Нейтронний гамма-каротаж (НГК)

Нейтронний гамма-каротаж (НГК) – метод дослідження свердловин, заснований на опроміненні гірських порід швидкими нейтронами і реєстрації гамма-випромінювання, що виникає при захопленні теплових нейтронів в гірській породі. Метод НГК є одним з провідних методів дослідження свердловин нафтових і газових родовищ. У комплексі з іншими методами нейтронний гамма-каротаж застосовується для літологічного розчленовування розрізів свердловин, виділення колекторів, оцінки пористості, відбиття водонафтового і газонафтового контактів і тому подібне.

Для цього у свердловинний снаряд (рис. 9.2) на деякій відстані від лічильника гамма-випромінювання розміщують джерело нейтронів – радіоактивний елемент (полоній у суміші із сіллю берилію).

Рис. 9.2. Будова зонда нейтронного гамма-каротажу

Під впливом ά-частинок, що випускаються ядрами полонія, відбувається реакція:

₄Ве⁹+₂Не⁴=₆С^п+ + g(9.1)

Ро-Ве джерело дає близько 2- 10⁶ нейтронів в секунду на 1 г полонія і приблизно стільки ж гамма-квантів. Більша частина нейтронів – швидкі, з енергіями від 3,5 до 6 МеВ.

Оскільки нейтрони не мають електричного заряду, проникаюча здатність їх дуже велика. Стикаючись з ядрами атомів гірських порід, нейтрони втрачають частину своєї енергії, сповільнюються. При цьому більша частина кінетичної енергії втрачається при зіткненні з ядрами легких атомів, головним чином, водню. Внаслідок взаємодії нейтронів відповідного енергетичного спектру з ядрами хімічних елементів, що входять до складу гірської породи, знижується їх енергія до енергії теплового руху молекул. Такі нейтрони називаються тепловими.

Після приблизно 25 зіткнень з ядрами водню нейтрони сповільнюються до "теплових" енергій (близько 0,025 МеВ) і дифундують через породи, поки не будуть захоплені. Вторинне гамма-випромінювання виникає при поглинанні теплових нейтронів ядрами елементів гірської породи (окрім Не). Наприклад, в умовах свердловини серед великої кількості можливих ядерних реакцій поглинання теплових нейтронів можна виділити реакцію утворення ізотопу водню-дейтерію , при якій випромінюється g-квант.

З усіх породоутворюючих елементів аномально високими поглиначами енергії теплових нейтронів є водень, хлор і бор. Низькі перетини захоплення теплових нейтронів мають О і С. Залежність інтенсивності процесу зниження і поглинання нейтронів від нейтронних властивостей ядер хімічних елементів гірської породи дає змогу диференціювати розріз за вмістом водню, хлору, бору і т.п.

Акт захоплення теплового нейтрона супроводжується випусканням g-квантів, які утворюють так зване g-випромінювання радіаційного захоплення. Частина цих g-квантів фіксується детектором в свердловинному приладі НГК.

Для вимірювання інтенсивності вторинного гамма-випромінювання використовують свердловинний прилад з джерелом нейтронів і фільтром (потужним свинцевим екраном для ослаблення фонового гамма-випромінювання джерела I_ф, розташованим між джерелом і детектором) (рис. 9.2). Фільтр захищає лічильник від прямого гамма-випромінювання джерела нейтронів. Відстань між лічильником і джерелом нейтронів називається розміром зонду L. Точка запису розташовується на середині відстані між ними.

Для поглинання м'якого розсіяного випромінювання I_γγ детектор випромінювання поміщають в сталеву гільзу. Виділена таким чином складова I_пγ, залежить, в основному, від вмісту водню в досліджуваному середовищі. Коли свердловинний прилад проходить через формації з високим вмістом водню (у складі води або нафти і газу), рівень наведеного гамма-випромінювання буде низьким, оскільки більшість нейтронів буде сповільнено і поглинено в безпосередній близькості від джерела і лише деякі з гамма-квантів зможуть досягти детектора і будуть зареєстровані (рис. 9.3, а).

Рис. 9.3. Залежність показів,,великого’’ зонда НГК від вмісту водню в сердовищі

Якщо породи містять мало водню або не містять взагалі, нейтрони встигають розповсюдитися далеко від джерела перш, ніж вони будуть сповільнені і захоплені. При довжині зонда 0,6 м і вище більша частина нейтронів буде поглинена десь поблизу детектора гамма-випромінювання, і на діаграмах НГК спостерігатиметься високий рівень інтенсивності g-випромінювання радіаційного захоплення. (рис. 9.3, б).

При дослідженні розрізів осадових порід зондами великого розміру (більше 0,3 м) інтенсивність вторинного гамма-випромінювання обернено пропорційна вмісту у породі водню. Тому на діаграмах нейтронного гамма-методу породи-колектори, які містять більшу кількість водню в одиниці об’єму, виділяються низькими аномаліями, а щільні, низькопористі породи – високими. Високі аномалії також властиві для газоносних колекторів, що пояснюється низьким об’ємним вмістом водню у газі. Проникнення бурового розчину у газоносний колектор зменшує цей ефект.

При використанні зондів малої довжини (0,3 м і менш) залежність розподілу вторинного гамма-випромінювання від вмісту водню виходить зворотною (рис. 9.4). Зонди малої довжини застосовуються набагато рідше, оскільки в них важко позбавитися від дії гамма-випромінювання самого джерела нейтронів, і роздільна здатність їх мала. На практиці зазвичай використовується нейтронний гамма-каротаж з великими зондами (≥ 0,4м)

Таким чином, метод НГК є індикатором кількості водню (води і нафти) в гірських породах. А оскільки рідина міститься в основному в порах порід, то НГК дає можливість оцінювати пористість порід.

