Глубинность исследований методом инк

Под глубинностью понимают цилиндрическую зону радиусом ги, за пределами которой среда изменяет регистрируемую величину не более чем на 0,1—0,2 от замеренных показаний. По данным Ю. С. Шимилевича, глубинность исследования для ИННК приблизительно равна r_И = kМ_n, где М_n — длина миграции нейтронов в см, М_n= (L_s²+D_nt)^1/2; L_s — длина замедления нейтронов с энергией 14 МэВ до надтепловой энергии в см; коэффициент k = 2,1, если зона исследования окружена воздухом (случай расчета моделей пластов), и k=1÷1,5 для пластов неограниченной мощности. Для ИНГК при расчете вместо М_n учитывается М_γ и величина r_и принимается на 10— 15 % большей, чем для ИННК. При этом ги изменяется от 80 см при k_п = 0 до 50 см при k_п = 0,3 для среднего рабочего времени t_з=1 мс в случае, когда k = 2,1. В реальных скважинных условиях при наличии коллектора ги не превышает 40— 50 см. Радиус r_и уменьшается с ростом коэффициента D (содержания водорода), увеличивается с ростом t_з и практически не зависит от длины зонда L. Наличие зоны проникновения фильтрата ПЖ в пласт существенно снижает глубинность исследования. Из данных наблюдений следует, что в начальный период после крепления скважины показания ИНК обусловлены в основном влиянием зоны проникновения. По наблюдениям, проведенным в скважинах, установлено, что в песчаных неглинистых пластах пористостью более 25 % и проницаемостью порядка 10^-6 мкм² зона проникновения расформировывается через 5—10 сут после крепления скважины колонной. При уменьшении пористости и проницаемости пласта время сохранения зоны проникновения возрастает.

На рис. 72 приведен пример, иллюстрирующий расформирование зоны проникновения со временем. В интервале 2454— 2458 м залегает проницаемый песчаный пласт пористостью 18 % с характерным повышающим проникновением фильтрата (по данным БКЗ). Более чем через 100 сут после окончания бурения в скважине проводилось четыре серии измерений ИННК через 25—30 сут. Только на последнем замере не было отмечено присутствия пресного фильтрата в пласте. По данным ИННК, замещение пресного фильтрата соленой пластовой водой происходило путем вытеснения фильтрата в верхнюю часть коллектора.

При качественной интерпретации диаграмм ИНК руководствуются следующим: малопористые неглинистые пласты, нефтеносные и газоносные коллекторы характеризуются максимальными показаниями на кривых плотностей тепловых нейтронов n_t и гамма-излучений I_nγ; глинистые пласты, высокопористые коллекторы, насыщенные минерализованной водой, и другие — минимальными показаниями.

При изучении нефтяных и газовых месторождений главными задачами являются выделение в разрезе нефтегазоносных пластов и определение водонефтяного (ВНК) и газожидкостного (ГЖК) контактов. Наиболее надежно эта задача решается по нескольким замерам ИНК, полученным при различных задержках t_з, для построения зависимостей n_t=f(t_з) и I_nγ = f(t_з). Количественная интерпретация диаграмм ИНК заключается в обработке зависимостей n_t=f(t_з), I_nγ = f(t_з) для оценки τ и анализа спада кривых, построенных по нескольким диаграммам, записанным при разных задержках. Преимущество такого способа заключается в том, что параметр τ мало зависит от скважинных условий измерений и характеризует в основном пласт (см. § 14