Лекция 23

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК).

ИНК применяется для литологического расчленения разреза, определения ВНК, ГЖК, нахождения τ_П для оценки пористости и нефтегазонасыщенности пластов. Практический интерес представляет изучение спектра гамма-излучения неупругого рассеяния нейтронов для выделения в породах кислорода, углерода, магния, кремния, серы.

Литологическое расчленение разреза по данным ИННК производится в соответствии с водородосодержанием среды и временем жизни тепловых нейтронов. Рассматриваются вопросы влияния минерализации пластовой воды на определение ВНК в перфорированных и неперфорированных скважинах – все это тонкости и особенности ИННК.

Физические основы метода ИНК

При импульсных нейтронных методах исследования скважин горные породы облучаются кратковременными потоками быстрых нейтронов длительностью Δτ, следующими один за другим через определенные промежутки времени τ. Через некоторое время τ_з (время задержки) после окончания генерируемого нейтронного импульса в течение времени Δτ_зам (временное окно) производится измерение плотности нейтронов n_nт или продуктов их взаимодействия с горной породой.

Последовательно изменяя τ_з при постоянном Δτ_зам, можно получиь зависимость плотности нейтронов от интенсивности радиационного γ-излучения от τ_з. таким образом, исследуется не только пространственное энергетическое, но и временное распределение нейтронов в скважине, пересекающей исследуемый пласт, после окончания импульса быстрых нейтронов. Интерпретируя такого рода зависимости интенсивности исследуемых частиц от времени, по соответствующим методикам, можно получить нейтронные характеристики горных пород по разрезу скважины.

При переменном нейтронном поле процессы замедления и диффузии нейтронов происходят, грубо говоря, последовательно и могут быть исследованы раздельно, в зависимости от времени задержки, прошедшего с момента испускания нейтронов источником.

Время замедления быстрых нейтронов (10 – 10²мкс) характеризует водородосодержание горных пород. Время диффузии тепловых нейтронов (10² – 10⁴мкс) определяется водородосодержанием и наличием в ряде ядер с большим сечением захвата тепловых нейтронов (в частности, содержанием хлора в пластовой жидкости).

В силу большого различия во времени замедления быстрых нейтронов и диффузии тепловых нейтронов с увеличением времени задержки регистрируемая плотность тепловых нейтронов однозначно определяется только поглощающими нейтронными свойствами среды.

Схема, поясняющая принцип измерения импульсными методами.

При малых временах задержки плотность тепловых нейтронов определяется замедляющими нейтронными свойствами среды.

В зависимости от того, какие ядерные реакции взаимодействия нейтронов с горными породами используются, какие при этом элементарные частицы регистрируются и при каких временных задержках исследуются импульсные нейтронные поля, различают: импульсный нейтрон-нейтронный метод по надтепловым нейтронам (ИННМ-нт), импульсный нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам (ИННМ-т), импульсный нейтронный гамма-метод радиационного захвата (ИНГМ), спектрометрический импульсный нейтронный гамма-метод радиационного захвата (ИНГМ-С), импульсный нейтронный гамма-метод неупругого рассеяния нейтронов (ИНГМР), импульсный нейтронный гамма-метод наведенной активности (ИНГМ-НА), импульсный нейтрон-нейтронный метод резонансного поглощения тепловых нейтронов (ИННПМ-Т). Импульсный нейтрон-нейтронный метод по надтепловым нейтронам в практике геолого-разведочных работ не нашел применения.

Рассмотрим процесс прохождения нейтронов по породе.

Нейтрон представляет собой элементарную частицу, электрически нейтральную, с массой, близкой к ядерной единице массы (1.66*10^{-24 г).}

Движение нейтронов определяется взаимодействием их с ядрами атомов, которое проявляется в виде рассеяния и захвата нейтронов ядрами атомов.

Рассеяние представляет столкновение нейтрона с ядром атома, в результате которого происходит уменьшение энергии нейтрона и изменение направления его движения.

