Определение водородосодержания горных пород

Водород в горной породе входит в состав воды, нефти, газа, каркас породы. В однородной среде, в доинверсионной зоне с увеличением водородосодержания плотность тепловых нейтронов увеличивается, а в заинверсионной- уменьшается.

Преимуществом измерений в доинверсионной области является высокая плотность нейтронов и как следствие возможность использования нейтронных источников с интенсивностью ≈10⁴ нейт/с. Поэтому в условиях близких к однородным средам, например, в геолого-геохимических исследованиях используются (в скважинах малого диаметра) зонды L=5-10 см.

В скважинах нефтяных, газовых (dc≤20 см) инверсия кривых нейтронного каротажа отсутствует и не обеспечивается достаточная дифференциация пород по водородосодержанию.

В этих условиях применяют заинверсионные зонды с L от 30-35 см до 40-50 см. Для таких зондов показания НКт растут с уменьшением водородосодержания.

В глинах, аргелитах, мергелях, гипсах, содержащих максимальное количество связанной воды, показания НКт минимальны.

При прочих равных условиях, чем выше пористость пласта, тем ниже показания метода.

Это позволяет по данным НКт определить Кп пласта. Количество водорода в нефти и воде примерно одинаково, поэтому нефтенасыщенные и водоносные пласты, насыщенные пресной водой, отличаются практически одинаковыми показаниями. В газонасыщенных пластах, при равной пористости содержится меньше водорода, поэтому показания против них увеличиваются- при отсутствии зоны проникновения.

Исследования метод НКт входит в обязательный комплекс измерений в поисково-разведочных скважинах для определения пористости пластов.

Для оценки Кп аппаратура НКт эталонируется в специальных устройствах, имеющих несколько значений пористости, показания против которых фиксируется по измерениям на установленном зонде каротажного прибора. В качестве эталонных устройств используются мрамор, известняк, песок с водой. Такую же эталонировку можно проводить в скважине, если известны параметры опорных пластов, например плотных пластов, глин. Существуют специальные стандартные образцы объемного влагосодержания в виде целиндров диаметров 1020 мм, высотой 1200 мм для Кп=0,4; 20, 76; 35,16 %.

В последнее время созданы программные средства комплексных методов измерений, которые позволяют на основании расчетных данных получить исходные зависимости показаний НКт от пористости пластов на конкретном объекте измерений.

Аппаратура НКт эталонируется перед выездом на скважину, обычно в баке с водой, показания в котором принимаются в условиях единицах, соответствующих измерениям в имп/мин. Эти показания затем переносятся на диаграмму для последующей обработки измерений по конкретной скважине.

Определение текущего насыщения пластов

При минерализации пластовых или закачиваемых вод более 100 г/л NaCl, показания НКт зависят от хлоросодержания водонасыщенных интервалов, что является основанием для выделения обводненных пластов от нефтяных.

Показания против обводненных пластов ниже, чем против нефтенасыщенных и эта разница тем больше, чем выше содержание хлора (или бора) в воде (при равных значениях пористости и глинистости пластов).

Метод НКт широко использовался при контроле за продвижением пластовых вод на месторождениях Татарии, где воды высоко минерализованы (до 200-250 г/л NaCl).

Газонасыщенные интервалы выделяются от пластов, содержащих воду или нефть, повышенными показаниями НКт и эти показания тем выше, чем больше газосодержание пластов (Кг), пористость пластов (Кп) и меньше глинистость (Сгл).

Исследования методом НКт проводят на 2 зондах (30-35 см) и (40-50 см), что используется при выделении газонасыщенных интервалов по относительным показаниям на большом и малом зонде против пластов переменного насыщения.