Нейтронный каротаж

Қысқаша негізгісі

Нейтрон теряет больше всего энергии при столкновении с ядром водорода: их массы почти равны. Чтобы замедлить нейтрон от 4 МэВ до тепловой энергии около 0,025 эВ, нужно около 19 столкновений с водородом, около 160 — с кислородом, около 380 — с кальцием.
Чем больше водорода, тем ближе к источнику нейтроны замедляются и захватываются и тем меньше их доходит до дальнего детектора. Отношение счётов ближнего и дальнего детекторов растёт с водородосодержанием и пересчитывается в пористость.
Водородный индекс: пресная вода — 1, нефть — около 1, солёная вода — немного меньше 1, газ — 0,1–0,5 в зависимости от давления.
Нейтронную пористость обычно выражают в известняковых единицах: чистый водонасыщенный известняк показывает истинную пористость, песчаник — меньше, доломит — больше.
Глины (связанная вода и гидроксильные группы) завышают $\phi_N$ , газ занижает. На совместимых шкалах газ даёт перекрытие кривых — плотностная пористость больше нейтронной, — глины дают расхождение в обратную сторону.
Тепловые нейтроны чувствительны к поглотителям — хлору, бору, редкоземельным элементам, — и прибор по тепловым нейтронам завышает пористость; надтепловые почти нечувствительны.

Негізгі қатынастар

n = \dfrac{\ln(E_0/E_{th})}{\xi}

среднее число столкновений, чтобы замедлить нейтрон до тепловой энергии

\mathrm{HI}_h = \dfrac{9\,\rho_h\,x}{12 + x}

водородный индекс углеводорода $\mathrm{CH}_x$ плотностью $\rho_h$ (г/см³)

\phi_N \approx \phi\,\mathrm{HI}_{fl}

нейтронная пористость чистого пласта в верной матрице; $\mathrm{HI}_{fl}$ — водородный индекс флюида промытой зоны, эффект экскавации не учтён

\phi \approx \sqrt{(\phi_N^2 + \phi_D^2)/2}

быстрая оценка пористости газоносного пласта

Жиі қателіктер

Читать нейтронную пористость в известняковых единицах как пористость песчаника или доломита.
Считать, что без перекрытия кривых газа нет: глины и глубокая промывка могут его скрыть.
Принимать за газ перекрытие в каменной соли или в песчанике на известняковых шкалах.
Забывать, что прибор по тепловым нейтронам завышает пористость при солёной воде и в глинах с бором.

Сабақтан кейін сіз

объяснить, как нейтроны замедляются и захватываются в породе и почему главную роль играет водород;
рассчитать водородный индекс солёной воды, нефти и газа и оценить, как каждый флюид влияет на показание;
описать устройство компенсированного прибора, разницу между тепловыми и надтепловыми нейтронами и смысл известняковых единиц;
объяснить влияние глин, газа и минерала скелета на нейтронную пористость и узнавать эти случаи на совместной диаграмме с плотностным каротажем;
оценить пористость газоносного пласта по нейтронной и плотностной пористости и понимать пределы такой оценки.

Как нейтроны теряют энергию

Источник нейтронного прибора — обычно смесь америция-241 с бериллием: альфа-частицы америция выбивают из ядер бериллия быстрые нейтроны с энергиями до 10–11 МэВ, в среднем около 4 МэВ. Нейтрон — частица без электрического заряда с массой почти как у протона, то есть ядра водорода. Электроны атомов его не тормозят, и энергию он теряет только при столкновениях с ядрами.

Сколько энергии уходит за один удар, решает соотношение масс — как в бильярде. Шар, ударивший в лоб такой же неподвижный шар, останавливается, передав ему всю скорость; тот же шар, отскочивший от борта стола, почти не теряет скорости. Ядро водорода для нейтрона — «такой же шар», а ядра кислорода, кремния и кальция в 16–40 раз тяжелее и ведут себя скорее как борт.

Наибольшая доля энергии, теряемая нейтроном при одном ударе

\frac{\Delta E_{max}}{E} = \frac{4A}{(A + 1)^2}

мұндағы:

$\Delta E_{max}$ энергия, которую нейтрон теряет при лобовом ударе, эВ
$E$ энергия нейтрона до удара, эВ
$A$ массовое число ядра (масса в единицах массы нейтрона), —

Бірліктер: энергии — в одинаковых единицах; доля безразмерна

Мына жағдайда орындалады

упругий удар о покоящееся ядро; при скользящем ударе потеря меньше, в среднем — вдвое меньше наибольшей.

Водород ( $A = 1$ ) может забрать всю энергию нейтрона, углерод — до 28 %, кислород — до 22 %, кремний — до 13 %, кальций — до 9,5 %.

После каждого удара энергия уменьшается в некоторое число раз, поэтому потери удобно считать в логарифмах. Средняя логарифмическая потеря энергии за один удар $\xi$ зависит только от массы ядра. Число ударов, нужных, чтобы замедлить нейтрон до тепловой энергии — около 0,025 эВ при 20 °C, в горячей скважине немного больше, — равно отношению всего «логарифмического пути» к $\xi$ .