При неупругом рассеянии, имеющем место при большой энергии, нейтронов (при столкновении с ядрами атомов, слагающих горные породы, при энергиях несколько Мэв), значительная часть энергии расходуется на возбуждение рассеивающего ядра; при этом нейтрон теряет большую долю своей энергии.

При энергиях нейтронов от 1Мэв до 1эв, играющих основную роль при обычном нейтронном каротаже, преобладает по сравнению с другими процессами упругое рассеяние.

При таком рассеянии столкновение нейтрона с ядром происходит так же, как и в классическом случае столкновения двух упругих шаров, массы которых пропорциональны массам нейтрона и ядра: направление движения нейтронов отклоняется от первоначального на некоторый угол, а скорость нейтрона (его энергия) уменьшается. Эти изменения в движении нейтрона и его энергии однозначно определяются законами сохранения энергии и моментов и первоначальной скоростью нейтрона.

В среднем потеря энергии нейтроном при упругом соударении с ядром атома тем больше, чем меньше масса ядра.

Наибольшая потеря энергии происходит при столкновении нейтрона с ядром водорода, масса которого почти равна массе нейтрона. Средняя потеря энергии составляет половину начальной. При столкновении с ядрами всех остальных слагающих горные породы элементов потеря значительно меньше.

Вероятность того, что нейтрон столкнется с ядром атома какого-либо элемента, зависит от числа атомов данного элемента в единице объема породы и от специфической особенности ядер (поперечного сечения рассеяния ядра для нейтрона).

Стоит отметить, что взаимодействие нейтрона с ядрами какого-либо элемента не зависит от того, с какими другими элементами они химически связаны, т.е. не зависит от вида химического соединения элементов. Все определяется числом ядер в единице объема и их составом.

В горных породах замедляющая способность определяется водородосодержанием их, что связано с большой потерей энергии нейтроном при столкновении с ядром водорода. Однако некоторую роль играют и другие элементы, главным образом в связи с относительно большой замедляющей способностью их при высоких энергиях нейтронов. Это приводит к различию в замедляющей способности пород различного литологического состава, особенно заметному при малом водородосодержании (малой пористости) пород.

Путь нейтрона представляет собой ломаную линию, разделенную на звенья точками, где происходят столкновения нейтрона с ядрами. Вначале, когда энергия нейтрона большая, вероятность столкновения его с ядрами мала, и путь, который проходит нейтрон от одного столкновения до другого, большой. В дальнейшем с уменьшением энергии нейтрона средняя длина пути между отдельными столкновениями уменьшается, звенья становятся короче.

В результате последовательных столкновений скорость нейтрона снижается. Конечным результатом движения нейтрона является поглощение (захват) его каким-либо ядром. Основную роль в захвате нейтронов играет поглощение тепловых нейтронов ядрами слагающих горную породу элементов.

Способность среды поглощать нейтроны (поглощающие свойства) определяется количеством и сечением захвата ядер атомов, составляющих данную среду.

В породах средней и большой пористости большинство тепловых нейтронов захватывается атомами водорода; поглощающая способность породы тем больше, чем больше водородосодержание. Однако, при этом большую роль, особенно при малом водородосодержании, играет элементный состав породы. Это приводит к различию поглощающих свойств пород различного литологического состава. Так, при прочих равных условиях в песчаниках поглощающая способность меньше, чем в известняках.

Поглощающая способность породы резко повышается при наличии в ней элементов с большим сечением захвата, даже если содержание этих элементов мало.

Из широко распространенных элементов, входящих в состав горных пород, большая вероятность поглощения тепловых нейтронов у хлора; вероятность захвата тепловых нейтронов у атомов хлора в 100 раз больше, чем у атомов водорода.

Хлор присутствует в горных породах, прежде всего в виде раствора хлористого натрия, составляющего основную часть солевого состава пластовых вод осадочных горных пород.

При захвате нейтрона в ядре получается некоторый излишек энергии, и оно приходит в возбужденное состояние. Переход в устойчивое состояние сопровождается испусканием гамма-квант, число и энергия которых зависят от того, какому элементу (и какому изотопу) соответствует ядро.

