Нейтронный гамма-каротаж (НГК)

И его модификации

При нейтронном каротаже изучаются характеристики ней- тронного и γ-излучений, возникающих при облучении горных по- род источником нейтронов. Различают стационарные и импульс- ные нейтронные методы исследования скважин.

К числу стационарных методов относятся:

– нейтронный гамма-каротаж (НГК);

– нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым (ННК-Т) и над- тепловым (ННК-Н) нейтронам.

Результаты измерений при нейтронном каротаже представляют в виде кривой изменения вторичного гамма-излучения (НГК) или плотности тепловых (надтепловых) нейтронов с глубиной. В сква- жинном приборе, который используется при нейтронном каротаже, содержится источник и индикатор γ-излучения (при НГК) или плот- ности нейтронов (при НК-Т и НК-Н); расстояние между источником нейтронов и индикатором соответствует длине зонда L _з.

Нейтронный гамма-каротаж (НГК). Радиоактивный каротаж основан на измерении характеристик поля γ-излучения, возникающе- го под действием внешнего источника нейтронов. Общая величина γ-излучения, регистрируемая при НГК, слагается из трех компонен- тов: 1) интенсивности γ-излучения I _НГК, возникающего в результате радиационного захвата ядрами породы (радиационное или вторичное γ-излучение); 2) γ-излучения I _ГГК источника нейтронов, которое воз- действует на индикатор непосредственно или вследствие облучения стенок скважины γ-лучами, часть которых рассеивается породой в направлении индикатора (для ослабления непосредственного γ-излучения от нейтронного источника между ним и индикатором устанавливается свинцовый экран); 3) естественного γ-излучения I _ГК, обусловленного естественной радиоактивностью породы. Влияние естественного γ-излучения при количественных определениях учи- тывается по данным гамма-каротажа.

Величина I _НГК является наиболее важной составляющей, ко- торая по своей величине значительно превышает I _ГГК и I _ГК. Форма кривой и суммарные показания НГК при источниках мощностью (2–6) ·10⁶ нейтронов в секунду определяются главным образом ин- тенсивностью радиационного захвата I _НГК.

При исследованиях зондами, длина которых L _з более 40 см, плотность нейтронов в среде с большим водородосодержанием в зоне размещения индикаторов мала, поскольку в такой среде нейтроны замедляются и поглощаются в основном вблизи источ-

ника. В результате породы с высоким водородосодержанием отме- чаются на диаграммах НГК низкими показаниями. В малопорис- тых породах с низким водородосодержанием плотность нейтронов вблизи индикатора увеличивается, что вызывает повышение ин- тенсивности радиационного захвата, а следовательно, показаний НГК (рис. 31, в, 33, 34).

На результаты НГК значительное влияние оказывают также элементы, обладающие аномально высокой способностью захвата тепловых нейтронов: хлор, бор, литий, кадмий, кобальт и др. Из них наиболее широко распространенным в осадочной толще является хлор. При захвате нейтрона ядром атома водорода испус- кается γ-квант энергией 3,57·10^-13 Дж; при захвате нейтронов ядром хлора испускается в среднем 2,37 γ-кванта высокой энерги- ей 13,62 ·10 ^-13 Дж.

По нейтронным свойствам осадочные горные породы можно разделить на две группы – большого и малого водородосодержа- ния. К первой группе пород относятся глины, характеризующиеся высокой влагоемкостью (пористостью) и содержащие значитель- ное количество минералов с химически связанной водой (водные алюмосиликаты), гипсы, отличающиеся малой пористостью, но содержащие химически связанную воду, а также некоторые очень пористые и проницаемые песчаники и карбонатные породы, на- сыщенные в естественных условиях жидкостью. При измерениях большими зондами (L ₃ ≥ 40 см) на диаграммах НГК эти породы отмечаются низкими показаниями.

Во вторую группу пород входят малопористые разности – плотные известняки и доломиты, сцементированные песчаники и алевролиты, а также гидрохимические образования (ангидриты, каменная соль). На диаграммах НГК, зарегистрированных боль- шими зондами, эти породы выделяются высокими показаниями. Против других осадочных пород (песков, песчаников, пористых карбонатов) показания НГК зависят от их глинистости и содержа- ния в них водорода (насыщенности водой, нефтью или газом).

Нефть и вода содержат почти одинаковое количество водоро- да, поэтому нефтеносные и водоносные пласты с малым содержа- нием хлора отмечаются приблизительно одинаковыми значениями НГК. Газоносные пласты в обсаженной скважине отмечаются на кривой НГК более высокими показаниями, чем такие же по лито- логии и пористости пласты, заполненные нефтью или водой, т. к. газ, имеющий низкую плотность, отмечается меньшим водородо- содержанием. В необсаженной скважине из-за проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт и малой глубинности метода (40–60 см) выделение газоносных пластов по кривой НГК в общем случае затрудняется.

Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым (ННК-Т) и надтепловым нейтронам (ННК-Н). На диаграммах ННК-Т, полученных при помощи длинных зондов, водородосодержащие пласты выделяются, так же как и на кривых НГК, низкими значе- ниями, малопористые пласты – более высокими значениями.

Однако на показания ННК-Т значительное влияние оказы- вают элементы, обладающие большим сечением захвата тепло- вых нейтронов, поэтому ННК-Т весьма чувствителен к содержа- нию хлора и получаемые результаты сильно зависят от минера- лизации промывочной жидкости и пластовой воды. Показания ННК-Н практически не зависят от содержания в окружающей среде элементов с большим сечением захвата тепловых нейтро- нов, в том числе и хлора. Они определяются главным образом за- медляющими свойствами среды – водородосодержанием. Следова- тельно, показания ННК-Н более тесно связаны с содержанием во- дорода в породе, чем показания НГК и ННК-Т. Методы ННК-Т и ННК-Н имеют преимущество перед НГК в том, что их показания свободны от влияния естественного γ-излучения и γ-излучения источников нейтронов. Длина зондов при ННК-Т и ННК-Н выбира- ется равной 0,4–0,5 м.

Для нейтрон-нейтронного каротажа характерна малая глубина исследования, которая изменяется в зависимости от свойств пород

и их водородосодержания от 20 до 30 см, уменьшаясь с ростом во- дородосодержания. Наименьший радиус исследования характерен для ННК-Н, т. к. область распространения надтепловых нейтронов меньше, чем тепловых.

Влияние скважины на результаты нейтронных методов. Влияние скважины, заполненной промывочной жидкостью, на по- казания нейтронных методов обусловлено увеличением водородо- содержания среды в радиусе действия зонда. Это влечет за собой снижение дифференциации кривой и данных НК, а также относи- тельной разницы в показаниях против различных пород. Влияние скважины на результаты НК возрастает с увеличением ее диаметра и уменьшением пористости (водородосодержания) среды. Увели- чение диаметра скважины, связанное с наличием каверн, резко снижает уровень показаний нейтронного каротажа (наблюдается сдвиг кривых влево). Если диаметр каверны достигает 40–45 см, то дальнейшее его увеличение практически уже не сказывается на данных измерений. Существенное влияние на показания НК ока- зывает толщина слоя промывочной жидкости и глинистой корки, отделяющих прибор от стенки скважины. Наличие глинистой кор- ки и неравномерное изменение ее толщины по стволу скважины искажают результаты НК. Это особенно характерно для малопо- ристых пород. С увеличением пористости пород разница показа- ний НК при перемещении прибора от стенки скважины к ее оси уменьшается.

Обсадная колонна поглощает тепловые и надтепловые ней- троны, занижая данные ННК-Т и ННК-Н. При нейтронном гам- ма-каротаже (НГК) наблюдаются более сложные явления, свя- занные с двумя противоположными процессами: 1) поглощени- ем колонной значительной части γ-излучений, поступающих из породы; 2) захватом ядром атома железа нейтрона с испускани- ем γ-кванта радиационного захвата с большим числом и энерги- ей, чем при захвате нейтрона водородом. Результирующая этих явлений показывает некоторое снижение показаний НГК в об-

саженной скважине и сопровождается уменьшением дифферен- циации кривой.

При проведении нейтронного каротажа в крепленых сква- жинах эффективность его снижается. В связи с этим НК прово- дят, когда это возможно, в скважинах, не крепленных колонной. В скважинах, заполненных минерализованной промывочной жидкостью, интенсивность радиационного γ-излучения выше, чем в скважинах, заполненных пресной промывочной жидко- стью или нефтью. Объясняется это тем, что в первом случае те- пловые нейтроны захватываются хлором и водородом, а во вто- ром – только водородом.

Применение стационарных методов НК. НК в комплексе с ГК и другими методами ГИС дают возможность выделять в раз- резе глины, плотные породы и участки повышенной пористости.

Если поры чистой породы заполнены пресной водой или неф- тью, НК характеризует емкость этих пор. В сочетании с ГГК ней- тронные методы используются для выявления газонасыщенности зон (характерное влияние газа на показания ГГК и НК улучшает выделение газоносных пород). В эксплуатационных скважинах методы НК применяются для определения местоположения газо- жидкостного и водонефтяного контактов. При исследовании неф- тяных и газовых скважин наиболее широко используется НГК; при низкой минерализации пластовых вод и промывочной жидкости целесообразно применение НК-Т.