Число столкновений, нужное для замедления нейтрона

n = \frac{\ln(E_0/E_{th})}{\xi}, \qquad \xi = 1 + \frac{(A-1)^2}{2A}\,\ln\frac{A-1}{A+1}

мұндағы:

$n$ среднее число упругих столкновений, —
$E_0$ начальная энергия нейтрона, эВ
$E_{th}$ тепловая энергия, около 0,025 эВ при 20 °C, эВ
$\xi$ средняя логарифмическая потеря энергии за одно столкновение, —
$A$ массовое число ядра, —

Бірліктер: энергии — в одинаковых единицах; логарифмы натуральные

Мына жағдайда орындалады

упругое рассеяние, изотропное в системе центра масс: хорошее приближение для лёгких ядер при энергиях каротажных источников;
при $A = 1$ второе слагаемое обращается в нуль, и $\xi = 1$ ;
среда из ядер одного сорта; в породе вклады ядер складываются с учётом их числа и вероятности рассеяния на каждом.

Для водорода $\xi = 1$ , для кислорода около 0,12, для кальция около 0,05: тяжёлым ядрам нужно в 8–20 раз больше ударов. К тому же при малых энергиях вероятность рассеяния на ядре водорода в несколько раз выше, чем на ядрах кислорода, кремния или кальция. Поэтому замедление нейтронов в породе определяется прежде всего водородом.

Есептеу мысалыСколько ударов нужно, чтобы замедлить нейтрон

Бастапқы деректер (шартты)

Начальная энергия $E_0$: 4 МэВ ( $4\cdot 10^6$ эВ) — средняя для америций-бериллиевого источника
Тепловая энергия $E_{th}$: 0,025 эВ
Ядра: водород ( $A = 1$ ), углерод (12), кислород (16), кремний (28), кальций (40)

Шешім

Логарифмический путь: $E_0/E_{th} = 1{,}6\cdot 10^8$ , натуральный логарифм этого отношения — 18,9.
Средняя потеря за удар $\xi$ : водород 1, углерод 0,158, кислород 0,120, кремний 0,070, кальций 0,049.
Число ударов $n = 18{,}9/\xi$ : водород 19, углерод 120, кислород 157, кремний 271, кальций 384.

Жауап: Водороду нужно около 19 ударов, кислороду — около 157, кальцию — около 384: водород замедляет нейтроны в 8,3 раза эффективнее кислорода и в 20 раз эффективнее кальция в расчёте на один удар.

Бұл нені білдіреді. Скелет тоже замедляет нейтроны — в нём много кислорода, — но медленно, а каждый процент воды в порах добавляет самый эффективный замедлитель. Поэтому счёт детектора так чувствителен к водороду, а значит, к пористости. Различия скелетов остаются: кальцит и кварц замедляют нейтроны немного по-разному, отсюда поправки за литологию (ниже). Расчёт упрощённый: он не учитывает вероятностей рассеяния на разных ядрах.

ЕсептеуРасчётное среднее число упругих столкновений, нужное, чтобы замедлить нейтрон от 4 МэВ до 0,025 эВ, для ядер основных элементов пород и флюидов (по формуле для

n

\xi

выше).

Став тепловым, нейтрон дальше не замедляется: его энергия сравнялась с энергией теплового движения атомов. Он блуждает (диффундирует), пока его не поглотит какое-нибудь ядро, и это ядро сразу испускает гамма-квант захвата. Особенно охотно захватывают тепловые нейтроны хлор, бор и редкоземельные элементы, например гадолиний; водород, железо и кремний захватывают их гораздо слабее. Нейтроны промежуточных энергий — выше примерно 0,4 эВ, ещё не успевшие стать тепловыми, — называют надтепловыми (epithermal).

Порода, богатая водородом, работает как плотный тормоз: нейтроны замедляются и поглощаются в пределах примерно десятка сантиметров от источника, и до дальнего детектора их доходит мало. В плотной малопористой породе облако замедляющихся нейтронов растягивается на несколько десятков сантиметров, и счёт детектора растёт. Так по счёту детекторов, стоящих в десятках сантиметров от источника, судят о водородосодержании породы.

Что меняется, если…

…растёт пористость, заполненная водой или нефтью, — счёт дальнего детектора падает, нейтронная пористость растёт;
…в порах газ вместо жидкости — водорода меньше, нейтроны уходят дальше, счёт растёт, и прибор показывает меньшую пористость;
…в пластовой воде много хлора — тепловых нейтронов у детектора меньше, и прибор по тепловым нейтронам показывает большую пористость;
…в породе глина или гипс — водород связанной и кристаллизационной воды тоже замедляет нейтроны, и пористость завышается.

Водородный индекс

Водородный индекс $\mathrm{HI}$ (hydrogen index) — количество атомов водорода в единице объёма вещества, отнесённое к их количеству в пресной воде при поверхностных условиях. В 1 см³ воды — 1/9 моля атомов водорода: моль воды весит 18 г и содержит два моля атомов водорода. Отсюда простые формулы для пластовых флюидов.

