Определение пористости терригенных и карбонатных пород нейтронными методами

СУРС 5. Определение коэффициента пористости коллекторов по данным методов радиометрии скважин

Определение пористости терригенных и карбонатных пород нейтронными методами

Показания нейтронных методов зависят в основном от водородосодержания. А так как водород входит в состав воды или нефти, заполняющих норовое пространство, то показания всех нейтронных методов дают возможность вычислить коэффициент пористости отложений. Наибольшее распространение получил нейтронный гамма-метод.

Зависимость между показаниями нейтронного гамма-метода и коэффициентом пористости в полулогарифмической системе координат в диапазоне изменения k_n от 3 - 5 до 25 - 40 % близка к линейной. На приведенной палетке показания нейтронного метода даны в единицах Δ J_{n γ} — относительного разностного параметра (рисунок 1).

При интерпретации в условных единицах обязательным является градуировка прибора на специальных стендах и, кроме того, необходим учет минерализации промывочной жидкости.

Рисунок 1 Зависимость показаний НГМ от коэффициента пористости определенного по данным НМ для прибора ДРСТ-3.

Вычисления относительного разностного параметра проводят по следующей формуле:

где 1_{n γ} min и I_{n γ} max — интенсивности радиационного γ -излучения в двух опорных средах с известным высоким и низким водородосодержанием; I_{n γ пл} — показания против изучаемого пласта.

За среду с высоким водородосодержанием принимаются пласты, против которых диаметр скважины увеличен по сравнению с номинальным на 30 - 40 см. За опорную среду с низким водородосодержанием принимаются известняки или ангидриды, на диаграмме отмечается высокими значениями.

Учитывая линейный характер зависимости I_{n γ} =f(k_n), можно диаграммы НГМ проэталонировать графически в единицах коэффициента определяемой этим методом пористости, для чего на диаграмму наносят логарифмическую шкалу таким образом, что бы совместить ее отметки с известными значениями пористости опорных пластов. В качестве таких пластов, как правило, выбирают глины, против которых образовалась каверна, заполненная промывочной жидкостью, и плотные низкопористые карбонатные пласты. Способ графического эталонирования можно применять для оценки пористости однородных по минеральному составу отложений в интервалах с постоянным диаметром скважины.

Характер зависимостей показаний нейтронного гамма-методд от пористости имеет ряд особенностей, которые определяют целесообразные границы применения метода:

1) показания метода наиболее чувствительных к изменению водородосодержания в пластах низкой и средней пористости и менее чувствительны в высокопористых отложениях;

2) на показания метода практически не оказывает влияние распределение водорода и, следовательно, строение порового пространства;

3) значительное влияние оказывает гигроскопически связанная и кристаллизационная вода.

В результате этого нейтронный гамма-метод целесообразно использовать для вычисления пористости карбонатных отложений, которые характеризуются сложным строением порового пространства и средними или низкими значениями пористости.

Для вычисления пористости терригенных отложений нейтронные методы используются реже, так как для них характерны высокие значения k_n и большое содержание связанной воды