Є можливість також по діаграмах НГК виділяти контакт мінералізованих вод пластів з нафтою за рахунок того, що хлор, що міститься у водах пластів, підвищує інтенсивність вторинного гамма-випромінювання.

Рис. 9.4. Залежність показів НГК від довжини зонда

На жаль, на НГК діє ряд перешкод, які повинні бути враховані при інтерпретації діаграм. По-перше, результати вимірювань в значній мірі залежать від конструкції свердловини, оскільки вода бурового розчину уповільнює нейтрони, а обсадні труби поглинають гамма-випромінювання. Як показує рис. 9.5, зменшення діаметру свердловини зміщує криві НГК управо, а збільшення товщини обсадження - ліворуч від рівня, відповідного стандартним умовам. При кількісній інтерпретації облік діаметру свердловини проводять по спеціальних номограмах, а вплив обсадження враховується так само, як в методі ГК. По-друге, опір бурового розчину, хоча і не впливає само по собі на результати НГК, є мірою солоності бурового розчину, тобто вмісту хлору. А хлор, як вже наголошувалося, підвищує інтенсивність радіаційного випромінювання. Тому при кількісній інтерпретації в результати НГК вводяться поправки на вплив бурового розчину по спеціальній номограмі.

Рис. 9.5. Вплив свердловинних умов на показання НГК

У нафтових і газових свердловинах НГК використовують для розділення порід за вмістом водню, кількісного визначення коефіцієнту пористості, а також для встановлення контактів між газом і рідиною, у винятках – водонафтового в обсаджених свердловинах.

Рис. 9.6. Крива НГК у осадових породах: 1 – глини; 2 – глини глибоководні; 3 – піски; 4 – пісковики; 5 – вапняки; 6 – вапняки глинисті; 7 – галіт, калійні солі; 8 – солі, які містять бор

Інтерпретація результатів НГК

Як вже наголошувалося, метод НГК диференціює породи по вмісту водню.

Як відомо, серед осадкових порід найбільшу кількість водню містять глини у вигляді хімічно зв'язаної і порової води. Загальний вміст води в глинах може досягати 44%. Тому на діаграмах НГК глини виділяються найнижчими значеннями і є надійним "базовим" або опорним горизонтом.

Найвищі ж рівні радіаційного гамма-випромінювання спостерігаються проти щільних малопористих вапняків, які можуть служити іншим опорним горизонтом, з мінімальною пористістю (Kп 1%).

Пісковики і піски не містять хімічно зв'язаної води, унаслідок чого навіть найпористіші з них відзначаються вищими значеннями НГК, чим глини. Серед гідрохімічних осадів найменшими значеннями інтенсивності аномалії I_пγ виділяється гіпс завдяки високому (до 48%) вмісту кристалізаційної води, найбільшим – ангідрит.

Найкращі результати виходять при сумісній інтерпретації діаграм НГК і ін. методів. Так, наприклад, якщо в розрізі присутні і глини, і гіпс, який не розрізняється по діаграмах НГК, їх легко диференціювати по діаграмах ГК (у глин підвищена радіоактивність) або КС (у глин електричний опір значно менше, чим у гіпсу).

На рис. 9.7 показаний приклад розчленовування спрощеного геологічного розрізу, що складається з глин, пісковиків і вапняків. Рівень запису інтенсивністі аномалії НГК проти досліджуваного пласта I^x_ny над пластом-колектором (пісковик) займає проміжне положення між глинами і вапняками і залежить від пористості і глинистості колектора.

Контакти і потужності пластів в НГК визначаються так само, як і в ГК, головним чином, за правилом напівмаксимуму аномалії. Хоча через вплив довжини зонда точка, відповідна половині максимуму аномалії в підошві пласта низької інтенсивності, зміщена вниз на 0,1 L, а в крівлі – на 0,3 L вгору від межі, ці погрішності можна не враховувати, оскільки при масштабі запису 1:200 або 1:500 вони не перевищують 1 мм.

Рис. 9.7. Усереднена діаграма НГК-60 на гіпотетичному геологічному розрізі

Визначення коефіцієнта пористості. Оскільки значення НГК залежать від повного воднево-хлоридного вмісту породи, включаючи вміст води кристалізації і води, адсорбованої глинистою частиною породи, то найбільш точні результати за визначенням пористості виходять в карбонатних відкладеннях. Кількісна інтерпретація діаграм НГК проводиться по відносній амплітуді аномалії НГК:

(9.2)

де I^x_ny – інтенсивність аномалії НГК проти досліджуваного пласта;

I^Ion_ny –інтенсивність проти першого опорного горизонту, за який приймається зазвичай пласт глин з відомим вмістом водню (40%);

I^IIon_ny –інтенсивність проти другого опорного горизонту, за який береться яка-небудь з щільних порід розрізу з відомою пористістю (1%). Всі величини 1_пу, що входять у формулу (9.2), повинні бути заздалегідь виправлені на вплив свердловини, обсадних труб, вміст хлору і природну радіоактивність.

По відносній амплітуді інтенсивності аномалії _∆^→ I_пγ визначають коефіцієнт пористості по номограмі _∆^→I_ny = f(K_n), приведеною на рис. 9.8.

Рис. 9.8. Залежність показань НГК (подвійний різносний параметр) від пористості

де Сгл – об'ємна глинистість колектора % (визначається по ГК або лабораторних дослідженнях);

0,4 – вміст води в глині (40%) (об'ємне).

Дата добавления: 2015-07-17