Нейтронный гамма-каротаж (НГК) (англ. Gamma Ray/Neutron Log (GNT)) основан на регистрации искусственно вызванного излучения γ-лучей, которое возникает при поглощении тепловых нейтронов ядрами химических элементов, входящих в состав той или иной горной породы, залегающей на данной глубине. Чем ниже плотность нейтронов, тем ниже регистрируемое вторичное γ-излучение.

Водород основной элемент, влияющий на замедление и поглощение. Чем больше водорода (воды), тем быстрее нейтроны замедляются и поглощаются и у приёмника плотность нейтронов и γ-излучения меньше.

Сущность метода

Основное влияние на показание метода оказывает водородосодержание пород (количество воды), которое тем выше, чем больше пористость пород. Основное правило: чем выше водородосодержание (пористость), тем меньше показания метода и наоборот (для наиболее широко используемых послеинверсионных зондов). Показания метода выражаются интенсивностью γ-излучения в имп/мин (импульсы/минута) или условных единицах индекса нейтронной пористости.

Для чего применяют НГК?

С помощью кривой нейтронного гамма-каротажа можно определять:

1. Интервалы коллекторов.
2. Насыщение и перемещение ВНК, ГНК, ГВК.
3. Пористость.
4. Литологию.

Метод “работает” и в обсаженных колонной скважинах.

Интерпретация нейтронного гамма-каротажа

Определение литологии и коллекторов

Для плотных пород с низким водородосодержанием и пористостью (плотные известняки, карбонатизированные песчаники, доломиты и алевролиты и др.) характерны повышенные значения показаний НГК (рис. 1).

Для глинистых же пород, обладающих максимальной водонасыщенностью характерны минимальные показания. Терригенные коллекторы – средние показания; карбонатные коллекторы – высокие показания НГК. Примесь глинистого материала снижает показания НГК.

С помощью данного метода можно выделять пласты мощностью 40-60 см.

Определение характера насыщения

Для газонасыщенных коллекторов регистрируются повышенные показания НГК. Для нефтенасыщенных коллекторов характерны промежуточные значения кривой НГК. Для водонасыщенных коллекторов характерно небольшое увеличение показаний НГК в сравнении с показаниями НГК в нефтенасыщенных породах из-за наличия хлора (при захвате нейтронов атомами хлора выделяется бóльшее количество γ-квантов).

При обводнении нефтенасыщенных пластов в ходе разработки происходит увеличение показаний нейтронного гамма-каротажа при условии обводнения пластов минерализованной водой. В случае обводнения газонасыщенных коллекторов в ходе эксплуатации происходит , наоборот, уменьшение показаний.

Определение пористости

Упрощённая методика определения пористости по нейтронному гамма-каротажу:

Определение индекса нейтронной пористости I по формуле:

I = (Nпласта – Nплот)/(Nглин – Nплот),

где Nпласта – показания НГК в исследуемом интервале; Nплот – показания НГК в плотном пласте с известной по керну пористостью; Nглин – показания НГК в глинах.

Нахождение нейтронной пористости по формуле:

Кпнк = Кппл + (Кпгл – Кппл)*I,

где Кпнк – коэффициент пористости по НГК (общая пористость, включая Кп глин); Кппл – пористость плотных пород (1-3%); Кпгл – пористость глин.
Пористость можно определить с помощью палеток с зависимостями I = f(Кпнк) (построенные с учётом типа приборов, диаметра скважины, толщины глинистой корки).

Нахождение эффективной пористости по формуле:

Кпэфф = Кпнк – Кгл*Кпгл,

где Кпэфф – коэффициент эффективной пористости; Кпнк – коэффициент пористости по НГК; Кгл – коэффициент глинистости (напр. определённый по методу гамма-каротажа); Кпгл – коэффициент пористости глин.

Что влияет на показания?

1. Глинистая корка – снижает показания.
2. Промывочная жидкость – минерализованный раствор увеличивает показания за счёт хлора.
3. Зона проникновения сильно уменьшает показания в газоносных коллекторах.
4. Диаметр скважины – чем больше диаметр, тем меньше дифференциация кривой.