Другие модификации радиоактивного исследования скважин. 
Нейтронный кароттаж (НК)

Нейтронный кароттаж заключается в изучении плотности распределения медленных нейтронов, образующихся в скважине вокруг нейтронного источника. Плотность распределения медленных нейтронов зависит от нейтронных свойств среды, а, следовательно, изменяется от типа горных пород, вскрываемых скважиной. Чем больше диффузионная длина, а следовательно и среднее время жизни нейтрона, тем больше ореол распределения вокруг источника.

Наивысший нейтронный ореол наблюдается среди плотных пород, не содержащих водород и хлор (кварцитов, песчаников и др.). С увеличением содержания водорода в породах наблюдается уменьшение плотности нейтронов.

Из осадочных пород наименьшая плотность нейтронов характерна для нефтеносных и водоносных горизонтов, которые отмечаются минимумами на диаграммах нейтронного кароттажа. Гипс, содержащий молекулу воды, отмечается по сравнению с ангидритом значительным минимумом. Исключительно мала плотность нейтронов против каменной соли вследствие аномально большого эффективного сечения захвата у хлора.

Расстояние между источником нейтронов и индикатором также влияет на величину измеряемого эффекта и определяет относительную нейтронную характеристику пород. При удалении индикатора от источника породы, содержащие водород (вода, нефть), выделяются на кароттажных диаграммах минимумами. Это объясняется тем, что в случае обильного содержания водорода скопление нейтронов происходит вблизи самого источника. С увеличением размеров зонда дифференциация разреза по кривой улучшается. При некоторых расстояниях от источника до индикатора, соответствующих размеру нулевого нейтронного зонда, дифференциации за не наблюдается.

Плотность медленных нейтронов измеряют по ионизационному эффекту, вызываемому делением изотопа бора при захвате медленных нейтронов. Для этого в скважину на кароттажном кабеле опускают глубинный прибор, содержащий нейтронный источник и камеру, наполненную ВF₃, Камеру с ВF₃ устанавливают на некотором расстоянии от источника. Для уменьшения воздействия источника на индикатор между ними устанавливают экран, состоящий из кадмия и свинца, сильно поглощающих медленные нейтроны.

Гамма-гамма-кароттаж (ГГК) Гамма-гамма-кароттаж заключается в изучении эффекта рассеяния г-лучей при облучении пород. Метод основан на наличии тесной связи между интенсивностью рассеянного г-излучения и плотностью горных пород. Известно, что при прохождении г-квантов с энергией от 0,15 до 5 Мэв через вещество, состоящее легких атомов (основной состав горных пород), происходит рассеяние и потеря энергии в результате Комптон-эффекта (упругого соударения гкванта и электрона). Интенсивность рассеянного гизлучения определяется при этом числом электронов в единице объема вещества, которое однозначно связано с плотностью горной породы. Установлено, что между плотностью горных пород и интенсивностью г-излучения существует обратная зависимость. На кривой ГГК минимальные значения соответствуют плотным породам — ангидритам, доломитам и известнякам; максимумами выделяются наименее плотные породы—гипсы, глины, каменная соль, высокопористые разности известняков, песчаников и доломитов. Средними или пониженными значениями отмечаются глинистые известняки и песчаники.

Для производства гамма-гамма-кароттажа используют обычную стандартную аппаратуру радиоактивного кароттажа, но вместо источника ней.

Тронов устанавливают источник жесткого гамма-излучения (например Со⁶⁰).

При записи кривой ГГК глубинный прибор перемещают вдоль скважины и регистрируют индикатором рассеянное гизлучение. Интенсивность рассеяния г-излучений зависит от плотности горных пород, конструкции скважины (диаметра, числа колонн), глинистого раствора, энергии источ. г лучей, расстояния между источником и индикатором. Влиянием естественного гизлучения в данном случае из-за его малости пренебрегают. Для уменьшения влияния глинистого раствора счетчик и источник экранируют со стороны глинистого раствора свинцовым экраном. Экран имеет смещенный центр тяжести и всегда устанавливается открытой щелью в сторону образующей, скользящей по наклонной скважине. При этом влияние раствора уменьшается, и кривые ГГК оказываются более дифференцированными.

