Применение аппаратурно-методического комплекса ядерно-физических методов (АМК ЯФМ) каротажа, а именно интегральных импульсных нейтронных методов, для определения текущей нефтегазонасыщенности пластов-коллекторов через насосно-копрессорные трубы (НКТ), подробно рассмотрено в «Методических рекомендациях по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом»/Под ред. Петерсилье В.И., Пороскуна В.И., Яценко Г.Г. – Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003., и регламентировано Технической инструкцией по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. РД 153-39.0-072-01. М. 2001.
Приборы АМК ЯФМ для скважин малого диаметра
| Метод ГИС | Аппаратура | Измеряемые параметры |
| Импульсный нейтронный
гамма каротаж | ЦСП-2ИНГК-43М | Сечение поглощения
тепловых нейтронов Σа
Водородосодержание
|
| Импульсный нейтрон-
нейтронный каротаж
| ЦСП-2ИННК-43 | Сечение поглощения
тепловых нейтронов Σа
Водородосодержание |
Импульсный нейтронный каротаж (ИНК) в интегральной модификации реализуется с применением цифровой двухзондовой аппаратуры импульсного нейтронного гамма (
ЦСП-2ИНГК-43М) или нейтрон-нейтронного (
ЦСП-2ИННК-43) каротажа. Диаметр скважинных приборов составляет 43 мм, что позволяет работать через НКТ.
ИНК – метод ГИС, основанный на изучении нестационарных полей гамма-квантов (ИНГК) и нейтронов (ИННК), возникающих в результате бомбардировки горных пород быстрыми нейтронами, испускаемыми импульсным генератором нейтронов. Для решения задачи определения нефтенасыщенности используются диффузионные параметры горных пород, важнейшим из которых является время жизни тепловых нейтронов (τ) или макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов (Σa) – величина, обратная τ. Σа зависит от замедляющих и поглощающих нейтронных свойств среды и позволяет оценивать флюидальный состав коллекторов для двухфазного насыщения (углеводород-вода) при достаточном контрасте флюидов по минерализации - при содержании NaCl в воде не менее 30 г/л.
Из-за небольшой глубинности методов ИНК (30-50 см в зависимости от геолого-технических условий измерений) погрешность определения нефтенасыщенности пластов увеличивается за счет неконтролируемого присутствия в зоне исследования фильтрата промывочной жидкости. Эта погрешность может быть исключена при использовании данных разновременных измерений ИНК после обсадки скважины.
Метод ИНК может обеспечить достоверность определения характера насыщения коллекторов на уровне 80-85% в пластах с однородным литологическим составом (песчаники, известняки), пористостью выше 15-20%, с минерализованными пластовыми водами (30-200 г/л) и при отсутствии пресных закачек. На месторождениях нефти с закачкой пресной воды для поддержания пластового давления, нефтенасыщенные и промытые пресной водой пласты по величине Σa и τ не различаются, и имеют в том и другом случае низкие значения Σa, то есть метод работает только на контрасте минерализованная вода – нефть, и не применим в пластах с пресными водами.
