Радиоактивные методы

Нейтронные методы.

По диаграммам импульсных нейтронных методов. При большей временной задержке газонасыщенные коллекторы выделяются существенным увеличением интенсивности рассеянного гамма излучения.

Метод изотопов. Задача определения нефтегазоносности решается двумя способами:

1. В коллекторы закачивается поверхностно активные вещества ПАВ (типа мылонафта). Ионы кальция и магния, содержащиеся в пластовой воде в результате обменной реакции образуются кальциевые и магниевые соли нафтеновых кислот. Последние, выпадая из раствора, закупоривают поры пород и предотвращают достаточно глубокое проникновение в них активированных растворов. В нефтеносной части коллектора, где содержание ионов кальция и магния относительно невелико, активированные растворы проникают в большом объеме.

При этом содержащиеся в ПАВ радиоактивные изотопы также в большем объёме проникнут в нефтенасыщенную часть коллектора.

В результате проведения гамма каротажа после промывки скважины, нефтеносные пласты будут выделяться значительными аномалиями.

2. Во втором способе в пласт закачивается активированная радиоактивными изотопами вода. Она, вследствие своей фазовой проницаемости будет поступать преимущественно в водоносную часть пласта. После промывки выполняется ГК. На кривых ГК напротив водоносных пластов будет отмечаться аномалия.

При закачке в пласт активированной нефти, последняя в большей степени будет поступать в нефтеносную часть пласта. В результате проведения ГК после промывки ствола скважины напротив нефтяной части пласта будет отмечаться аномалия.

Метод наведённой гамма-активности.

При использовании этого метода промывочная жидкость активируется с применением растворов солей, содержащих химические элементы с высокими сечениями активизации и малыми периодами полураспада (например, фтор, марганец и т. д.).

Нефтеносные коллекторы с помощью метода наведенной гамма-активности отделяются от водоносных в следующих случаях:

1. Если водоносные и нефтеносныё коллекторы содержат в различных концентрациях активирующиеся элементы (например, хлор, натрий), то водоносные, содержащие активирующиеся элементы в больщих количествах, отличаются от нефтеносных коллекторов повышенной интенсивностью гамма-излучения активации.

2. Когда элементы (например, хлор), типичные для водоносных пород, существенно изменяют плотность нейтронного потока. В этих условиях нефтеносные коллекторы от водоносных отделяются по различию в активации других элементов, присутствующих в породах (например, алюминия) или металле обсадной колонны (например, марганца).

1.11. Определение коэффициента пористости методами ГИС при общих, детальных и специальных исследованиях.

С помощью специальных теоретических и эмпирических формул, графиков и номограмм величина коэффициента пористости может быть определена различными методами: ПС, КС с разной длиной зонда (в том числе микрокаротаж и боковое каротажное зондирование), ННК, ГГ-К, АК, АКШ и другими.

При количественном определении коэффициента пористости важным является наличие данных, которые характеризуют минеральный состав горных пород слагающих пласт, состав пластового флюида, параметры бурового раствора и другие.

Методы ГИС обладают разной точностью при определении коэффициента пористости.

По степени точности определения коэффициента пористости методы ГИС можно разделить на высокоточные и менее точные.

В необсаженных скважинах менее точными являются способы определения коэффициента пористости методами: ГГК-П; АК; МНК; ННК, двухзондовый НГК; двухзондовый ИННК; БМК, малые зонды БКЗ, ЯМК.

К более точным для определения коэффициента пористости в неизменной части пласта являются методы КС, (большие зонды), БКЗ, ИК, БК, ВДК.

В обсаженной скважине к наиболее точным для определения коэффициента пористости относятся методы: ННК; НГК; низкочастотный АК.

К менее точным по определению коэффициента пористости относятся методы: ИННК и Н Г К с большой длиной зонда.

Определенные разными способами величины коэффициентов пористости усредняются и сравниваются с лабораторными измерениями на образцах пород изучаемого района и с данными других геологических методов.

При использовании данных радиоактивных методов, дополнительно используются результаты импльсных методов (ИНК)

По поглощающей нейтронной -активности, установленной импульсным нейтрон-нейтронным методом. В основу способа положена линейная зависимость нейтронной поглощающей активности породы от коэффициента её пористости. При решении задачи требуется знать нейтронные поглощающие активности минералов, входящих в состав твердой и жидкой фаз изучаемых коллекторов.

Основные погрешности определения коэффициента пористости нейтронными методами связаны с недостаточным учетом глинистости коллектора, наличием желобов, глинистой корки и изменением диаметра скважины.