|
Нейтрон-нейтронный метод с регистрацией тепловых нейтронов
На показания ННМ-Т оказывают влияние как процесс замедления, так и процесс диффузии тепловых нейтронов. В результате диффузии тепловые нейтроны удаляются от источника в среднем на несколько большее расстояние, чем надтепловые нейтроны, поэтому уменьшение их плотности с расстоянием происходит несколько медленнее, чем в случае надтепловых нейтронов. Однако качественно зависимости сохраняют вид, подобный изображенному на рис. 43, а. В однородной среде изменение плотности тепловых нейтронов nт с расстоянием r приближенно можно описать формулой
(II.9)
где τ - среднее время жизни нейтронов в тепловом состоянии (от момента их замедления до момента поглощения ядром); Lд - длина диффузии тепловых нейтронов (среднеквадратическое расстояние, проходимое нейтроном от точки, где он стал тепловым, до точки его поглощения).
Среднее время жизни тепловых нейтронов обратно пропорционально макроскопическому сечению поглощения нейтронов средой. Оно определяется в основном присутствием и концентрацией в породе элементов с аномально высоким сечением поглощения тепловых нейтронов, таких как хлор, бор, марганец, редкие земли и др. В осадочных горных породах основным элементом с аномальным сечением поглощения нейтронов является хлор, присутствующий, как правило, в составе соленых пластовых вод. Соответственно среднее время жизни большинства осадочных пород уменьшается с увеличением коэффициента пористости горных пород и минерализации пластовых вод. Нефтеносные и газоносные породы имеют большее время жизни тепловых нейтронов по сравнению с водоносными пластами, насыщенными соленой водой. Некоторое значение, особенно при малой минерализации пластовых вод, имеет также поглощение нейтронов водородом, а в глинистых породах — калием, железом и другими элементами.
Длина диффузии подобно параметру замедления уменьшается с увеличением водородосодержания, но в отличие от него несколько зависит также от поглощающих элементов, уменьшаясь с ростом концентрации последних. Однако обычно Lд (как и Lf) определяется в основном водородосодержанием пород.
Итак, показания ННМ-Т, так же как и ННМ-НТ, зависят в основном от содержания в породе водорода. Характер зависимости определяется длиной зонда. Здесь существуют, как и при ННМ-НТ, доинверсионная область, где показания растут с ростом водородосодержания, и заинверсионная область, где показания уменьшаются при увеличении концентрации водорода. Кроме того, на показания ННМ-Т в отличие от ННМ-НТ некоторое влияние оказывают также элементы с аномальным поглощением нейтронов. При равном водородосодержании показания меньше для пород с большим содержанием таких поглотителей нейтронов, как хлор, бор, редкие земли и т. п. Например, водоносные пласты, содержащие по сравнению с нефтеносными больше хлора, отмечаются при равной пористости несколько меньшими показаниями ННМ-Т (см. рис. 40 и 43, б).
Однако в скважине влияние среднего времени жизни нейтронов ощущается гораздо слабее, чем это следует из формулы (11.9), не учитывающей влияние скважины. В результате для больших зондов, применяемых в нефтяных скважинах, основным фактором, влияющим на показания ННМ-Т, остается водородосодержание пласта, в частности, пористости пластов (см. рис. 40 и 43, б). Влияние поглощающих свойств в терригенных и карбонатных породах обычно не превышает 20—30% измеряемых величин.
Таким образом, в нефтяных и газовых скважинах ННМ-Т, как и ННМ-НТ, применяют в основном для расчленения пород с различным водородосодержанием и определения коэффициента пористости пород. В последнем случае достаточно точные данные получаются лишь при учете содержания хлора в буровом растворе и в прилегающей к скважине части пласта (в пласте или зоне проникновения). При благоприятных условиях (высокая минерализация вод и постоянная пористость пласта, обсаженные скважины, где нет зоны проникновения фильтрата) ННМ-Т можно применять также и для определения положения водонефтяного контакта.
Влияние скважинных факторов на показания ННМ-Т подобно их влиянию на показания ННМ-НТ. Исключение составляет минерализация бурового раствора, которая на показаниях ННМ-НТ практически не сказывается, в то время как существенно уменьшает показания ННМ-Т. Преимущество ННМ-НТ при определении пористости пород — отсутствие влияния поглощающих свойств породы и бурового раствора. Однако из-за меньшей чувствительности детекторов надтепловых нейтронов по сравнению с детекторами тепловых нейтронов ННМ-НТ при одинаковой мощности источника дает несколько меньшую статистическую точность (см. § 6). Длина зонда ННМ-Т в нефтяных и газовых скважинах берется равной обычно 40—50, иногда 60 см..
