Импульсный нейтронный каротаж (ИННК)

10⁵ – 10⁷ нейтронов в посылке. 1посылка 1 мкс, число посылок 20-400 в секунду.

ИННК или ИНГК.

Время жизни тепловых нейтронов можно определить анализируя число регистрируемых нейтронов или гамма-квантов от t₃

.

Лекция 11. Общие вопросы интерпретации РК.

Отношение максимальных отклонений кривой а минимальным – называется относительной дифференциацией или коэффициентом k_D.

Напряжение на интегрирующем контуре (ячейка)

где: RC=t_u называется постоянной времени интегрирования.

Гамма каротаж.

Присутствие в известняке, кварцевом песчанике и доломите глинистого материала ведет к повышению радиоактивности. Исходными данными для получения зависимостей регистрируемых значений ГК от глинистости с_гл служат результаты лабораторных исследований глинистости и радиоактивности керна.

J_ГК - представляет сумму излучений пласта, ПЖ и собственного фона прибора.

J_max - максимальные значения ГК по разрезу, отвечающие пласту чистых глин.

Обобщающая зависимость естественной радиоактивности .

Данные ННГ_к-50 для приборов ДРСТ-1 и ДРСТ-3 по сравнению с показаниями НГК-60 лучше дифференцированы по пористости пород.

В ряде случаев удобнее пользоваться обращенными зависимостями 1/J_{усл. ед.}=j(k_п)=а + bk_п, где а и b - постоянные коэффициенты, причем величина b практически одинакова для всех диаметров скважины от 190 до 300 мм. Также зависимости удобны при поверке аппаратуры. Кроме того, кривые НГК и ННК, записанные в обращенных единицах, лучше расчленяют интервалы разреза, представленные породами с высокой пористостью.

На определяемые при ННК_Т и ННК_НТ значения k_п изменения d_с влияют несколько меньше, чем при НГК. Поэтому при интерпретации кривых НГК и ННК можно не учитывать.

При заполнении скважины глинистым раствором, содержание водорода в которой меньше чем в воде, за счет присутствия глины, регистрируемые значения НГК и ННК увеличиваются, что приводит к занижению k_п.

При проведении ГГКП сигналы от каналов большого и малого зондов преобразуются с помощью вычислительного устройства в кривую F(s) по алгоритму

F(s)=l_{усл. ед.}(с J_б/J_м-0,6 J_м/J_м1),

где l_усл.ед. -отклонение кривой на 1 усл. ед. (обычно 10 см).

J_м1 - показания малого зонда на калибраторе (Al).

Определяемые значения плотности пород s используются в основном для оценки общей пористости k_п ,

где: k_п - в %, s_ж – плотность жидкости в скважине, s_ск - плотность скелета пород, s - плотность по ГГКП.

Как правило, плотность жидкости - это плотность фильтрата и в пластах с хорошими коллекторскими свойствами s_ж®1 г/см³.

(Показать пример рис. 61 стр.141. Ю.А. Гулин).

Плотность скелета основных породообразующих минералов меняется в пределах 2,55 - 2,9 г/см³, т.е. на ± 6-7% от среднего, что эквивалентно изменению k_п на ± 10%. Поэтому возможность оценки пористости связана в первую очередь с тем, насколько точно известна s_ск.

В кварцевых песчаниках и алевролитах, являющихся основными коллекторами нефти и газа, связь наиболее тесная. В песчано-глинистых отложениями с поликомпонентными и полимиктовым составом скелета пород характерным является широкий диапазон соотношения кварц - полевой шпат в основных коллекторах нефти - полимиктовых песчаниках. Плотность скелета песчаников колеблется от 2,5 до 2,7 г/см³.

Определение пористости чистых известняков или доломитов, если литотип заранее известны, не вызывает затруднений.