Размер зондов при гамма-гамма-кароттаже принимается равным 20—30 см.

Для учета влияния диаметра скважины на интенсивность рассеяния г-лучей необходимо располагать данными о величине диаметра скважины, определяемого каверномером.

Диаграммы ГГК регистрируются в масштабе объемной плотности породы д_п по линейной шкале. Максимальная плотность породы всегда располагается слева, и равна плотности скелета д_п =д_ск (Кп=0) а минимальная плотность породы-слева. По результатам ГГК-п определяют не только плотность пород, но и пористость при наличии мономинерального скелета и насыщения пор водой определяется по формуле.

Кп= *100%.

При сложном составе скелета породы плотность скелета рассчитывают по формуле для полиминеральных частиц *.

Где k_i — - объемное содержание и электронная плотность i-того минерала (берется из справочника). Электронная плотность и объемная плотность породы связаны зависимостью Де =.

Где Z-атомный номер, М-относительная атомная масса, для осадочных пород электронная плотность близка объемной и к 1, поэтому регистрируемая величина вторичного гамма излучения I_гг характеризует объемную плотность породы.

Наиболее хорошие результаты ГГК-п дает при литологическом расчленении карбонатно-гидрохимического разреза, компоненты которого соли, известняки, ангидриты имеют существенно отличные значения плотности.

Плотность некоторых горных пород.

минерал.	Объемная плотность кг/м3*103	Электронная плотность кг/м3*103
кальцит.	2,71.	2,709.
доломит.	2,85.	2,844.
ангидрит.	2,95.	2,9488.
гипс.	2,32.	2,37.
Галит соль.	2,18.	2,09.
каолинит.	2,65.	2,63.
Монториллонит без межпакетной воды.	3,36.	3,26.
гидромусковит.	2,78.	2,78.

Метод изотопов Метод изотопов основан на изучении г-излучений радиоактивных изотопов, вводимых в растворы, заполняющие скважину. Этот метод используется для выделения в разрезе проницаемых пластов, водонефтяного контакта и изучения технического состояния скважин (высоты подъема цемента-определения мест затрубной циркуляции, поглощения вод и др.).

Метод наведенной активности В основе метода наведенной активности лежит принцип активационного анализа, широко применяемого в технике.

При методе наведенной радиоактивности разрез скважины облучают нейтронами. В результате такого облучения в породах возникают радиоизотопы с разными периодами полураспада и интенсивностью гизлучений. Зная период полураспада изучаемых химических элементов и интенсивность г-излучений, возможно путем последовательных замеров установить их содержание в породе. Этим создаются предпосылки для определения методом наведенной активности вещественного и литологического состава горных пород.

Показания кривых ГК и НГК зависят не только от свойств горных пород, слагающих, разрез (литолого-петрографический состав, пористость, проницаемость, водогазонефтенасыщенность, минерализация пластовых вод и др.), но и от внешних факторов, зависящих от условий замера, конструкции скважины диаметра, числа колонн, их диаметров, толщины цементного кольца, условий заполнения скважины глинистым раствором и его параметрами, длины зонда, мощности источника нейтронов, числа счетчиков, их устройства и других факторов.

Учет всех этих факторов предусмотрена возможность регулирования режима работы аппаратуры, обеспечивающей соответствие между показаниями приборов и измеряемым эффектом г-излучения. Горизонтальный масштаб записи выбирают таким, чтобы кривые получались дифференцированными, не выходили за пределы ширины каротажной ленты, а амплитуда отклонения при переходе от нерадиоактивных пластов к радиоактивным на кривой ГК и при переходе от малопористых пород к пористым (водородсодержащим) на кривой НГК была достаточно большой, в среднем не менее 6 см. Для получения наиболее полных геологических сведений кривую записывают зондом оптимальной длины. Зондом оптимальной длины называется зонд, при котором наблюдается наилучшая дифференциация разреза. Оптимальный размер зонда выбирают исходя из практики работ и геологического разреза и, как правило, его длина 40−60 см для НГК и ГК, при этом радиус исследования составляет 40−50 см.