В результате хаотического движения отдельных нейтронов, происходящего в соответствии с изложенным выше, появляется так называемое электронное облако, очевидно, что с удалением от источника будет уменьшаться плотность нейтронов. Плотность нейтронов зависит от водородосодержания в породе, и зависимость это прямая. Водородосодержание зависит напрямую от пористости, чем выше пористость, тем выше водородосодержание, тем меньше плотность нейтронов.

Методика и техника проведения исследований в скважине

Аппаратура и оборудование

В практике применения нейтронного каротажа для расчленения разреза и оценки пористости применяют зонды большой длины (порядка 50 - 60 сантиметров).

На показания ИНК будут в какой-то мере влиять плотность и элементный состав среды; последнее связано с различной замедляющей способностью элементов. Поэтому в породах различного литологического состава (например, песчаниках и известняках) при прочих одинаковых условиях показания нейтронного каротажа будут различны. Особенно большое влияние оказывает литологический характер породы при малом водородосодержании среды.

В импульсном нейтрон-нейтронном каротаже (ИННК) применяется установка, состоящая из импульсного скважинного генератора нейтронов и расположенного на некотором фиксированном расстоянии от него индикатора плотности тепловых нейтронов. Импульсный генератор нейтронов представляет источник нейтронов периодического действия.

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

Электронная схема скважинного прибора для ИННК и наземная панель к нему такие же, как и для других видов радиоактивного каротажа.

Непосредственно определяется скорость счета в импульсах в минуту. Результаты измерений при нейтронном каротаже представляют в условных единицах: за условную единицу принимаются показания, соответствующие воде. Переход от скорости счета в импульсах в минуту к условным единицам производится по результатам эталонирования.

В качестве источника нейтронов в ИННК применен генератор нейтронов. Основными узлами скважинного генератора нейтронов являются источник высокого напряжения и ускорительная трубка. Последняя представляет собой вакуумную камеру, снабженную ионным источником, ускоряющими электродами и мишенью, содержащей тритий (изотоп водорода Н³). В импульсном генераторе нейтронов применяется импульсный источник высокого напряжения. В этом случае поток нейтронов образуется только во время подачи высокого напряжения. В результате получается нейтронный источник периодического действия.

Принципиальная схема генератора нейтронов.

В ИННК применяется установка, состоящая из импульсного скважинного генератора нейтронов и расположенного на некотором фиксированном расстоянии от него индикатора плотности тепловых нейтронов. Импульсный генератор тепловых нейтронов представляет собой источник нейтронов периодического действия. Генератор предназначен для исследований методом ИННК нефтяных и газовых скважин большого и малого диаметра при температуре равной 390К и давлении около 40МПа- 60МПа.

При ИННК определяют: а) изменение плотности тепловых нейтронов со временем после окончания импульса (кривая спада); б) плотность тепловых нейтронов через некоторый заданный интервал (10^-3 – 10^-4сек) после прекращения импульса. Результаты измерений характеризуют диффузионные свойства породы, в частности среднее время жизни тепловых нейтронов, и тесно связаны с содержанием в окружающей среде элементов с большим сечением захвата, например, хлора. Так, при сильно минерализованной пластовой воде и пористости около 20% среднее время жизни тепловых нейтронов составляет: в водоносных пластах – 90-110мксек, в нефтеносных – 260-300мксек.

В комплект входят скважинный прибор и наземная аппаратура: блок согласования, временной девятиканальный анализатор импульсов и пересчетный блок. Наземная аппаратура обеспечивает проведение измерений обоими скважинными приборами, питающимися по жилам I и II кабеля от генератора УГ-1 переменным током частотой 360-440Гц. Образование быстрых нейтронов происходит в ускорительной трубке 1 (Рис.14.3). Управление ее работой осуществляется при подаче с блока согласования через жилу I кабеля отрицательного запускающегося импульса на тиристор ключевой схемы 9 запуска разрядника 5. В момент пробоя разрядника емкость С1 разряжается на блок высоковольтных трансформаторов 4, в результате на мишень М трубки подается отрицательный импульс напряжением около 60 кВ, длительностью ΔТ = 2-3мкс. Одновременно с блока 4 через резистор R на катод К трубки подается импульс поджига 20-25 кВ. В момент пробоя промежутка катод (К) – поджиг (П) емкость С2 разряжается, и ее энергия расходуется на ионизацию ионов дейтерия в ионном источнике трубки, которые под воздействием высокого напряжения бомбардируют тритиевую мишень М, в результате чего возникает импульс нейтронов. Период Т следования нейтронов 100 и 50 мс (соответственно для частот 10 и 20 Гц).