Водородный индекс углеводорода

\mathrm{HI}_h = \frac{9\,\rho_h\,x}{12 + x}

мұндағы:

$\mathrm{HI}_h$ водородный индекс углеводорода, —
$\rho_h$ плотность углеводорода в пластовых условиях, г/см³
$x$ число атомов водорода на атом углерода в средней формуле $\mathrm{CH}_x$ : у метана 4, у нефти около 2, —

Бірліктер: $\rho_h$ — г/см³; индекс безразмерен

Мына жағдайда орындалады

атомные массы углерода и водорода округлены до 12 и 1;
углеводород описан средней формулой $\mathrm{CH}_x$ .

Моль группы $\mathrm{CH}_x$ весит $12 + x$ граммов и содержит $x$ молей водорода, так что в 1 см³ их $\rho_h x/(12 + x)$ , а у воды — 1/9. Для нефти ( $x \approx 2$ ) $\mathrm{HI}_h \approx 1{,}29\rho_h$ — около единицы при обычных плотностях. Для метана $\mathrm{HI}_h = 2{,}25\rho_h$ : при плотности 0,1–0,25 г/см³ это 0,22–0,56.

Водородный индекс солёной воды

\mathrm{HI}_w \approx \rho_w\,(1 - P)

мұндағы:

$\rho_w$ плотность солёной воды, г/см³
$P$ массовая доля растворённой соли, доли единицы

Бірліктер: $\rho_w$ — г/см³; индекс безразмерен

Мына жағдайда орындалады

соль не содержит водорода; водород приходится только на воду в растворе.

Растворённая соль вытесняет часть воды из единицы объёма, поэтому у рассолов водородный индекс немного меньше единицы.

Есептеу мысалыВодородный индекс пластовых флюидов

Бастапқы деректер (шартты)

Рассол: NaCl 150 г на 1 кг раствора ( $P = 0{,}15$ ), плотность 1,11 г/см³
Нефть: $\rho_h = 0{,}80$ г/см³ в пласте, средняя формула $\mathrm{CH_2}$
Газ глубокого пласта: метан, $\rho_g = 0{,}18$ г/см³
Газ неглубокого пласта: метан, $\rho_g = 0{,}05$ г/см³

Шешім

Рассол: $\mathrm{HI}_w = 1{,}11\cdot(1 - 0{,}15) = 0{,}94$ .
Нефть: $\mathrm{HI}_h = 9\cdot 0{,}80\cdot 2/14 = 1{,}03$ .
Газ: $9\cdot 0{,}18\cdot 4/16 = 0{,}405$ в глубоком пласте и $9\cdot 0{,}05\cdot 4/16 = 0{,}113$ в неглубоком.

Жауап: Водородный индекс рассола 0,94, нефти 1,03, газа — 0,405 на глубине и всего 0,113 в неглубоком пласте.

Бұл нені білдіреді. Нефть и солёная вода почти не отличаются от пресной воды, поэтому в чистом пласте с жидкостью нейтронная пористость близка к истинной, а нефть от воды нейтронный каротаж не отличает — это задача методов сопротивления. Газа водорода в разы меньше, и чем ниже давление, тем меньше: неглубокий газовый пласт проявляется на нейтронном каротаже сильнее глубокого. Данные примера условные.

Водородный индекс веществ (ориентировочно)

Вещество: Пресная вода
HI: 1
Откуда водород: эталон шкалы

Вещество: Солёная вода
HI: 0,9–1
Откуда водород: чем выше минерализация, тем меньше

Вещество: Нефть
HI: 0,9–1,05
Откуда водород: зависит от плотности и состава

Вещество: Газ
HI: 0,1–0,5
Откуда водород: растёт с давлением вместе с плотностью

Вещество: Уголь
HI: около 0,4–0,7
Откуда водород: органическое вещество

Вещество: Гипс
HI: около 0,5
Откуда водород: кристаллизационная вода

Вещество: Каолинит
HI: около 0,36
Откуда водород: гидроксильные группы

Вещество: Кварц, кальцит, доломит, ангидрит, соль
HI: 0
Откуда водород: водорода нет

Вещество	HI	Откуда водород
Пресная вода	1	эталон шкалы
Солёная вода	0,9–1	чем выше минерализация, тем меньше
Нефть	0,9–1,05	зависит от плотности и состава
Газ	0,1–0,5	растёт с давлением вместе с плотностью
Уголь	около 0,4–0,7	органическое вещество
Гипс	около 0,5	кристаллизационная вода
Каолинит	около 0,36	гидроксильные группы
Кварц, кальцит, доломит, ангидрит, соль	0	водорода нет

Глинистые минералы содержат водород в гидроксильных группах решётки, а глины в целом — ещё и связанную воду, поэтому нейтронная пористость глин обычно 0,30–0,45 при почти нулевой эффективной пористости.

