Сделай Сам Свою Работу на 5

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.