Для регистрации тепловых нейтронов используются детекторы 2. Импульсы, возникающие в их цепях, формируются и усиливаются схемой 3 и в виде нормализованных импульсов по жиле III кабеля подаются на поверхность. Питание схем разрядника и ускорительной трубки, регистрации импульсов и детекторов осуществляется от соответствующих выпрямителей 8, 7, 6. Блок согласования 11 предназначен для питания скважинных приборов переменным и постоянным током, передачи информации от них через блок коммутации на временной анализатор и поверки работоспособности анализатора и других блоков аппаратуры обеспечивает ввод информации и регистрацию временного анализа при работе осуществляется от блока согласования 11.

Анализатор обеспечивает одновременную регистрацию одной интегральной кривой и восьми дифференциальных при использовании соответствующего каротажного регистратора. Каждый канал анализатора рассчитан на регистрацию определенного максимального количества импульсов. Заданные «окна» и задержки обеспечиваются двумя цифровыми счетчиками импульсов. Первый счетчик обеспечивает счет импульсов при задержках от 150 до 4350 мкс (через 300мкс), а второй – от 300 до 4500 мкс (через 300 мкс). Гнезда выбранных задержек соединяют специальным шнуром с входами формирователей импульсов соответствующих каналов

Блок схема импульсного генератора нейтронов

анализатора. Разница в величинах выбранных задержек соответствует заданной ширине «окна». Выбор задержек и «окон», кратных 150 мкс, производится по световому табло коммутатора, что облегчает работу с прибором.

Методика проведения исследований

При измерениях используются зонды длиной 40±1; 44±1см; эти зонды обеспечивают четкое выделение продуктивных пластов мощностью h_n = 40-50 см и минимальное расхождение между экспериментальным временем τ_nэ (полученным в скважине) и расчетным τ_пр.

При выборе задержек и «окон» должно соблюдаться условие t >τ_n>Δt. Кривые ИННК при больших задержках меньше подвержены влиянию скважины и зоны проникновения и хорошо дифференцированы. Для качественной характеристики разряда и определение ВНК, ГЖК обычно записываются несколько кривых при задержках t> 1000 мкс и одинаковой ширине «окна» Δt = 150-300мкс.

При мощности пласта h_n = 3-5м и более измерения проводят в отдельных точках скважины с шагом 0,5-1,0м. продолжительность измерения в каждой точке должна быть такой, чтобы в интегральном канале регистрировалось 10⁵ - 10⁶ импульсов. Измерения проводятся при различных задержках и одинаковых «окнах». Импульсы регистрируют блоком пересчета. Масштабы записи кривых выбирают по максимальной скорости счета при выбранных t и Δt против заведомо газоносных или плотно сцементированных пластов и усиливают в соответствии с формулами. При этом требуемых отклонений бликов гальванометров добиваются регулированием выходного тока каждого канала и постоянной по напряжению в канале каротажного регистратора.

Для литологического расчленения разреза по поглощающим свойствам в продуктивном интервале записывают 2-3 дифференциальные и одну интегральную кривые. Непрерывные измерения производят при скорости подъема прибора 100-120 м/ч и постоянной времени равной 12с. Точечные измерения выполняют снизу вверх.

Скорость счета I можно также получить, производя отсчет N импульсов за время t; скорость счета будет равна частному между N и t. Этим способом пользуются при малой интенсивности излучения. Эффективность разрядных счетчиков мала: только небольшая часть (единицы процентов) гамма-квант, прошедших через счетчик, создает вторичные электроны и вызывает разрыв.