Приборы: тепловые и надтепловые нейтроны, один и два детектора

Первые нейтронные приборы, распространившиеся в 1940–60-х годах, имели один детектор и сильно зависели от диаметра скважины, раствора, корки и минерализации. В отечественной практике широко применялись и применяются нейтронный гамма-каротаж (НГК), регистрирующий гамма-кванты захвата, и нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым (ННК-т) и надтепловым (ННК-нт) нейтронам. Показания НГК заметно зависят от хлора: он захватывает много нейтронов и испускает много квантов захвата.

Позже появились прижимные приборы с детектором надтепловых нейтронов. Прижатие к стенке уменьшает влияние раствора, а надтепловые нейтроны почти не чувствуют поглотителей. Работают такие приборы только в открытом стволе, зато и в незаполненной жидкостью скважине.

Сегодня основной прибор — компенсированный нейтронный (compensated neutron). Это корпусный зонд, который пружина прижимает к стенке; в нём два детектора тепловых нейтронов на разных расстояниях от источника. Диаметр ствола, корка и раствор меняют счёт обоих детекторов почти в одинаковой пропорции, поэтому отношение счётов от них почти не зависит — на этом и построена компенсация. Отношение ближнего счёта к дальнему растёт с водородосодержанием, и по калибровке его переводят в нейтронную пористость (на англоязычных диаграммах — NPHI). Зонд длиннее прижимного и видит глубже — 15–30 см, вертикальное разрешение — 30–60 см. Записывать его можно и в открытом стволе, и за колонной, но ствол должен быть заполнен жидкостью: для скважины с газом или воздухом его калибровка неприменима.

Надтепловые нейтроны почти не захватываются, поэтому в некоторых приборах к паре тепловых детекторов добавлена пара надтепловых. Их ставят ближе к источнику — надтепловых нейтронов доходит примерно на порядок меньше, чем тепловых, — а влияние ствола на них исключают отдельной обработкой. Прибор даёт две пористости, и их расхождение само несёт информацию. В чистом пласте с пресной водой они совпадают; если тепловая заметно выше, в зоне исследования есть поглотители — бор и редкоземельные элементы глин или хлор солёной воды. Надтепловая пористость в таких пластах ближе к плотностной, поэтому газ в глинистом коллекторе по ней виден лучше.

Разновидности нейтронного каротажа

Метод: НГК
Что регистрирует: гамма-кванты захвата
Сильные стороны: простота, работает в колонне
Ограничения: сильно зависит от хлора и скважины

Метод: ННК-т, компенсированный
Что регистрирует: тепловые нейтроны, два детектора
Сильные стороны: основной метод пористости, работает в колонне
Ограничения: поглотители завышают пористость; нужна жидкость в стволе

Метод: ННК-нт
Что регистрирует: надтепловые нейтроны
Сильные стороны: почти не чувствует поглотителей, работает в сухом стволе
Ограничения: меньше счёт, сильнее влияние ствола

Метод: Нейтронный каротаж в процессе бурения (LWD)
Что регистрирует: тепловые нейтроны в утяжелённой трубе
Сильные стороны: запись до глубокого проникновения
Ограничения: зазор между прибором и стенкой меняется при вращении

Метод	Что регистрирует	Сильные стороны	Ограничения
НГК	гамма-кванты захвата	простота, работает в колонне	сильно зависит от хлора и скважины
ННК-т, компенсированный	тепловые нейтроны, два детектора	основной метод пористости, работает в колонне	поглотители завышают пористость; нужна жидкость в стволе
ННК-нт	надтепловые нейтроны	почти не чувствует поглотителей, работает в сухом стволе	меньше счёт, сильнее влияние ствола
Нейтронный каротаж в процессе бурения (LWD)	тепловые нейтроны в утяжелённой трубе	запись до глубокого проникновения	зазор между прибором и стенкой меняется при вращении

Нейтронный источник

Америций-бериллиевый источник испускает нейтроны и гамма-излучение, а период полураспада америция-241 — около 430 лет: источник остаётся опасным на протяжении жизни многих поколений. Нейтроны плохо задерживаются свинцом; для защиты от них нужны материалы, богатые водородом, — вода, парафин, полиэтилен, — поэтому контейнеры нейтронных источников устроены иначе, чем контейнеры гамма-источников. С источником работают только обученные специалисты по лицензии и нормам радиационной безопасности. Если прибор с источником остался в скважине и извлечь его не удалось, источник изолируют по утверждённой процедуре под контролем надзорных органов. Здесь это описано для понимания, а не как порядок действий.

Известняковые единицы и поправки

Отношение счётов пересчитывают в пористость по калибровке. Прибор калибруют в известняке, насыщенном пресной водой, при стандартных условиях: ствол около 200 мм (7⅞″), пресная вода в стволе и в пласте, нет корки и зазора, температура около 24 °C, атмосферное давление, прибор прижат к стенке. Поэтому нейтронную пористость обычно выражают в известняковых единицах (limestone units): в чистом водонасыщенном известняке она равна истинной пористости.

