Изучение пористости горных пород

Принципиальная возможность определения пористости пород с помощью ННМ основана на изменении водородсодержания вследствие уменьшения или увеличения количества заполняющих поры водородсодержащих жидкостей (воды, нефти) или газа (углеводорода). Подчиненный эффект вызывается изменением плотности породы.

Применение ННМ для определения коэффициентов пористости и газонасыщенности на нефтяных и газовых месторождениях имеет свои особенности. Используют только каротажный вариант метода (ННК-Т и ННК-НТ).

Каротаж выполняют заинверсионными зондами длиной до 10-80 см в скважинах большого диаметра (150-300 мм), заполненных буровым раствором.

Рис.2. Связь между нейтронным полем и коэффициентом пористости

Если поры горной породы насыщены водой, коэффициент пористости равен объемной влажности (k_n = m). С увеличением пористости растет водородсодержание и уменьшается плотность. Для заинверсионного зонда увеличение влажности вызывает уменьшение потока нейтронов, а уменьшение плотности, наоборот, приводит к росту потока. Определяющим является влияние влажности, поэтому нейтронное поле затухает.

Как расчеты, так и многочисленные эксперименты показывают, что в ограниченном диапазоне k_п наблюдается линейная зависимость между потоком нейтронов и логарифмом коэффициента пористости:

N = a + b ln k_п, (6)

где а и b - постоянные коэффициенты. Линейность нарушается в области малых значений пористости (k_п < 0,05-0,1) вследствие влияния области инверсии (даже для зондов большой длины) и в области высоких пористостей (k_п > 0,4-0,5).

Рис.3. Зависимость поля тепловых нейтронов от пористости песчаников (аппаратура ДРСТ-1, зонд R = 50 см, Ро - Ве-источник): 1 - диаметр скважины d_c = 22,5 см; 2 - d_c = 25 см; 3 - d_c = 22,5 см, обсадка d₀ = 16 см; 4 - d_c = 25 см; d₀ = 16 см

В качестве примера на рис.3 показаны эталонировочные зависимости ННК-Т для песчаников.

Влияние параметров пласта. Нейтронное поле зависит не только от влажности (пористости), но и от вещественного состава породы, минералогической плотности ρ₀, характера и свойств заполнителя пор. Нефтяные и газовые месторождения связаны с двумя основными типами разрезов - карбонатным, в котором коллекторами являются известняки, и терригенным (пористые песчаники, иногда песчано-глинистые отложения). Песчаники, известняки и доломиты существенно различаются по нейтронным свойствам. При определении пористости эти различия приходится учитывать.

На определение пористости существенно влияет связанная вода таких пород, как глины, ангидрид. Для вычисления истинного значения коэффициента пористости необходимо вносить поправку на глинистость.

На нефтяных месторождениях поровое пространство коллекторов обычно заполнено водой или нефтью. По замедляющим свойствам пресная вода и нефть практически не различаются, так как они имеют одинаковое содержание водорода.

Повышенная минерализация пластовых вод не влияет на результаты ННК-НТ, но искажает коэффициент пористости. Этот эффект можно использовать для определения характера заполняющей поры жидкости с помощью ННК-Т .

Аппаратура. В СССР для определения пористости методом ННК использовалось два типа серийной каротажной аппаратуры - НГГК-62 и ДРСТ-1 (ДРСТ-3).

Аппаратура типа НГГК-62 - двухканальная па газоразрядных счетчиках. Для регистрации тепловых нейтронов счетчик окружают слоем кадмия толщиной 0,5 мм, а при регистрации надтепловых нейтронов - слоем парафина и кадмия. Зонд симметричного типа без прижимного устройства имеет длину 50 или 60 см. В качестве источника используется Ро - Ве-источник мощностью (2-6) 10⁶ нейтр./с.

В двухканальной аппаратуре типа ДРСТ-1 для регистрации тепловых и надтепловых нейтронов используют сцинтилляционные детекторы. Рекомендуемые длины зондов-50-60 см. Мощность источника нейтронов (2-4) 10⁶ нейтр./с.

В зондах ННК пространство между источником и детектором занято поглощающим нейтроны и γ-кванты экраном. Обычно используют свинцовые либо комбинированные (свинец + железо) экраны. Внешний диаметр зондового устройства равен 85-110 мм.