Эффект измерений при РК обусловлен породами, расположенными в непосредственной близости от индикатора. Естественное г-излучение пород, удаленных от индикатора, поглощается раньше чем оно достигнет индикатора. На показания и искажения кривых ГК и НГК оказывает влияние скорость перемещения индикатора и постоянная времени прибора. Для надежной регистрации пласта на кривой РК необходимо чтобы время нахождения прибора против пласта соответствовало двухкратной величине постоянной времени ф интегрирующей ячейки прибора. Это время равно частному от деления мощности пласта h на скорость перемещения прибора х и допустимая скорость соответствует х = 1800 h/ф Допустимые скорости перемещения прибора зависят от мощности пласта — так при мощности пласта 4,0 м и постоянной времени ф= 6 сек скорость составляет 1200м/час., а при мощности пласта 1,0 м-300 м/час. При НГК точка записи не является постоянной геометрической точкой, ее положение изменяется. Условно результаты измерений принято относить к точке, лежащей на середине между счетчиком и источником, либо на расстоянии от источника равном четверти длины зонда.

Нефте-геологическая интерпретация кривых радиоактивных методов:

• 1. Песчано-глинистый разрез может быть расчленен на глинистые и песчаные пласты по одной кривой ГК. Глины будут отмечаться отклонением кривой вправо (увеличение интенсивности радиоактивного излучения), а пески и песчаники влевоуменьшение интенсивности радиоактивного излучения.
• 2. Глинистые пласты содержат больше водорода, чем песчаные, и на кривой НГК отмечаются смещением кривой влево по сравнению с положением этой же кривой против песчаных пород.
• 3. Повышенными интенсивностями радиационного гамма излучения I nг отмечаются плотные известняки, доломиты, песчаники ангидриты, многие магматические породы в обсаженных колоннах и сухих скважинах-газовые пласты.
• 4. Повышенной интенсивностью I nг радиационного гамма излучения и пониженными значениями интенсивности по тепловым нейтронам I nг_т отмечаются породы, содержащие высокоминерализованные воды по хлору, хлориды и руды, содержащие марганец, кадмий, ртуть и др.
• 5. Пониженными интенсивностями излучения I nг, по тепловым и надтепловым нейтронам отмечаются высокопористые водонасыщенные породы, глины, глинистые сланцы, гипсы, породы обогащенные глинистым материалом, образующие крупные каверны и содержащие бор и литий.
• 6. По кривой ГК карбонатный разрез можно расчленить на глинистые и неглинистые породы. Глинистые карбонатные породы на кривой ГК отмечаются повышенными значениями естественной радиоактивности, а неглинистые минимумами на кривой ГК (смещением влево кривой). Карбонатные породы с повышенной радиоактивностью выделяются по кривой ГК как реперы.
• 7. По кривой НГК карбонатный разрез можно расчленить на пористые водородсодержащие породы по минимальным значениям НГК и плотные сцементированные породы, отмечаемые максимумом на кривой НГК. Для качественной оценки литологии осадочных пород можно руководствоваться следующими сведениями.

Сведения для оценки литологии пород по ГК и НГК.

породы.	Значения ГК.	Значения НГК.
гипс.	низкие.	Очень низкие.
ангидрит.	низкие.	высокие.
Каменная соль.	низкие.	Очень высокие.
сильвин.	Очень высокие.	Очень высокие.
Известняк и доломит плотный.	низкие.	высокие.
Известняк и доломит глинистый.	средние.	низкие.
Известняк и доломит битуминоз.	средние.	Средние (низкие).
Известняк и доломит пористый Поры заполнены нефтью Поры заполнены водой-рассолом Поры заполнены газом.	Низкие. _"_. Низкие низкие.	Средние (низкие). -«; Высокие высокие.
Песчаник и алевролит плотный Песчаник алевролит глинистый.	Низкие средние.	Низкие низкие.
Песчаник пористый с водой.	низкие.	Высокие (средние).
Песчаник пористый с нефтью.	низкие.	низкие.
Песчаник пористый с газом.	низкие.	Высокие.
мергель.	Средние.	Средние (низкие).
глина.	Очень высокие.	Средние низкие.
Битуминозн. глины.	Очень высокие.	средние.