В других породах показание отличается от истинной пористости, даже если поры заполнены водой: скелет тоже немного замедляет и захватывает нейтроны, и его вклад зависит от минерала. Кварцевый песчаник в известняковых единицах показывает пористость на несколько единиц меньше истинной, доломит — больше. Пересчёт в пористость песчаника или доломита делают по палеткам для конкретного прибора (Пористость по нейтронному каротажу, Палетки интерпретации: как их читать); матрица, в которой записана кривая, указана в заголовке диаграммы.

Отклонения от стандартных условий тоже требуют поправок: за диаметр ствола и зазор между прибором и стенкой (чем больше раствора вокруг прибора, тем обычно выше показание), за корку, минерализацию и плотность раствора, температуру и давление, минерализацию пластовой воды. По отдельности большинство поправок невелико, но в широком горячем стволе с утяжелённым раствором их сумма достигает нескольких единиц пористости.

Плотность и нейтронную пористость обычно показывают в одной дорожке на совместимых шкалах: для известняка — плотность от 1,95 до 2,95 г/см³ и нейтронная пористость от 0,45 до −0,15. Тогда в чистом водонасыщенном известняке кривые совпадают, а любое расхождение сразу указывает на отличие от этого эталона. В терригенных разрезах чаще берут шкалы для песчаника: 1,90–2,90 г/см³ при тех же пределах нейтронной пористости, пересчитанной в единицы песчаника.

Перекрытие кривых, которое не означает газ

На известняковых шкалах чистый водонасыщенный песчаник даёт слабое перекрытие: плотностная пористость, рассчитанная для кальцита, получается больше истинной, а нейтронная — меньше. При истинной пористости 20 % плотностная пористость на известняковой шкале — около 23 %, нейтронная — на несколько единиц меньше 20 %. Каменная соль даёт огромное перекрытие: плотностная пористость около 40 % при нейтронной около нуля. Прежде чем говорить о газе, проверяют литологию по гамма-каротажу (ГК), $P_e$ и акустическому каротажу и сравнивают пласт с заведомо водоносным пластом той же породы.

Глины, газ и литология на паре «нейтрон — плотность»

Глины. Нейтронный прибор видит весь водород, а не только водород подвижной воды в порах: связанную воду глин и гидроксильные группы глинистых минералов тоже. Поэтому в глинах нейтронная пористость высокая — 0,30–0,45, — хотя эффективных пор почти нет. Плотность глин при этом не особенно мала, и плотностная пористость в них заметно ниже нейтронной. Это расхождение растёт с глинистостью, и по нему её оценивают (Определение глинистости).

Газ. В промытой зоне газоносного пласта остаётся часть газа (Скважина как среда измерений: зона проникновения и глинистая корка). Его водородный индекс мал, и нейтронная пористость меньше истинной; его кажущаяся плотность мала, и плотностная пористость больше истинной (Плотностной гамма-гамма каротаж и фотоэлектрический индекс). На совместимых шкалах кривые меняются местами — плотностная пористость больше нейтронной. Это перекрытие (crossover) — главный признак газа по каротажу. Его величина зависит от пористости, остаточной газонасыщенности промытой зоны и давления: чем глубже проникновение и полнее промывка, тем слабее эффект.

Эффекты складываются. Глины сдвигают нейтронную пористость вверх, газ — вниз, и в глинистом газоносном пласте они могут погасить друг друга: перекрытия нет, хотя газ есть. Поэтому газ ищут по совокупности признаков: перекрытие, высокое сопротивление, газопоказания при бурении, надтепловая нейтронная пористость, ядерно-магнитный каротаж, опробование.

Нейтронная и плотностная пористость на известняковых шкалах

Порода или флюид: Известняк с водой или нефтью
Соотношение кривых: совпадают
Чем проверить: —

Порода или флюид: Песчаник с водой
Соотношение кривых: нейтронная немного меньше: слабое перекрытие
Чем проверить: низкий ГК, $P_e$ около 1,8

Порода или флюид: Доломит с водой
Соотношение кривых: нейтронная больше плотностной
Чем проверить: $P_e$ около 3

Порода или флюид: Глина
Соотношение кривых: нейтронная намного больше
Чем проверить: высокий ГК

Порода или флюид: Газоносный пласт
Соотношение кривых: нейтронная намного меньше: сильное перекрытие
Чем проверить: сопротивление, газопоказания

Порода или флюид: Каменная соль
Соотношение кривых: нейтронная около 0, плотностная около 0,4
Чем проверить: очень низкий ГК, $P_e$ 4,7, каверны

Порода или флюид: Ангидрит
Соотношение кривых: нейтронная около 0, плотностная отрицательная
Чем проверить: плотность 2,98, $P_e$ 5,1

Порода или флюид: Уголь
Соотношение кривых: обе очень высокие
Чем проверить: плотность 1,2–1,5, низкий ГК

