Нейтронный гамма-каротаж (нгк)

Радиоактивный каротаж основан на измерении характеристик поля γ-излучения, возникающего под действием внешнего источника нейтронов. Общая величина γ-излучения, регистрируемая при НГК, слагается из трех компонентов: 1) интенсивности γ-излучения I_НГК, возникающего в результате радиационного захвата ядрами породы (радиационное или вторичное γ-излучение); 2) γ-излучения I_ГГК источника нейтронов, которое возействует на индикатор непосредственно или вследствие облучения стенок скважины γ-лучами, часть которых рассеивается породой в направлении индикатора (для ослабления непосредственного γ-излучения от нейтронного источника между ним и индикатором устанавливается свинцовый экран (см. рис.1)); 3) естественного γ-излучения I_ГК, обусловленного естественной радиоактивностью породы. Влияние естественного γ-излучения при количественных определениях учитывается по данным гамма-каротажа. Величина I_НГК является наиболее важной составляющей, которая по своей величине значительно превышает I_ГГК и I_ГК. Форма кривой и суммарные показания НГК при источниках мощностью (2–6)×10⁶ нейтронов в секунду определяются главным образом интенсивностью радиационного захвата I_НГК.

Рис. 3. Расчленение разреза по водородосодержанию пород по диграм-

мам ГК, НГК и электрометрии: 1 – песчаник нефтеносный; 2 – глина;

3 – известняк глинистый; 4 – известняк; 5 – алевролит глинистый;

6 – точки, соответствующие границам пластов на кривых ГИС

При исследованиях зондами, длина которых Lз более 40 см, плотность нейтронов в среде с большим водородосодержанием в зоне размещения индикаторов мала, поскольку в такой среде нейтроны замедляются и поглощаются в основном вблизи источника. В результате породы с высоким водородосодержанием отмечаются на диаграммах НГК низкими показаниями. В малопористых породах с низким водородосодержанием плотность нейтронов вблизи индикатора увеличивается, что вызывает повышение интенсивности радиационного захвата, а следовательно, показаний НГК.

Рис. 4. Сопоставление кривых радиоактивного каротажа:

1 – глина; 2 – известняк плотный; 3 – песчаник;

4 – известняк глинистый; 5 – аргиллит; 6 – алевролит

На результаты НГК значительное влияние оказывают также элементы, обладающие аномально высокой способностью захвата тепловых нейтронов: хлор, бор, литий, кадмий, кобальт и др. Из них наиболее широко распространенным в осадочной толще является хлор. При захвате нейтрона ядром атома водорода испускается γ-квант энергией 3,57×10^-13 Дж; при захвате нейтронов ядром хлора испускается в среднем 2,37 γ-кванта высокой энергией 13,62×10^-13 Дж.

По нейтронным свойствам осадочные горные породы можно разделить на две группы – большого и малого водородосодержания.

К первой группе пород относятся глины, характеризующиеся высокой влагоемкостью (пористостью) и содержащие значительное количество минералов с химически связанной водой (водные алюмосиликаты), гипсы, отличающиеся малой пористостью, но содержащие химически связанную воду, а также некоторые очень пористые и проницаемые песчаники и карбонатные породы, насыщенные в естественных условиях жидкостью. При измерениях большими зондами (Lз ≥ 40 см) на диаграммах НГК эти породы отмечаются низкими показаниями.

Во вторую группу пород входят малопористые разности – плотные известняки и доломиты, сцементированные песчаники и алевролиты, а также гидрохимические образования (ангидриты, каменная соль). На диаграммах НГК, зарегистрированных большими зондами, эти породы выделяются высокими показаниями. Против других осадочных пород (песков, песчаников, пористых карбонатов) показания НГК зависят от их глинистости и содержания в них водорода (насыщенности водой, нефтью или газом).

Нефть и вода содержат почти одинаковое количество водорода, поэтому нефтеносные и водоносные пласты с малым содержанием хлора отмечаются приблизительно одинаковыми значениями НГК. Газоносные пласты в обсаженной скважине отмечаются на кривой НГК более высокими показаниями, чем такие же по литологии и пористости пласты, заполненные нефтью или водой, т. к. газ, имеющий низкую плотность, отмечается меньшим водородосодержанием. В необсаженной скважине из - за проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт и малой глубинности метода (40–60 см) выделение газоносных пластов по кривой НГК в общем случае затрудняется.