Изучение пористости горных пород

Изучение пористости горных пород. Принципиальная возможность определения пористости пород с по¬мощью 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. Если поры горной породы насыщены водой, коэффициент пористости равен объем¬ной влажности (kn = m). С увеличением по¬ристости растет водородсодержание и умень¬шается плотность. Для заинверсионного зонда увеличение влажности вызы¬вает уменьшение потока нейтронов, а умень¬шение 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 kп наблюдается линейная зависи¬мость между потоком нейтронов и логариф¬мом коэффициента пористости: N = a + b ln kп, (6) где а и b — постоянные коэффициенты. Ли¬нейность нарушается в области малых значе¬ний пористости (kп < 0,05-0,1) вследствие влияния области инверсии (даже для зондов большой длины) и в области высоких пористостей (kп > 0,4-0,5). В качестве примера на рис. 3 показаны эталонировочные зави¬симости ННК-Т для песчаников.

Влияние параметров пласта. Нейтронное поле зависит не только от влажности (пористости), но и от вещественного состава породы, минералогической плотности &#961;0, ха¬рактера и свойств заполнителя пор. Нефтяные и газовые месторождения связаны с двумя основными типами разрезов — карбонатным, в котором коллекторами являются известняки, и терригенным (пористые пес¬чаники, 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 гли¬нистость. На нефтяных месторождениях поровое пространство коллекторов обычно заполнено водой или нефтью.

По замедляющим свойствам пресная вода и нефть практически не раз¬личаются, так как они имеют одинаковое содержание водорода. Повышенная минерализация пластовых вод не влияет на результаты ННК-НТ, но искажает коэффициент пори¬стости. Этот эффект можно использовать для опре¬деления характера заполняющей поры жидкости с помощью ННК-Т. Аппаратура. В СССР для определения пористости ме¬тодом 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 ней¬тронов— слоем парафина и кадмия. Зонд симметричного типа без при¬жимного устройства имеет длину 50 или 60 см. В качестве источника ис¬пользуется Ро — Ве-источник мощностью (2—6) 106 нейтр./с. В двухканальной аппаратуре типа ДРСТ-1 для регистрации теп¬ловых и надтепловых нейтронов используют сцинтилляционные детек¬торы. Рекомендуемые длины зондов—50—60 см. Мощность источника нейтронов (2—4) 106 нейтр./с. В зондах ННК пространство между источником и детектором за¬нято поглощающим нейтроны и &#947;-кванты экраном.

Обычно исполь¬зуют свинцовые либо комбинированные (свинец + железо) экраны. Внешний диаметр зондового устройства равен 85—110 мм. 5.