• 2. Нефтеносный и водоносные с малой минерализацией пласты на кривых ГК и НГК отмечаются практически одинаково, как коллектор, пористый, неглинистый, водородсодержащий, поэтому разделить их очень сложно. Для этого привлекают данные КС и ПС. Если же пласт насыщен высокоминерализованной водой с содержанием хлора более 10% по весу воды, тогда показания НГК против водоносной части пласта по сравнению с нефтеносной будут на 15−20% повышенными. Эту особенность используют для установления положения водонефтяного контакта и прослеживания его перемещения в процессе разработки в однородных нефтеносных пластах с хорошими коллекторскими свойствами. При необсаженной колонне эту границу установить трудно в виду соизмеримости глубины проникновения пресного раствора в пласт и радиуса исследования при НГК = 0,4−0,5 м. Определение положения ВНК возможно методом наведенной радиоактивности.
• 3. Газоносные пласты по сравнению с водоносными и нефтяными содержат меньше водорода вследствие относительно малой плотности газа. Поэтому показания НГК против газоносных пластов оказываются завышенными по сравнению с показаниями против водоносных и нефтеносных пластов. В однородных проницаемых пластах установить контакт ГВК или ГНК можно по более высоким показаниям против газоносной части пласта. Разделить газоносную и нефтеносную часть пласта по кривой НГК можно тогда, когда по геологическим или геофизическим данным известны основные литологические и коллекторские свойства пласта, при их отсутствии затруднительно отличить газоносный пласт от малопористого.

4. По данным радиоактивного каротажа можно определить пористость пород. Определение пористости основано на том, что интенсивность вторичного г-излучения (число г квантов проходящих через единицу поверхности индикатора в каждый данный момент времени) на данном расстоянии от источника зависит от содержания водорода в горных породах. При этом допускается, что в породах отсутствует кристаллизационная вода, и поры заполнены нефтью или водой не содержащей хлора. Если в одной из скважин отобрать и исследовать керн, а затем провести РК, то можно установить зависимость между пористостью пород и амплитудой отклонения кривой НГК для данного района. Полученная зависимость затем применяется для других скважин района для определения пористости. Наличие пласта гипса или ангидрита создает наиболее благоприятные условия оценки пористости по кривой НГК. Как известно в гипсах содержится 21% воды от полного веса породы. Пересчитав это значение на объем с учетом удельных весов гипса и воды (2,35 и 1,0) получим содержание воды в гипсе равное 50%. Таким образом, гипс эквивалентен породам имеющим пористость близкую к 50%. Разница отклонения кривой НГК против гипсов и ангидритов соответствует насыщению пор породы жидкостью, объем которой равен 50%.от общего объема породы. Эти сведения используют для построения градуировочной шкалы пригодной для определения пористости коллекторов насыщенных водой или нефтью. Более точные сведения о пористости пород по НГК получаются при привязке измерений к опорному горизонту. По соотношению Iп /Iоп строят номограмму зависимости 1-, 100% от коэффициента пористости Кп %. Если опорным пластом служит пласт глин, то по оси ординат откладывают 1-, где I оп. пл (d) — интенсивность вторичного г-излучения, против опорного плотного пласта при заданном диаметре скважины, I оп. глинтенсивность вторичного г-излучения, против опорного глинистого пласта.

По кривым НГК можно ориентировочно определить и проницаемость пласта. Изменение кривых радиоактивности от скважины к скважине свидетельствует об изменении естественной радиоактивности пластов по площади. Выявить поглощающие проницаемые пласты можно путем закачки активированной жидкости содержащей радиоактивные короткоживущие изотопы — (цинк, цирконий, радон). В м³ раствора должно содержатся 0,5−1,0 миликюри радиоактивных веществ. Проведение ГК до закачки и после определяют пласты, поглощающие эту жидкость.