Какие геолого-физические характеристики можно изучить по радиационному фону?

В разведочной геофизике для оценки состава пород по их взаимодействию с радиоактивным излучением используются пре­имущественно два вида частиц: нейтроны и гамма-кванты. Это связано с повышенной способностью данных незаряженных час­тиц проникать в глубь породы, а также со сравнительно простым способом получения источников гамма- и нейтронного излучения.

Интенсивность радиоактивного излучения пород в скважине измеряют при помощи индикатора Мюллера или более эффективные, лучше расчленяющие разрез сцинтилляционные счетчики. Полученная в результате замера кривая, характеризующая интенсивность излучения пластов вдоль ствола скважины, называется гамма-каротажной кривой. Измеряемое при ГК излучение включает в себя также и так называемое фоновое излучение (фон), которое вызвано загрязнением радиоактивными веществами материалов, из которых изготовлен глубинный прибор, и космическим излучением. Фон резко снижается с глубиной и на глубине нескольких десятков метров на результатах измерений уже не сказывается. Благодаря статистическим флуктуациям – колебаниям интенсивности излучения вокруг некоторой средней величины в одних и тех же условиях – кривая ГК имеет отклонения, не связанные с изменением физических свойств пластов. В общем случае интенсивность излучения пластов, вскрываемых скважиной, приблизительно пропорциональна активности пород. Однако при одинаковой активности породы с большей плотностью характеризуются более низкими показаниями ГК из-за более интенсивного поглощения лучей.

Метод ядерно-магнитного каротажа основан на регистрации амплитуды сигнала свободной прецессии ядер водорода в магнитном поле Земли после воздействия поляризующего магнитного поля. Амплитуда измеряемого сигнала прямопропорциональна индексу свободного флюида (ИСФ), определяющему объем подвижного порового флюида.

Пористость.Полная пористость определяется интегрированием дифференциального спектра во всем интервале времен релаксации. Как отмечалось, она не зависит от литологического и минералогического состава, но в общем случае зависит от состава флюида в зоне исследования, поскольку измеряется водородосодержание флюида. Занижение полной пористости по ЯМТК в основном может быть связано со следующими причинами:

- высокая газонасыщенность в зоне исследования (уменьшение водородосодержания);

- наличие в поровом пространстве битума, в котором релаксация протонов заканчивается до начала измерения и не вносит вклад в амплитуду сигнала. Например, если в порах присутствует битум и нефть, то по ЯМК будет фиксироваться только пористость, занятая нефтью;

- наличие «мертвого» времени аппаратуры, из-за которого возможна неполная регистрация сигналов от пор глин;

- малым временем намагничивания флюида Tw, в результате чего возможна неполная регистрация сигналов от крупных пор и каверн.

Определение компонент полной пористости производится путем интегрирования дифференциальных спектров в определенных временных интервалах. Используется два варианта.

В первом случае («Разбиение на бины» - см. рис.5) шкала Т2 разбивается на интервалы так, что каждый последующий интервал в два раза больше предыдущего (1-2, 2-4, 4-8, 8-16 мс и. т. д.). Такая разбивка является стандартной для ЯМК в искусственном поле, а пористости, соответствующие этим интервалам, получили название «бинов» (bin1, bin2 и. т. д.). Эта форма представления удобна для наглядного восприятия результатов каротажа ЯМТК, поскольку качественно отражает пористость, приходящуюся на поры разных размеров (чем правее интервал по шкале Т2, тем больше размеры пор, формирующих пористость этого интервала), а изменение картины бинов по глубине отражает вариацию структуры порового пространства пород в разрезе.

Во втором случае («Метод отсечек» - см. рис.5) определяются петрофизические компоненты пористости (см. таблицу). Интегрирование производится во временных интервалах с петрофизически обоснованными границами, т.е. реализуется методика граничных значений времен Т₂, соответствующих различным механизмам удержания воды в порах разных размеров.

Использование граничных значений обусловлено как объективными ( разные породы имеют различные распределения пор по размерам и релаксационную активность поверхности), так и субъективными причинами. Так, эффективная пористость определяется с использованием Кво, а величина последнего зависит от принятого давления вытеснения. Поэтому и положение границы «капиллярно-связанная - эффективная пористость» на оси Т₂ будет зависеть от принятого давления вытеснения при определении Кво. Для стандартизации результатов в практике ЯМР используется величина давления 0,7 МПа (100 psi ), хотя можно оценить граничное значение Т₂ при любом заданном давлении вытеснения.

Типовые граничные значения для выделения различных компонент пористости, приведены в таблице. Они достаточно стабильны, но для конкретных отложений могут уточняться по исследованиям на керне.

Таблица

Типовые интервалы Т₂ для определения компонент пористости

Компоненты пористости (типовые мнемоники)	Т2 min (мс)	Т2 max (мс)
Пористость глин Кп глин (MCBW)
Пористость, занятая капиллярно-связанной водой Кп кап - св.(MBVI)		Терригенный разрез - 33 Карбонатный разрез - 90
Пористость, занятая остаточной водой Кп во при р = 0,7 Мпа		Терригенный разрез - 33 Карбонатный разрез - 90
Эффективная пористость Кп эф (MFFI) при р = 0,7 Мпа	Терригенный разрез - 33 Карбонатный разрез - 90	Конечное для спектра
Каверновая емкость (в карбонатах) Кп кав.		Конечное для спектра
Поровая емкость (в карбонатах) Кп пор
Полная пористость по ЯМК Кп ЯМК (MPHS)		Конечное для спектра

Подобная методика определения компонент пористости применима для водонасыщенных пород. Присутствие углеводородов может вносить существенные погрешности, снижение которых возможно за счет использования специальных более сложных методик обработки результатов ЯМТК.

Проницаемость. Для оценки абсолютной проницаемости по данным ЯМТК используется два подхода.

Первый подход связан с применением широко используемых петрофизических связей типа Кво - Кпр, Кпэф - Кпр (и их зарубежных аналогов - моделей Тимура, Тимура- Коатса и др.). Расчет Кпр проводится по данным Кпэф, Кво, непосредственно определяемым по ЯМТК.

Во втором подходе используется непосредственно дифференциальный спектр ЯМТК, качественно отражающий структуру порового пространства. Расчет Кпр производится в рамках решеточной капиллярной модели пористой среды (см. рис.5) [6].

Флюидонасыщенность. Для качественных и количественных оценок насыщенности в зоне исследования ЯМТК используется информация двух и более измерений с различными параметрами последовательности CPMG. Технически задача сводится к совместному анализу нескольких спектров для каждой точки глубины. Методики количественных оценок находятся в стадии разработки и опробования и в настоящей статье не приводятся.