Среди различных модификаций импульсных методов в нефтегазодобывающих предприятиях России наиболее распространённым является импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) (англ. Pulsed Neutron Logs (PNL).
Сущность метода
Плотность нейтронов, которая регистрируется через некоторое время после окончания генерируемого нейтронного импульса (в отличие от НГК, при котором “испускание” нейтронов происходит постоянно, а не дискретно как при ИННК). Замеры после импульса проводятся через разные промежутки времени (время задержки – Tз), поэтому в результате записи имеется несколько кривых (каждая из которых соответствует определённому времени задержки – рис. 1).
Рис. 1. Каротажные кривые ИННК.
Показания кривых выражаются в имп/мин (импульсах/минута), то есть в тех же единицах, что и в других нейтронных методах.
Как и в случае с методом нейтронного гамма-каротажа (НГК) основное влияние на различие показаний ИННК оказывает водородосодержание пород (содержание воды), которое возрастает вместе с пористостью пород. Увеличение водонасыщенности в коллекторе ведёт к уменьшению показаний ИННК (плотность нейтронов снижается из-за замедления и поглощения).
Для чего применяют?
ИННК является одним из немногих методов, позволяющих осуществлять контроль за разработкой, но главное его преимущество в том, что он хорошо “решает” задачи в обсаженных скважинах и позволяет определять:
- Литологию.
- Интервалы коллекторов и насыщение (определять контакты).
- Пористость.
Интерпретация
Определение литологии и коллекторов
Кривая ИННК в целом схожа с кривой нейтронного гамма-каротажа, но в водонасыщенных коллекторах увеличение содержания ионов хлора увеличивает показания НГК, в то время как показания ИННК уменьшаются (рис. 2).
Для более плотных осадочных пород с низким водородосодержанием и пористостью (плотные известняки, доломиты, алевролиты, карбонатизированные песчаники и др.) характерны высокие значения показаний ИННК.
Для глинистых пород, обладающих максимальной водонасыщенностью свойственны минимальные показания ИННК. Терригенные коллекторы характеризуются средними показаниями, а карбонатные высокими значениями.
Рис. 2. Определение литологии, коллекторов и насыщения по ИННК.
Определение насыщения и положения ВНК, ГВК, ГНК
Водонасыщенные породы характеризуются уменьшением показаний кривой ИННК. Нефтенасыщенные породы – средними показаниями, а газонасыщенные породы – высокими показаниями. В отличие от нейтронного гамма-каротажа метод импульсного нейтрон-нейтронного карооажа больше чувствителен к насыщенности пород и поэтому обладает более надёжной интерпретацией (значительная разница между показаниями в нефтеносных и водонасыщенных участках – рис. 3).
Рис. 3. Контроль за перемещением флюидоконтактов по ИННК.
Для более точного определения характера насыщения пластов используется такая величина как декремент временного затухания нейтронов (или временной декремент затухания нейтронов- λ), равный:
λ = (ln I1 – ln I2)/(T2 – T1),
где T1 и T2 – время задержки для двух каналов (двух кривых); I1 и I2 – показания ИННК для тех же каналов (двух кривых).
Рис 4. График зависимости пористости от декремента затухания.
Обводнённые породы выделяются высоким декрементом затухания. При больших колебаниях пористости пород определение насыщенности по ИННК возможно с применением следующего метода:
- Сначала необходимо определить пористость (можно по НГК).
- Затем определяется декремент затухания по данным ИННК.
- Для пластов-коллекторов с ранее известной насыщенностью строится график зависимости пористости от декремента затухания и проводится линия, разделяющая продуктивные и водоносные коллекторы (рис. 4).
- На график наносится точка, соответствующая изучаемому пласту и определяется характер его насыщения.
Контроль за выработкой пласта
По изменению величины декремента затухания во время повторных замеров можно следить за процессом обводнения продуктивных пластов (рис. 5).
- Пласт не разрабатывается – обводнения нет (декремент затухания не меняется).
- Ведется разработка пласта – сначала резкое увеличение декремента (проход фронта воды с увеличенной минерализацией).
- Обводнение коллектора– уменьшение декремента (особенно при закачке пресной воды).
- Продуктивный пласт промыт – декремент затухания постоянен.
Рис. 5. График изменения декремента затухания при разработке.
Что влияет на показания?
- Диаметр скважины (увеличение диаметра снижает дифференциацию кривой).
- Минерализация раствора (снижает показания).