Для получения точных результатов необходимо иметь большую скорость счета. При разрядных счетчиках это достигается тем, что индикатор составляется из нескольких параллельно соединенных счетчиков: измеритель скорости счета берется общим.

Во избежание влияния наведенной активности скважинный прибор следует перемещать так, чтобы индикатор двигался перед нейтронным источником, т.е. снизу вверх, считая, что источник в нижней части прибора.

Назначение и возможности ИНК

Метод ИННК имеет высокую чувствительность к содержанию хлора в породе, значительно большую, чем, например, метод нейтронного каротажа по плотности тепловых нейтронов при обычном нейтронном источнике постоянного действия. Существенным преимуществом ИННК является большая по сравнению с другими видами НК глубина исследования.

Метод предназначается для отбивки водо-нефтяного контакта в перекрытых обсадной колонной пластах, в том числе при слабой минерализации пластовой воды, где обычные способы (НГК, НК-Т, наведенная активность), менее чувствительные к содержанию в породе хлористого натрия, не дают положительных результатов.

В процессе разработки нефтяного или газового месторождения необходимо следить за продвижением контура нефтегазоносности и перемещением ВНК и ГЖК, выявлять обводненные пласты и прослои.

Хлор и натрий содержатся в осадочных горных породах в виде раствора хлористого натрия в пластовой воде. Нефть, занимая часть порового пространства, снижает количество пластовой воды, находящейся в породе, а, следовательно, и содержание хлора и натрия в ней. Обычно хлора и натрия в нефтеносной части пласта в 3-10 раз меньше, чем в водоносной.

Так как импульсный нейтронный каротаж имеет большую чувствительность и глубину проникновения, чем другие виды нейтронного каротажа (НГК, НК-Т), то поэтому при помощи их удается определить положение ВНК при наличии зоны проникновения, установление нефтенасыщенных зон и интервалов, не дающих нефть, выявления перетоков нефти и газа между пластами, прослеживания фронта воды, сопоставления разреза и границ ВНК скважин, крепленных колонной и открытых.

Методы ИНК являются перспективными в отношении определения ВНК в обсаженных колоннами скважинах с меньшей минерализацией пластовых вод (25-50 г/л), а также в интервалах перфорированной колонны при комплексном использовании кривых ИНК и плотномера (ГГК). Если известны литология, пористость пласта и минерализация пластовых вод, при помощи ИНК возможна количественная оценка нефте- и водонасыщения.

Обработка и интерпретация результатов исследования

Импульсные нейтронные методы применяются в двух модификациях, основанных соответственно на регистрации тепловых нейтронов (ИННК-т) и на регистрации ИНГК и весьма близких как в отношении проведения замеров, так и интерпретации результатов. Наиболее существенные различия этих модификаций – необходимость учета при ИНГК вклада в показания естественного γ-излучения, а также меньшая зависимость показаний ИНГК от характеристик заполнителя скважины и положения прибора в скважине.

Поверхностный пульт ИНК содержит временной анализатор импульсов, позволяющий включать измерительные каналы в заданные интервалы времени задержки t_i после импульса источника. Существуют опытные образцы приборов, в которых по показаниям двух каналов I₁ и I₂ с одинаковой шириной окна, с временами задержки t₁ и t₂ вычисляют временной декремент

λ = ln (I₁/I₂)/(t₂ - t₁) (14.1)

Информативность ИНК зависит от соотношения нейтронной поглощающей способности пласта А и скважины Ас.

Если А<Ас (так называемый случай слабого поглощения), то ИНК информативен: временной декремент λ при достаточно больших временах задержки (t>t_ac = 0.6 - 1 мс) приближается к А. Если А>Ас (случай сильного поглощения), то метод менее информативен, а при dc>30 см в скважинах заполненных жидкостью, может быть практически неинформативным. Если скважина заполнена газом с относительно небольшим давлением, то информативность может сохраняться и при А>Ас.