Нейтронный гамма-метод
При изучении нейтронным гамма-методом (НГМ) регистрируют гамма-излучение, образующееся при захвате тепловых нейтронов ядрами горной породы (гамма-излучение радиационного захвата). Интенсивность этого излучения в однородной среде уменьшается при удалении от источника примерно по такому же закону, что и интенсивность нейтронов (см. рис. 43), однако несколько медленнее. Количество гамма-квантов, достигающих детектора, прямо пропорционально количеству нейтронов, поглощаемых единицей объема в зоне расположения детектора, и числу квантов, образующихся при захвате одного нейтрона.
В общих чертах форма кривой НГМ обычно оказывается близкой к таковой для ННМ и определяется в первую очередь содержанием водорода в горной породе и в скважине: при больших зондах, применяемых обычно на практике, показания НГМ растут при уменьшении водородосодержания среды, окружающей скважинный прибор (см. рис. 40).
На втором месте по влиянию на показания НГМ после водорода стоят элементы, обладающие одновременно высоким сечением поглощения тепловых нейтронов и аномально высокой (или аномально низкой) интенсивностью гамма-излучения радиационного захвата. В осадочных горных породах таким элементом является хлор, дающий при захвате одного нейтрона в среднем 2,3 относительно высокоэнергетических гамма-квантов.
При отсутствии хлора основное количество нейтронов в осадочных горных породах поглощается, как правило, водородом, дающим всего один гамма-квант на каждый поглощенный нейтрон. Поэтому повышение концентрации хлора в горной породе сопровождается при равном водородосодержании увеличением среднего числа гамма-квантов на один нейтрон и, следовательно, ростом показаний НГМ. В частности, водоносные пласты, насыщенные высокоминерализованной пластовой водой, отмечаются большими показаниями по сравнению с нефтеносными пластами той же пористости. Хотя этот эффект невелик (обычно до 15—20%), но в благоприятных условиях (высокая минерализация пластовых вод и малые изменения пористости) он может использоваться для определения положения водонефтяного контакта в обсаженных скважинах.
Возможности НГМ, так же как и ГМ, могут быть расширены при использовании спектроскопии гамма-излучения. Поскольку спектр излучения радиационного захвата нейтронов ядрами разных элементов различен, то возникает принципиальная возможность по данным спектроскопии этого излучения судить о содержании в породе тех или иных элементов. Однако из-за недостаточной разрешающей способности спектрометров такой метод пока применяется мало, в основном в рудных скважинах.
Влияние скважины на показания НГМ в основном подобно ее влиянию на показания ННМ, однако количественно оно несколько меньше. Наиболее существенно НГМ отличается от ННМ по влиянию минерализации бурового раствора. Если показания ННМ-НТ не зависят от содержания хлора в растворе, а показания ННМ-Т уменьшаются с ростом минерализации, то показания НГМ при этом возрастают.
При НГМ, кроме гамма-излучения радиационного захвата, регистрируется также гамма-излучение естественных радиоактивных элементов горных пород, поэтому при интерпретации НГМ из его показаний вычитают показания ГМ, помноженные на некоторый коэффициент, учитывающий различие чувствительности детекторов в каналах НГМ и ГМ.
В нефтяных и газовых скважинах НГМ применяют для решения тех же задач, что и ННМ-Т, т. е. для расчленения пород, различающихся водородосодержанием, количественного определения коэффициента пористости, а также установления газожидкостного и реже водонефтяного контактов в обсаженных скважинах. Из всех нейтронных методов в СССР получил наиболее широкое применение гибридный метод, при котором детектор кроме гамма-излучения радиационного захвата частично регистрирует также тепловые нейтроны (см. § 6). Поскольку содержание хлора в буровом растворе и в пласте приводит к уменьшению плотности тепловых нейтронов и к увеличению интенсивности гамма-излучения радиационного захвата, то при применении такого метода влияние хлора оказывается слабее, чем при ННМ-Т или НГМ. Одновременная регистрация нейтронов и гамма-квантов способствует увеличению также числа регистрируемых частиц и позволяет повысить точность замеров или уменьшить требуемую величину мощности источника.
В качестве стандартного при исследовании разрезов нефтяных и газовых скважин в СССР принят зонд размером 60 см. Реже применяют зонды размером 50 и 70 см.
Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту:
©2015 - 2024 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.
|