Порода или флюид	Соотношение кривых	Чем проверить
Известняк с водой или нефтью	совпадают	—
Песчаник с водой	нейтронная немного меньше: слабое перекрытие	низкий ГК, $P_e$ около 1,8
Доломит с водой	нейтронная больше плотностной	$P_e$ около 3
Глина	нейтронная намного больше	высокий ГК
Газоносный пласт	нейтронная намного меньше: сильное перекрытие	сопротивление, газопоказания
Каменная соль	нейтронная около 0, плотностная около 0,4	очень низкий ГК, $P_e$ 4,7, каверны
Ангидрит	нейтронная около 0, плотностная отрицательная	плотность 2,98, $P_e$ 5,1
Уголь	обе очень высокие	плотность 1,2–1,5, низкий ГК

Как велико перекрытие в газе, показывает простая модель: нейтронная пористость чистого пласта, пересчитанная в верную матрицу, пропорциональна пористости и водородному индексу флюида промытой зоны.

Нейтронная пористость чистого пласта (упрощённая модель)

\phi_N \approx \phi\,\bigl[S_{xo}\,\mathrm{HI}_{mf} + (1 - S_{xo})\,\mathrm{HI}_h\bigr]

мұндағы:

$\phi_N$ нейтронная пористость в единицах верной матрицы, доли единицы
$\phi$ истинная пористость, доли единицы
$S_{xo}$ доля пор промытой зоны, занятая фильтратом, доли единицы
$\mathrm{HI}_{mf},\ \mathrm{HI}_h$ водородный индекс фильтрата и остаточных углеводородов, —

Бірліктер: доли единицы

Мына жағдайда орындалады

чистый пласт без глин; кривая пересчитана в матрицу пласта и исправлена за скважину;
не учтён эффект экскавации: в газоносном пласте реальный прибор показывает ещё меньшую пористость (дополнительный раздел);
поглотители нейтронов не влияют (или прибор надтепловой).

Для пласта с водой или нефтью скобка близка к единице, и $\phi_N \approx \phi$ . Остаточный газ уменьшает скобку, а с ней — нейтронную пористость.

Быстрая оценка пористости газоносного пласта

\phi \approx \sqrt{\frac{\phi_N^2 + \phi_D^2}{2}}

мұндағы:

$\phi_N,\ \phi_D$ нейтронная и плотностная пористость, рассчитанные для одной и той же (верной) матрицы, доли единицы

Бірліктер: доли единицы

Мына жағдайда орындалады

эмпирическое правило для чистых газоносных пластов; обе кривые исправлены за скважину;
для пластов с жидкостью на известняковых шкалах используют среднее арифметическое $(\phi_N + \phi_D)/2$ : оно мало зависит от того, песчаник, известняк или доломит слагает пласт;
точную оценку, с эффектом экскавации и газонасыщенностью промытой зоны, дают палетки и расчёты (Газ, глины, карбонаты и давление в оценке пористости по ГИС).

Газ сдвигает две кривые в противоположные стороны, и их среднее квадратичное возвращает к пористости пласта. Для жидкости обе кривые близки, и формула даёт почти то же, что среднее арифметическое.

Есептеу мысалыГазоносный песчаник на нейтронном и плотностном каротаже

Бастапқы деректер (шартты)

Порода: чистый кварцевый песчаник, $\rho_{ma} = 2{,}65$ г/см³; обе пористости рассчитываются для песчаника
Истинная пористость: $\phi = 0{,}22$ — её и нужно «найти»
Промытая зона: 65 % пор — пресный фильтрат (1,00 г/см³, HI = 1), 35 % — остаточный газ
Газ: метан, $\rho_g = 0{,}18$ г/см³; кажущаяся плотность для плотностного прибора 0,052 г/см³ (Плотностной гамма-гамма каротаж и фотоэлектрический индекс)

Шешім

Водородный индекс газа: $\mathrm{HI}_g = 9\cdot 0{,}18\cdot 4/16 = 0{,}405$ .
Кажущаяся плотность флюида: $0{,}65 + 0{,}35\cdot 0{,}052 = 0{,}668$ г/см³. Объёмная плотность: скелет $0{,}78\cdot 2{,}65$ плюс флюид $0{,}22\cdot 0{,}668$ , всего $\rho_b = 2{,}214$ г/см³.
Плотностная пористость, рассчитанная на жидкость плотностью 1,00: $\phi_D = \dfrac{2{,}65 - 2{,}214}{1{,}65} = 0{,}264$ .
Водородный индекс флюида промытой зоны: $0{,}65 + 0{,}35\cdot 0{,}405 = 0{,}792$ ; нейтронная пористость $\phi_N \approx 0{,}22\cdot 0{,}792 = 0{,}174$ .
Перекрытие: $\phi_D - \phi_N = 0{,}090$ , около 9 единиц пористости. Быстрая оценка: $\sqrt{(\phi_N^2 + \phi_D^2)/2} = 0{,}224$ ; среднее арифметическое — 0,219.

Жауап: Приборы покажут

\phi_D \approx 0{,}264

\phi_N \approx 0{,}174

— перекрытие около 9 единиц пористости; быстрая оценка даёт 0,224 при истинной пористости 0,22.