Способы измерения и представления материалов при ИНК

Наиболее распространены три способы, используемые самостоятельно или в сочетании друг с другом.

1. Непрерывная по регистрации показаний Ii при нескольких временах задержки t_i (способ обозначают ИНК-I) обычно с одинаковыми Δt во всех каналах. Обычное число каналов три-четыре. Одновременно регистрируют «интегральную» кривую в интервале от допустимого прибором t_min до следующего импульса источника или до практически бесконечного t (обычно до 3-4 мс).

2. Непрерывная по глубине регистрация декремента λ или τ, т.е. τ_К=1/λ (ИНК-λ).

3. Поточечные замеры на отдельных глубинах при неподвижном приборе. Большое время набора статистики (десятки минут) увеличивает точность замеров. Одновременно увеличивают число каналов (≥6). Для привязки точек по глубине при переходах к другой точке регистрируют непрерывную диаграмму. Этот малопроизводительный метод используют при разделении пластов, слабо различающихся по величине А (разделение продуктивных и водоносных пластов в районах с низкими k_П или при Св< 50 г/л), или же при количественных определениях параметров пластов (например, k_Н, k_Г), а также при низкой мощности источника, высоких значениях Ас и при наличии других условий, резко снижающих скорость счета при оптимальных t.

Проверка качества материалов ИНК

Проверяют: стандартность аппаратуры по данным эталонирования, соответствие масштабов и режимов измерений нормативным требованиям, наличие необходимых сведений в заголовке диаграммы (тип аппаратуры, детектора, ускорительной трубки, значения времен задержки и ширины окон, частота запуска генератора нейтронов, результаты эталонирования), наличие измерений на контрольных точках.

По последним данным контролируют стабильность прибора: изменения Io (показаний на задержке 900 мкс) в процессе измерений не должны превышать 15% для ИНК–I и 30% для ИНК-λ. Пересчет Io на производительной глубине к истинной условной единице (в баке с водой) осуществляют с использованием палеточных зависимостей скорости счета в каналах от значения λ.

Влияние ограниченной толщи. Учитывают следующим образом: если точку записи, как обычно при ИНК, относить к детектору, то на диаграммах, построенных по данным точечных замеров или исправленных за υ_τяЯ, границы пластов толщиной более 60-70 см отмечаются на уровне 0.4 Δ при переходе прибора из более поглощающего в менее поглощающий пласт и на уровне (0.1 – 0.2) Δ при переходе в более поглощающий пласт (Δ - относительное изменение показаний на границе).

При обычной скорости регистрации диаграмм искажения за счет интегрирующей ячейки столь велики, что отбивать границу и вводить поправку за υ_τЯ можно так же, как при ГК.

Для исключения влияния ограниченной толщины на λ (при υ = 0) предложена формула λ_∞=λ_ВМ + (λ - λ_ВМ)/{1 – exp [-h(4.5 + 0.15h)]}, где λ_ВМ и λ – значения параметра против вмещающих пород и исследуемого пласта ограниченной мощности; λ_∞ - исправленное значение.

Точность формулы (при точном значении h) оценивают в 4% от λ_∞. Если h> 0.6 - 0.7 м, то λ_∞≈λ.

Определение временного декремента

Определение временного декремента λ по показаниям I₁ и I₂ (обычно по непрерывным диаграммам) базируется на формуле (1).

Если число каналов более двух, а Δt_i=const, поступают по-разному:

1. Определяют λ по разным парам значений I_i и, если нет большого различия между ними, берут среднее. Когда значения λ, полученные с участием j-го канала, резко «выпадают», I_j исключают из обработки.

2. Строят кривые зависимости I_i (t_i) на полулогарифмическом бланке (по оси абcцисс t_i на арифметической шкале, по оси ординат I_i на логарифмической шкале). Проводят прямую (асимптоту) к правой части графика (область больших t). Разность абcцисс для любой пары точек на этой прямой, соответствующих ординатам I и 2.71 I, равна кажущемуся времени жизни τ_к = 1/λ.

