41. Нейтронно-активаційний метод дослідження елементного складу гірських порід і руд

Метод наведеної активності оснований на вивченні штучної р/а, яка виникає при опроміненні гірських порід нейтронами. По періоду напіврозпаду Т штучно р/а ядер і енергії їх -випромінювання визначають утворений ізотоп, а звідси, і вихідний ізотоп гірської породи, з якої він утворився. По інтенсивності -випромінювання р/а ядер визначають концентрацію відповідних вихідних елементів в гірській породі.

Активація ядер може відбуватися під дією швидких (в результаті реакцій (n,p), (n,), (n, 2n))і повільних нейтронів (в результаті реакції (n,)). В гірських породах звичайно активується декілька ізотопів. Для їх ідентифікації використовують різницю між ізотопами по періоду напіврозпаду, складу і енергії випромінювання. Методику активаційного аналізу з такою ідентифікацією носить назву інструментальної. Методику активаційного аналізу з хімічною обробкою активного зразка називають радіохімічною і використовують для визначення дуже малих концентрацій елементів. МНА можна проводити на зразках, в свердловині і в польових умовах. В лабораторіях для його проведення використовують спеціальні установки, до яких входять джерело нейтронів і вимірювальну апаратуру. В свердловинах застосовують установку з детектором - випромінювання і джерелом нейтронів, віддаленого від детектора на 1,5-2 м. Це необхідно для того, щоб інтенсивністю - випромінювання р/а захвату у детектора (ефектом НГМ) можна було знехтувати. Дослідження проводять при неперервному русі по свердловині або на точках. Цей метод комплексують з іншими методами дослідження свердловин. Ним виділяють флюорит, руди алюмінію, міді, марганцю. Польову зйомку проводять звичайно по точкам. На кожній точці прикладають детектор радіометра і вимірюють фонове випромінювання, прикладають джерело і опромінюють породу; віддаляють джерело на декілька метрів і радіометром вимірюють суму І+І_ф наведеної активності І і фона І_ф.

49. Підрахункові параметри нафтогазонасичених колекторів. Основні способи їх визначення

Основні підрахункові параметри: 1) ефективна пористість, 2) коефіцієнт нафтогазонасичення,3) ефективна нафтогазонасичена потужність.

1. Як відомо, під ефективною пористістю розумієму ту, в якій міститься флюїд, який можемо вилучити.

Якщо пористість контроюється глиністістю, то можна визначити коефіцієнт пористості к_п за даними методу власної поляризації PS (одна падає, друга зростає)

к_гл  об’ємна глинистість,  відностна глинистість  активна складова пелітової фракції, що приймає участь в дифузійно-адсорбційних процесах.

Параметр пористості . В чистих колекторах глини нема, і метод PS не працює (к_гл≈const).

Визначають коефіцієнт пористості по питомому опору гірських порід (зе електричними методами). Некобхідно знати _п(пласта), на 100% насиченого водою, тобто _вп ; тоді _в (води)  питомий опір електроліта, що насичує поровий простір. Або _пп (промитого пласта) і _ф (фільтрата бурового розчину). Або _зп(зони проникнення) і_ (суміші).

Р_п=_вп/_в=f(к_п); Р_п=_пп/_ф=f(к_п); Р_п=_зп/_=f(к_п).

Повну пористість знаходимо через нейтронну пористість. Показання НГМ в загальному випадку визначають сумарним вмістом водню (рос.  водородосодержанием), то W_н=к_{п(повна)}+_связк_гл+ _{хим.связ}.=к_п(повна/нейтронна пористість).

Коефіцієнт повної пористості к_{п повн}= к_{п нейтр}, коли порода-колектор незаглинізована й незагіпсована. Метод найкраще працює в чистих карбонатних породах.

За даними акустичного методу АК визначаємо коефіцієнт пористості як ; рівняння середнього часу(для чистих незаглинизованих порід). Якщо породі мономінеральна, то к_п легко знайти. Але треба знати характер насичення.

(для заглинизованих порід).

Нарешті, за ГГМ . За відомими значеннями щільності можна визначити коефіцієнт пористості, але треба знати характер насичення.

Ефективна пористість є міжзерновою, або повною у випадку складнопобудованих колекторів (для її визначення застосовують методи Ларіонова, Віллі-Нечая та ін.)

2. Коефіцієнт нафтогазонасичення/водоначичення. Визначаєм _породи по БКЗ, індукційним методом. /Див фактичні криві БКЗ: дво-, тришарові палетки  у Тані к конспекті стр.12-23/. Якісний розв’язок можна отримати так

МАЛЮНОК БУДЕ ОКРЕМО У ТАНІ

3. Ефективна потужність нафтогазонасичення. Видіялємо інтервали колектора. Вказуєм по кривим якісні ознаки колектора. Потім по мікрометодам вираховуєм непродуктивні глини Критичні значення НГМ к_{п повн} =к_{п нейтр} -_связк_гл=0,2-0,3, з чого нафту і газ взяти неможливо, де _связ  вмість зв’язщаної води в пелітовій фракції даного віку, вприятливо _связ=0,1-0,35.

Всі ознаки:Стійкими ознаками простого колектора є практична рівність коеф-тів повної (загальної), відкритої та ефективної пористості і достатньо тісний кореляційний зв’язок між коеф-тами проникності й пористості.

Складно побудовані колектори характеризуються відсутністю стійких тісних взаємозв’язків між фізичними (геофізичними) колекторськими властивостями об’єкта вивчення. Для них існує різниця загальної і ефективної пористості (к_п≠к_{п еф}).

Якщо буріння йде з поглинанням і втратою циркуляції, то це ознака колектора із зяючими (рос.  зияющими) тріщинами.

Хорошою ознакою міжзернової пористості є утворення глинистої кірки.

Якщо є тріщини, то мікрометоди будуть пилоподібні.

Від’ємна аномалія власної поляризації ПС (при прямому ході), п понижені значення ГК, розходження МКЗ  теж ознаки колектора.