Бұл нені білдіреді. Каждая кривая в отдельности ошибается на 4–5 единиц пористости, причём в разные стороны, а их сочетание возвращает пористость с точностью около процентного пункта. Реальный нейтронный прибор из-за эффекта экскавации покажет в газе ещё несколько меньшую пористость, поэтому для количественной оценки пользуются палетками и расчётами, учитывающими этот эффект. Перекрытие появится, только если газ остался в промытой зоне: при глубокой промывке или в глинистом пласте оно может ослабнуть или исчезнуть. Данные примера условные.

ЕсептеуРасчётная совместная диаграмма условного разреза по модели и данным примера: газоносный и водоносный песчаник между глинами, шкалы для песчаника, кривые сглажены окном 0,6 м, как у прибора. Оранжевая заливка — перекрытие (газ), серая — расхождение в глинах, штриховая линия — газоводяной контакт (ГВК).

Терминдер мен белгілер

Водородный индекс $\mathrm{HI}$: количество водорода в единице объёма вещества относительно пресной воды при поверхностных условиях.
Нейтронная пористость $\phi_N$ (NPHI): показание нейтронного каротажа в единицах пористости; в известняковых единицах равна пористости чистого водонасыщенного известняка.
Тепловые и надтепловые нейтроны: тепловые (около 0,025 эВ) уже замедлились и блуждают до захвата; надтепловые (выше примерно 0,4 эВ) ещё замедляются и почти не чувствуют поглотителей.
Компенсированный нейтронный прибор: зонд с двумя детекторами; отношение их счётов пересчитывают в пористость, и оно мало зависит от скважины.
Перекрытие кривых (crossover): плотностная пористость больше нейтронной на совместимых шкалах; главный признак газа, но его дают и соль, и песчаник на известняковых шкалах.
Эффект экскавации: дополнительное занижение нейтронной пористости в газе, потому что в газонасыщенной части пор почти нет вещества, замедляющего нейтроны.

Жиі қателіктер

Қате

«Нейтронная пористость — это пористость пласта».

Шын мәнінде

Это водородный индекс, выраженный в единицах пористости известняка. Он равен пористости только в чистом известняке с водой или нефтью или после пересчёта в верную матрицу; глины, газ и поглотители его искажают.

Қате

«Нет перекрытия кривых — значит, нет газа».

Шын мәнінде

Глины сдвигают нейтронную пористость вверх и могут погасить газовый эффект; при глубокой промывке газа в зоне исследования мало. Газ проверяют по сопротивлению, газопоказаниям, надтепловому нейтронному и ядерно-магнитному каротажу.

Қате

«Перекрытие — всегда газ».

Шын мәнінде

Каменная соль и песчаник на известняковых шкалах тоже дают перекрытие. Сначала проверяют литологию по ГК, $P_e$ , акустике и сравнивают с водоносным пластом той же породы.

Қате

«Нейтронный каротаж отличит нефть от воды».

Шын мәнінде

Водородный индекс нефти и воды почти одинаков, около 1. Нефть от воды отличают по сопротивлению; нейтронный метод хорошо отличает от жидкости только газ.

Қате

«Высокая нейтронная пористость в глинах — значит, пор много».

Шын мәнінде

Нейтроны замедляет водород связанной воды и гидроксильных групп глинистых минералов. Эффективных пор в глинах почти нет.

Толық: тереңдетілген

Эффект экскавации

Простая модель отклика молча предполагает, что газ лишь уменьшает количество водорода, а в остальном порода замедляет нейтроны так же, как если бы недостающий водород был заменён веществом скелета. На самом деле в газонасыщенной части пор вещества почти нет — его как будто вынули, — и порода замедляет нейтроны ещё слабее, чем предсказывает модель. Расчёты переноса нейтронов, проведённые с учётом этого, показали, что в газоносных пластах нейтронная пористость ниже простой оценки: поправка растёт с пористостью и газонасыщенностью промытой зоны и достигает нескольких единиц пористости.

Без этой поправки совместная интерпретация нейтронного и плотностного каротажа занижает пористость газоносного пласта и приписывает промытой зоне лишний газ. Поправки дают палетки и приближённые формулы, а современные программы интерпретации решают уравнения отклика обоих приборов совместно (Газ, глины, карбонаты и давление в оценке пористости по ГИС, Литология и пористость по кросс-плотам).

Захват нейтронов и импульсные методы

Способность породы захватывать тепловые нейтроны описывают макроскопическим сечением захвата $\Sigma$ — вероятностью захвата на единице пути, в единицах захвата (c.u.). Хлор — сильный поглотитель, поэтому солёная пластовая вода захватывает тепловые нейтроны намного сильнее нефти и газа. На этом основаны импульсные нейтронные методы — в отечественной практике импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) и импульсный нейтронный гамма-каротаж (ИНГК): генератор в приборе испускает короткие импульсы нейтронов с энергией 14 МэВ, а по скорости, с которой после импульса убывает число тепловых нейтронов или гамма-квантов захвата, измеряют $\Sigma$ пласта.