3. Определяют λ по совокупности значений I_i для всех t_i>t_ac, используя следующие формулы метода наименьших квадратов:

(14.2)

,где δ_i – относительная погрешность измерения I_i.

Если ширина окон в разных каналах различна, желательно заранее построить зависимость отношения показаний в двух каналах от λ, используя формулу I₁/I₂ = exp[λ(t₂-t₁)]*[1-exp(-λΔt₁)]/[1-exp(-λΔt₂)].

Удобен случай t₁=t₂, Δt₂=∞. Тогда I₁/I₂ = 1 –exp(-λΔt₁); λ=ln(I-I₁/I₂)/Δt₁.

В сложных случаях (произвольные Δt₂, число каналов больше двух) по средним скоростям Ij = Ij/Δtj в двух каналах (j=i₁ и j=i₂) с наиболее узкими и близкими друг к другу значениями Δtj вычисляют приближенное значение λ по формуле (1), понимая под I₁ и I₂ значения Īj, а под t₁ и t₂ – середины окон tj +Δtj/2.

По этому приближенному λ находят эффективное значение Δt_эф, для всех каналов (отсчитывают от начала канала, к которому должна быть отнесена средняя скорость I соответствующего канала) по формуле:

(14.3)

или по рисунку. Отложив по оси абсцисс величину λΔtj, по оси ординат отсчитывают произведение λΔt_эф. Чтобы найти оценку Δt_эф, это произведение делят на приближенное значение λ.

Определив Δt_эфj, на полулогарифмическом бланке строят зависимость Īj=f(tj + Δt_эфj/2), где tj - начало окна j–го канала, и находят второе приближение к λ. Используя последнее, ищут более точные Δt_эфj, строят новый график Īj=f(tj + Δt_эфj/2). Итерация обычно сходится быстро.

Для Δt=∞ этот подход формально не применим. Но практически можно считать Δt достаточно большим, но конечным, например 5/λ, тогда трудностей не возникает, а точность определения оказывается достаточно высокой.

Отличие длины зонда l₃ от стандартного (l_ст обычно 40 см) учитывают, прибавляя к λ поправку Δλ=0.02(l-l_ст), мс^-1.

С помощью однозондовых модификаций ИНК решает следующие задачи:

- литологическое расчленение разреза с применением Инк полезно для выделения пластов с повышенным А – неразмытых солей, ангидридов, гипсов, пород, обогащенных железом, калием, бором, редкими землями, иногда также доломитов. Для повышения чувствительности следует показания ИНК (I_i или лучше λ) сопоставлять с k_П или показаниями методов определения пористости (СНМ, АМ, ГГМ) в виде двумерных графиков либо совмещая нормированные диаграммы λ или –logI_i с диаграммами l/I снм, интервального времени, плотности по ГГК.

Если масштабы выбраны так, что они совпадали в известняках с разной пористостью, насыщенных пластовой водой, то пласты с большим А_тв отметятся превышением диаграмм метода пористости над диаграммой ИНК. Расхождения другого знака соответствуют водоносным доломитам и другим пластам с низким А_тв, а также пластам, насыщенным менее

минерализованным флюидом (нефтегазоносные или с зоной проникновения фильтрата, более пресного, чем пластовая вода).

График для определения λ в случае различной ширины окон Δt_i (сплошная линия); штриховая линия - Δt_эф=Δt_i.

- отделение водоносных и обводненных пород от нефтенасыщенных возможно при k_ПC_В>0.005, от газонасыщенных при k_П[С_В + 0.063(1 – p/63)]>0.005.

В однородных пластах или при очень высокой C_В и низком давлении (для газа) разделение пластов различной насыщенности возможно визуально (надежнее по диаграммам λ). В неоднородных пластах - logI_i или лучше λ сопоставляют с переменным параметром (k_П, k_ГЛ) или с данными метода ГИС, показания которого определяются этим параметром.

