Файл: Заворотько Ю.М. Методика и техника геофизических исследований скважин учеб. пособие.pdf

шается влияние скважины, зоны проникновения и цементного кольца на результаты ИННК. Благодаря работе нейтронного источника в импульсном режиме и изменению величины задержки радиус иссле­ дования в методе ИННК составляет 60—80 см, т. е. больше, чем в стационарных нейтронных методах каротажа.

Хотя влияние зоны проникновения в методе ИННК значительноменьше, чем в стационарных методах, однако оно полностью не исключается. При больших задержках влияние зоны проникновения мало сказывается на результатах ИННК в том случае, когда ее диаметр меньше радиуса исследования метода и фильтрат буровогораствора имеет невысокую минерализацию. При высокой минерали­ зации фильтрата бурового раствора'зона проникновения диаметром 10—15 см значительно экранирует тепловые нейтроны, идущие из. нефтеносного пласта [13].

Если диаметр зоны проникновения превышает радиус исследова­ ния метода ИННК, отличить продуктивные пласты от водоносных практически невозможно. Это имеет место в карбонатных коллекто­ рах, характеризующихся глубоким проникновением фильтрата буро­ вого раствора, где стационарными нейтронными методами и методами электрокаротажа нефтеносные пласты часто не выделяются. Однако через некоторое время (месяцы или годы) после бурения скважины зона проникновения разрушается, восстанавливается естественная минерализация пластовых вод, и нефтеносные и водоносные карбо­ натные пласты начинают отличаться по содержанию в них хлора таким же образом, как и до вскрытия их скважиной. Поэтому ампли­ туды кривых ИННК против нефтеносных пластов при задержках 1000—1500 мкс увеличиваются в 2—10 раз но сравнению с водо­ носными пластами.

Как известно, выделение продуктивных пластов в тонкослоистых песчано-глинистых разрезах методом КС представляет определеннуютрудность, так как рк против них близко к значениям против глин. В методе ИННК максимальные амплитуды кривых соответ­ ствуют газонефтяным пластам и плотносцементированным породам, разделение которых производят с привлечением других методовкаротажа.

В осадочных породах нефтяных и газовых месторождений время жизни тепловых нейтронов хп в большой степени зависит от содер­ жания элементов с высоким сечением захвата тепловых нейтронов (В, Fe, Mn, Gl). В пластовых водах указанных месторождений раство­ рено наибольшее количество солей соляной кислоты, особенно NaCl (до 80—95%), поэтому водоносные коллекторы, насыщенные минера­ лизованной водой, характеризуются малым хп, следовательно, отме­ чаются на кривых ИННК резким уменьшением регистрируемой плотности тепловых нейтронов по сравнению с нефтеносными кол­ лекторами.

Таким образом, метод ИННК в большинстве случаев позволяет достаточно четко определить ВНК в разведочных, наблюдательных и эксплуатационных скважинах. Одиако при низкой минерализации

183

184

Поскольку аппаратура ИГН-4 предназначена для исследования как нефтяных, так и газовых скважин, размер зонда L в ней выбран равным 44 ±1 см (в данном случае под L подразумевается расстояние от мишени до середины группы счетчиков СИ10Н). При таком L. аппаратура ИГН-4 обеспечит четкое выделение пластов мощностью h > 5 0 см, а в пластах h > 1 м измеряемое тлэ будет близко к тл р расчетному.

1 — прямые оптимальных зондов; г — экспериментальные точки. Шифр кривых — размер зонда в см

Выбор задержки t и временного «окна» А t

Выбор величин t и At зависит от среднего времени жизни тепло­

следует регистрировать при возможно больших задержках, так как при этом на результатах измерений практически не сказывается влияние ближней зоны и улучшается дифференциация кривых по параметру тл. Одновременно с увеличением t падает скорость счета в дифференциальном канале, а это, как известно, приводит к завы­ шению статистической погрешности измерений [см. формулу' (34)]. Поэтому при записи кривых ИННК в нефтяных и газовых скважинах

1

•следовательно, к уменьшению погрешности измерений. Учитывая диапазон изменения т„ п в продуктивных пластах, Аt при исследо­ вании газоносных пластов следует брать больше, чем нри исследо­ вании нефтеносных пластов.

Поскольку аппаратура ИГН-4 имеет фиксированные «окна» А t = = 100 и 200 мкс, чаще всего при изучении продуктивных пластов берут Аt = 200 мкс, иногда At увеличивают до 400—500 мкс путем изменения емкости в схеме одновпбратора «окна» (см. рис. 58).

Определение хпэ

Основным параметром, по которому производится количественная интерпретация данных ИННК, является время т„э, определяемое по графику lg 1Ѵднф/1ѴІШТ = f (f) (1Ѵднф — скорость счета в диффе­ ренциальном канале при фиксированием «окне» и различных задерж­ ках t; N imT — скорость счета в интегральном канале), по оси ординат

пласта, отстоящим от его границ на 0,8—1,0 м, т. е. когда на резуль­ татах определения не сказывается влияние вмещающих пород.

При выборе точек измерений для определений ВНК, ГВК водо­ носной и продуктивной частям пласта и контакту между ними должно соответствовать по 2—3 замера. Во всех случаях на каждой точке регистрируют скорость счета в интегральном канале. Для повышения точности измерений скорость счета находят как среднее арифмети­ ческое из четырех замеров на одной и той же задержке. Время замера в каждой точке выбирается такое, при котором скорость счета в ин­ тегральном канале составляет 5 • ІО5—10® импульсов.

1S6