Импульсные методы работают через обсадную колонну и позволяют следить за водонасыщенностью в процессе разработки при солёной пластовой воде. При пресной воде используют спектр гамма-квантов неупругого рассеяния быстрых нейтронов: по отношению углерода к кислороду отличают нефть от воды (углерод-кислородный, или С/О-каротаж). Генератор излучает только под напряжением, поэтому такие приборы безопаснее ампульных при перевозке и хранении.

Басқа тақырыптармен байланыс

Плотностной гамма-гамма каротаж и фотоэлектрический индекс — парный метод: вместе с нейтронным выделяет газ, глины и литологию.
Обзор каротажных зондов — место нейтронного каротажа среди других методов, глубинность и разрешение.
Определение глинистости — глинистость по расхождению нейтронной и плотностной пористости.
Пористость — что такое пористость и как её оценивают разными методами.
Скважина как среда измерений: зона проникновения и глинистая корка — промытая зона: какой флюид видит нейтронный прибор.
Пористость по нейтронному каротажу — пересчёт нейтронной пористости в разные матрицы и поправки за скважину.
Газ, глины, карбонаты и давление в оценке пористости по ГИС — количественный учёт газа, глин и литологии в оценке пористости.

Өзіңізді тексеріңіз

1
Почему главный замедлитель нейтронов в породе — водород?
1. А.Масса ядра водорода почти равна массе нейтрона: при одном ударе нейтрон может отдать ему всю энергию
2. Б.У ядра водорода самый большой заряд
3. В.Водород сильнее всех захватывает нейтроны
4. Г.Водорода в породе по массе больше, чем других элементов
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: А. Масса ядра водорода почти равна массе нейтрона: при одном ударе нейтрон может отдать ему всю энергию
Доля энергии, теряемая при лобовом ударе, равна $4A/(A+1)^2$ — единица для водорода и всего 0,22 для кислорода. Нейтрону нужно около 19 ударов о водород и сотни ударов о тяжёлые ядра, чтобы стать тепловым. Захватывает нейтроны водород как раз слабо, а по массе его в породе мало.
2
Как остаточный газ в промытой зоне меняет нейтронную и плотностную пористость?
1. А.Нейтронная падает, плотностная растёт
2. Б.Обе растут
3. В.Нейтронная растёт, плотностная падает
4. Г.Обе падают
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: А. Нейтронная падает, плотностная растёт
Водородный индекс газа мал — нейтронная пористость падает. Плотность газа мала — объёмная плотность снижается, и плотностная пористость, рассчитанная на жидкость, растёт. На совместимых шкалах кривые меняются местами: это перекрытие.
3
Чистый песчаник, обе пористости пересчитаны для песчаника: нейтронная 0,12, плотностная 0,30; ГК низкий, сопротивление высокое. Что это за пласт и какова его пористость?
Жауабын көрсету
Сильное перекрытие в чистом пласте с высоким сопротивлением — признак газа. Быстрая оценка: $\sqrt{(0{,}12^2 + 0{,}30^2)/2} \approx 0{,}23$ (среднее арифметическое дало бы 0,21). Из-за эффекта экскавации нейтронная пористость занижена сильнее, чем по простой модели, поэтому точную оценку делают по палеткам или совместному решению уравнений отклика.
4
Глинистый пласт с солёной пластовой водой. Какая нейтронная пористость будет выше — по тепловым или по надтепловым нейтронам?
1. А.Зависит только от пористости
2. Б.По надтепловым нейтронам
3. В.Они одинаковы
4. Г.По тепловым нейтронам
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Г. По тепловым нейтронам
Хлор солёной воды и бор глин захватывают тепловые нейтроны, и у детекторов тепловых нейтронов счёт меньше — прибор «видит» больше водорода, чем есть. Надтепловые нейтроны захватываются слабо, поэтому их пористость ниже и ближе к плотностной.
5
На известняковых шкалах в интервале с очень низким ГК плотностная пористость около 0,40, а нейтронная около нуля. Это газ?
Жауабын көрсету
Скорее всего нет: так выглядит каменная соль. Её кажущаяся плотность 2,03 г/см³ даёт на известняковой шкале около 0,40, а водорода в соли нет. Проверка: $P_e$ около 4,7 (у газоносного песчаника около 1,8), плотность стабильно 2,03, интервальное время около 220 мкс/м, часто каверны от растворения соли; пористых проницаемых пород с таким сочетанием не бывает.
6
Водородный индекс метана плотностью 0,15 г/см³ примерно равен…
1. А.1,0
2. Б.0,68
3. В.0,34
4. Г.0,15
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: В. 0,34
$\mathrm{HI} = 9\cdot 0{,}15\cdot 4/16 \approx 0{,}34$ : у метана водорода на единицу массы в 2,25 раза больше, чем у воды, но плотность газа в пласте в несколько раз меньше.

Жаңартылған: 26 октября 2026 г.