Удобнее всего сопоставления λ с k_П, графиком которого для водоносных пластов при А_ТВ=const является прямая линия. На графике сопоставления по совокупности пластов известного насыщения проводят линию, разделяющую продуктивные и водоносные пласты. При отсутствии опорных пластов теоретически рассчитывают линию водоносных пластов, а разделяющую линию проводят от нее на расстоянии 2σ в сторону более низких λ (σ - сумма ошибок измерений и расчета).

Как при определении литологии, можно использовать и совмещение нормированных (по k_П водоносных пород) диаграмм λ (или – logIi) и метода пористости.

- коэффициенты нефте- или газонасыщенности определяют по графикам сопоставления А (или λ) с k_П для различных k_Н или k_Г. Соответствующие линии рассчитывают теоретически по известным значениям А_ТВ и А_В, А_Н, А_Г или строят путем интерполяции между точками для двух и более опорных пластов с разными k_П и k_Г. Обычно водоносных опорных пластов много, и по ним сначала проводят усредняющую линию, затем осуществляют интерполяцию между ней и точкой для продуктивного пласта.

Удовлетворительная точность для k_П получена при k_ПС_В > 0.02, для k_Г при k_П[С_В + 0.063(1-р/63)]>0.02.

В скважинах, выходящих из бурения и бурящихся с пресной водой, результаты могут быть искажены опреснением связанной водя в зоне проникновения, сохраняющимся и после восстановления k_П в этой зоне. Поэтому определять k_П до обводнения пласта можно лишь в скважинах, бурившихся на РНО или на РВО с минерализацией, близкой к C_В. В газоносных пластах это не обязательно, если есть возможность каким-либо способом определить минерализацию связанной воды в зоне проникновения после восстановления k_Г.

Если А_ТВ меняется, например из-за колебаний k_ГЛ, то предварительно водят поправку, вычитая из А (приближенно из λ), величину k_ГЛ (А_ГЛ - А_СК).

Двухзондовые модификации ИНК

При определении пространственного декремента поля нейтронов α (прибор ИНК-2) измеряют показания двух детекторов на расстоянии l₁ и l₂ от источника при одинаковых t и Δt вычисляют α. ИНК-2 мало отличается от двухзондовых ИННК-т, но при большой мощности источника (≥ 10⁸ с^-1) и оптимально выбранных длинах зонда (около 40 и 70 см) и задержки (~ 1 мс) помехоустойчивость по отношению к скважинным условиям у ИНК-2 выше. Существуют лишь опытные приборы ИНК-2. на рис.14.5 приведены основные зависимости (по С.В. Кашубскому и Р.А. Резванову) для прибора, изготовленного на базе ИГН-4 с использованием счетчиков СНМ-56 и СНМ-18 на малом и большом зондах соответственно.

Палетки для определения k_П по величине α в обсаженной скважине (dc=243 мм, dk=130 мм; пласт – известняк) (а) с учетом диаметра скважины при временах задержки t: 750 (б), 900 (в), 1050 (г) и 1200 (д) мкс.

Порядок интерпретации и большинство поправок при ИНК-2 те же. Что и для двухзондовых ИНК-т.

Преимущества и недостатки данного метода ГИС

ИНК имеет несколько преимуществ:

Первое: в названии данного метода исследования ключевым словом является «импульсный», что само по себе говорит о преимуществе. Появляется возможность регулировать импульсы, варьировать с временем задержки и окнами.

Второе: исходя из конструкции скважинного прибора, мы можем наблюдать еще одно преимущество: источник радиоактивного излучения находится на глубине и является радиоактивно безопасным для тех, кто проводит исследования. На рисунке показана схема спускоподъемной операция ИНК в ходе проведения исследований.

Третье: можем считать точность получаемых результатов в ходе проведения комплекса ИНК, а именно, отбивание ВНК, определение водородосодержания и минерализации водонасыщенных и обводненных пластов.

ИНК может насчитывать множество преимуществ, чего не сказать о недостатках. Данная работа направлена на изучение, описание и подтверждается всех положительных аспектов и преимуществ данного метода. В результате список недостатков не включает ни одного пункта, весь собранный мною материал свидетельствует исключительно в сторону преимуществ данного метода.

Спуско-подъемная операция ИНК на буровой.