Рисунок 12.7 Пример определения ГВК (а) и ГНК (б) по материалам повторных исследований НК в обсаженной скважине.

1,2-кривые НГК зарегистрированные до и после расформирования зоны в коллекторе с ГВК; 3,4- то же, в коллекторе с ГНК.