Для оценки kп по данным НК наибольший интерес представляют свойства пород, вызывающие замедление нейтронов. Изменения по разрезу нейтронопоглощающих свойств пород и их излучающей способности являются искажающими факторами. Замедляющие свойства пород определяются их водородосодержанием в единице объема. Содержание водорода в воде и нефти приблизительно одинаковое, что создает предпосылки для определения kп нефтеносных и водоносных пород по данным НК.

Зависимости показаний НК от kп представлены палетками, отражающими геофизические связи между калиброванными показаниями I/Iв=f(lgkп) для заданных диаметров скважин dc, выраженных в условных единицах, и пористостью породы kп. (За условную единицу принимаются показания НК в воде — δв=1 г/см3.) Полученная зависимость имеет нелинейный характер, что приводит к слабой дифференцированности диаграмм НК в области высоких значений пористости. В ряде случаев более удобными для пользования являются зависимости обратных показаний от пористости Iв/I=f(kп), которые близки к линейным в широком диапазоне изменений kп. Приведенные на рис. 136 зависимости прямых и обратных показаний НГК от kп построены для идеализированных условий: пласт представлен чистым кальцитом СаСО3—100%, без каких-либо примесей, плотность δм = 2,7 г/см3; поры пласта заполнены водой без примесей солей, δв=1г/см3; пласт пересечен скважиной, заполненной такой же пресной водой, с заданным диаметром; прибор прижат к стенке скважины, глинистая корка отсутствует. Полученные зависимости используются для построения палеток и при поверке аппаратуры.

По основным палеткам (см. рис. 136) определяется кажущееся значение пористости kпк пород, которое отличается от kп из-за различия реальных геолого-технических условий измерений и идеализированных, принятых при построении палеток.

Картинка

Переход от kпк к kп производится в два этапа путем внесения поправок за технические и геологические условия измерений.

На первом этапе вводятся поправки за влияние технических условий измерений Δkп. техн (характеристики ПЖ; диаметра скважины, толщины глинистой корки, наличия колонны). Новый параметр kпНК=kпк+kп. техн совпадает с kп для геологических условий, близких к идеализированным, принятым при построении палеток.

На втором этапе осуществляется переход от kпНК к kп.общ путем внесения поправок за геологические условия (литологический состав, глинистость и сульфатность пород, минерализацию пластовых вод, газонасыщенность, углистость).

Влияние скважины на результаты НК возрастает с увеличением ее диаметра и уменьшением пористости (водородосодержания) среды. Увеличение диаметра скважины, связанное с наличием каверн, резко снижает уровень показаний нейтронного каротажа (наблюдается сдвиг кривых влево). Если диаметр каверны достигает 40—45 см, дальнейшее его увеличение практически уже не сказывается на данных измерений.

Наличие глинистой корки против проницаемых пластов снижает показания НК, и они исправляются введением поправки за влияние глинистой корки. Величина этой поправки зависит от толщины слоя ПЖ и глинистой корки, отделяющих прибор от стенки скважины, типа аппаратуры, величин dc и kп и определяется по соответствующим палеткам. Например, для НГК-60 с аппаратурой ДРСТ-3 при dc=190 мм в диапазоне 1<kп<20% поправка за глинистую корку составляет 1% на 1 см корки. Толщина глинистой корки определяется по замерам каверномером. Наличие глинистой корки и неравномерное изменение ее толщины по стволу скважины искажают результаты НК. Это особенно характерно для малопористых пород. С увеличением пористости пород разница показаний нейтронного каротажа при перемещении прибора от стенки скважины к ее оси уменьшается.

Обсадная колонна поглощает тепловые нейтроны, занижая данные ННКТ и ННКН. При нейтронном гамма-каротаже наблюдаются более сложные явления, связанные с двумя противоположными процессами: поглощением колонной значительной части гамма-излучений, поступающих из породы; захватом ядром атома железа нейтрона с испусканием большего числа γ-кванта радиационного захвата и большей энергией, чем при захвате нейтрона водородом. Результирующая этих двух явлений показывает некоторое снижение показаний НГК в обсаженной скважине и сопровождается уменьшением дифференциации кривой.

Характерное уменьшение интенсивности радиационного гамма-излучения наблюдается в обсаженных скважинах, когда каверна заполнена цементом. Это объясняется тем, что цементное кольцо содержит до 50 % воды и его можно рассматривать, как водородсодержащую оболочку, охватывающую обсадную колонну1. Центр обсадной колонны чаще всего смещен относительно оси скважины, поэтому расстояние от стенки прибора до стенки скважины претерпевает значительные изменения. Это оказывает существенное влияние на показания НК, трудно поддающееся учету. В связи с этим в поисковых и разведочных скважинах методы НК и ГК проводятся в открытом (не обсаженном колонной) стволе скважины. В эксплуатационных скважинах допускается измерение диаграмм НК и ГК после спуска обсадной колонны.

В скважинах, заполненных минерализованной ПЖ, интенсивность радиационного гамма-излучения от ПЖ и зоны проникновения за счет хлора возрастает. В связи с этим свинцово-кадмиевую экранировку в приборе НГК подбирают так, что при kп<15% увеличение показаний Iзп и Iс (против зоны проникновения и от ПЖ) почти полностью компенсируется. С увеличением kп до 25% зависимость Iусл.ед=f(lgkп) выполаживается и определение kп по НГК не проводится. Показания ННКТ при высоких минерализациях ПЖ существенно уменьшаются и применение ННКТ в этих условиях малоэффективно. Показания ННКН мало зависят от минерализации, но при высокой минерализации ПЖ происходит заметное их искажение. В этих случаях метод ННКН может быть использован только для приближенной оценки пористости.

Введение поправок за геологические условия измерений при интерпретации кривых НГК и ННК начинается с учета литологии, так как основные зависимости Iусл.ед=f(lgkп), приведенные на палетках (см. рис. 136), построены для чистого известняка (СаСО3). В результате показания НК в доломите ниже, чем в известняке, а в кварцевом песчанике выше.

1 В пластах с высокоминерализованной водой цементное кольцо с течением времени (через 10—15 сут после цементирования) насыщается минерализованной водой и, обогащаясь ионами хлора, повышает интенсивность радиационного гамма-излучения.

Комментариев к статье нет..
[ Добавить ] комментарий
Поля с пометкой * обязательны для заполнения

*Ваше имя
  Ваш сайт  
  Ваш город
*Ваше сообщение

Код подтверждения
*Код с картинки   @
код на картинке содержит только цифры (0..9) и буквы англ. алфавита (A..Z)