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.

Определение параметра «ε» горной породы.

Значения τ_пл горных пород определяется на основании зависимости изменения нейтронного потока на разных временных задержках, если выполняется условие , что характерно для однородной среды.

Практически на границе выделяют участок между ординатами n1 и n2, различающимися в 2,7 раза по соответствующим им абсциссам. В настоящее время величина τ определяется программ измерений ИНК, т.е. при проведении исследований против пластов аппаратурным комплексом регистрируются значения τ_пл. Величина τ_пл зависит от глинистости пласта, однородности (строения) пласта, его параметров (пористости, глинистости, нефтегазонасыщенности). В относительно однородном пласте показания τ снимаются путем усреднения значений против пласта. В неоднородном пласте показания τ также переводятся, но в зависимости от толщины пласта.

В пластах с Δh≤l (размер зонда) показания τ снимаются на его максимальном значении против пласта.

Эталонирование аппаратуры ИНК и проведение измерений

Аппаратура ИНК как и любая аппаратура НК эталонируется в специальном устройстве (баке с водой, минерализованность которой не выше 5 г/л NaCl). Среднее время жизни тепловых нейтронов в такой среде составляет 200 мкс-205 мкс. Любая аппаратура ИНК (как по диаметру, так и по зонду) должна показывать это значение τ. Отклонение от величины τ воды свидетельствует о сбоях либо в аппаратуре, либо в эталонном устройстве.

Измерения проводятся с регистрацией следующих кривых:

- кривая τ_пл против пластов в исследуемом разрезе;

- кривая интегральная- аналог НКт- только с более высокой дифференциацией между пластами различной литологии и насыщения;

- кривые на временных задержках на малом и большом зондах или их отношение. Запись этих кривых зависит от конкретного разреза и поставленных задач исследований.

Запись диаграмм ИНК проводится на скорости 150-200 м/час с повторением записи в интервале 50 м. По повторным измерениям определяется погрешность измерений.

После проведения измерений диаграммы ИНК сопоставляются с диаграммами электрического и стандартного радиоактивного каротажа. Уточняется разметка глубин в исследуемом интервале разреза.

На показания ИНК влияют:

-влияние скважины: диаметр, эксцентриситет центра, заполнение скважины;

-размеры зонда;

-зона проникновения промывочной жидкости в пласт.

Указанные выше влияющие факторы искажают истинное назначение τ_пл, но в наибольшей степени это влияние связано с зоной проникновения, поскольку все другие влияющие факторы относятся к скорости счета, а не к параметру τ, если выполняется условие измерений.

Интерпретация данных ИНК.

1. Расчленение разреза по литологическому признаку. Наибольшие значения τ_пл характерны для мергелей, известковистых разностей. Наименьшие- против пластов глин, зон нарушений целостности пластов, в водонасыщенных пластах.

2. Оценка текущего насыщения разреза. В общем случае нефтенасыщенные пласты выделяются более высокими значениями τ_пл, чем такие же обводненные интервалы (при одной и той же глинистости и пористости). И это различие тем выше, чем выше хлоросодержание пластовой или закачиваемой воды. Газонасыщенные интервалы разреза скважины выделяются от пластов, насыщенных жидкостью (нефтью или водой). Высокими значениями τ_пл и эти показания тем выше, чем выше газосодержание пластов, меньше их пористость и глинистость.

Методика выделения продуктивных пластов от обводненности или оценка контактов нефть-вода, газ-нефть, газ-вода проводится с учетом особенностей исследуемого объекта, коллекторских свойств пластов, пластовых флюидов, состава каркаса исследуемых пород.

Д и а г р а м м а

«»- каротаж

(импульсный нейтронный гамма-каротаж спектрометрический)

Основан на регистрации γ-излучения неупругого рассеяния ГИНР и радиационного захвата (ГИРЗ) нейтронов, генерируемых излучателем быстрых нейтронов.

При соударении быстрых нейтронов с ядрами горной породы соударения являются неупругими, передают часть энергии ядру, последнее возбуждается и возврат из этого состояния сопровождается ГИНР, имеющим для каждого элемента горной породы свой энергетический спектр.

При захвате теплового нейтрона ядром происходит испускание (ядром) γ-квантов, что характеризует энергетический спектр ГИРЗ. Анализ скоростей, составляющих горную породу, позволяет определить содержание C, O, Ca, Si, H и др. элементов. По соотношению углерода и кислорода в соответствующих «окнах» анализатора и путем эталонирования в заведомо водоносных пластах выделяются нефтеносные пласты.

Характеристические линии ГИНР и ГИРЗ элементов и горных пород

Элемент		ГИНР, МэВ	ГИРЗ, МэВ
Водород	H		2,23
Кислород	O	6,13; 7,1	вода
Кремний	Si	1,78	3,54; 4,93
Хлор	Cl	2,5; 3,6; 4,1	1,95; 6,1; 6,62; 7,41
Бор	B		0,48
Углерод	C	4,43	нефть

Дата добавления: 2014-01-05