Импульсный нейтронный каротаж
История метода С/О каротажа
1956 – Caldwell предложил судить о нефтенасыщенности коллекторов по величине отношения ГИНР в энергетическом окне углерода к ГИНР в энергетическом окне кислорода, что, собственно, и дало название метода.
1960-1970-е – за рубежом разработаны первые модификации метода.
1980-е – метод встал на вооружение геофизиков ведущих мировых компаний (Shlumberger, ComputerLog, Dresser Atlas, Halliburton).
В СССР в 1971 Е.М.Кадисовым проведены первые скважинные исследования спектрометрии гамма-излучения неупругого рассеяния с целью определения нефтенасыщенности с ампульным источником нейтронов в точечном варианте каротажа.
1980-1990-е – теоретические и экспериментальные исследования применения нейтронных генераторов для определения нефтенасыщен-ности в скважинах (В.В.Миллер, Е.П.Боголюбов, А.Л.Поляченко, А.С.Школьников, Е.А.Шиканов, И.А.Мартьянов, Б.Е.Лухминский, Л.Н.Воронков, Е.С.Кучурин, Т.О.Хасаев, В.Г.Черменский).
1996 – испытан первый отечественный скважинный прибор СО каротажа (В.Г.Черменский, В.С.Бортасевич, Р.Т.Хаматдинов и др.).
Основы методов каротажа
Источник генерирует нейтроны быстрые (генератор нейтронов, Pu-Be) или тепловые (Cf).
Процесс замедления (влияние тяжелых элементов и водорода («принцип бильярдных шаров»)).
Процесс тепловой диффузии и радиационного поглощения, влияние элементов с аномально высокими сечениями поглощения (B, Cl, Fe и т.д.).
В первом приближении:
- количество водорода влияет на расстояние, на которое сможет улететь нейтрон от источника (наиболее яркий пример из геофизики – выделение «плотняков» по данным ННКт);
- количество ядер с аномально высокими поглощающими свойствами – на время жизни нейтрона в среде (выделение глин по данным ИННК).
Вид кривых спада потока тепловых нейтронов скважинного прибора ПИЛК-76 по разрезу скважины.
Крутизна склона характеризует время жизни нейтронов (сечение поглощения), интенсивность кривой в первых временных каналах во время постоянной работы нейтронной трубки характеризует водородосодержание.
Сечение поглощения (модель – песчаник+глина, поры заполнены водой и нефтью):
1CU=4550/τ(мксек)
- типичного песчаника (∑песч) 14 CU; типичной глины (∑гл) 60 CU;
- воды с минерализацией 15 г/л (∑в) 26 CU; нефти (∑н) 21 CU.
∑изм=(1-Кп)*( ∑песч*(1-Кгл)+ ∑гл*Кгл)+Кп*(Кн*∑н+(1-Кн)* ∑в)
Эффект при Кп=18 %, Кн=5 % от Кн=70 % (∑изм=17,716) и Кн=0 % (∑изм=18,346) составляет 3,6 %
Изменение пористости на 1 % влечет изменение ∑изм=17,478 на 1,3 %.
Изменение глинистости на 1 % влечет изменение ∑изм=17,908 на 1 %.
Основная палетка определения нефтенасыщености по данным ИННК