|
Нейтрон-нейтронный метод с регистрацией надтепловых нейтронов
Количество нейтронов, достигающих индикатора при ННМ-НТ, определяется особенностями процесса замедления нейтронов в среде, в которой находится прибор ННМ. Рассмотрим этот процесс подробнее. Потеря энергии при соударении нейтрона с ядром, так же как и расстояние, проходимое им между соударениями, является случайной, поэтому замедление отдельных нейтронов до надтепловой энергии происходит на разном расстоянии от источника. Плотность надтепловых нейтронов, т. е. число последних в единице объема среды, уменьшается при удалении от источника примерно так, как изображено на рис. 43, а.
Рис. 43. Изменение плотности надтепловых (а) и тепловых (б) нейтронов
в однородном водонасыщенном песчанике в зависимости от расстояния r от источника быстрых нейтронов. Песчаник насыщен: 1 - пресной водой, 2 - соленой водой (200 г/л NaCl).
Шифр кривых — kп, %
Закон уменьшения плотности потока нейтронов Ф в зависимости от расстояния r до источника весьма сложен. Грубо приближенно в однородной среде его можно представить в виде следующей относительно простой формулы:
(II.8)
где Q - интенсивность («мощность») источника, нейтр./с; — замедляющая способность среды; Lf — параметр замедления, характеризующий среднеквадратическое расстояние, проходимое нейтроном до замедления.
Это расстояние сокращается при уменьшении пробега между соударениями (т. е. с ростом сечения рассеяния нейтронов), а также при уменьшении числа соударений, необходимых для замедления. Число же соударений, очевидно, тем меньше, чем больше потеря энергии нейтронов при одном соударении. Среди основных породообразующих элементов водород является аномальным элементом как в отношении сечения рассеяния, так и потери энергии нейтронов при соударении. Он обладает наибольшим сечением рассеяния, и при соударении с ним нейтрон теряет больше всего энергии. Поэтому параметр замедления Lf уменьшается с ростом концентрации водорода в горной породе. Влияние остальных элементов гораздо меньше по сравнению с влиянием содержания водорода и для разных элементов примерно одинаково. То же самое можно сказать о сомножителе . Поэтому показания ННМ-НТ почти однозначно связаны с концентрацией водорода, присутствующего в основном в составе воды или углеводородов, заполняющих поры горной породы. Влияние изменений химического состава скелета горной породы в большинстве случаев эквивалентно влиянию изменений водосодержания породы не более 5—6% от объема породы.
Из формулы (П.7) следует, что характер зависимости показаний ННМ-НТ от водородосодержания горной породы (от параметра замедления) различен на разных расстояниях от источника. На небольших расстояниях от источника (обычно до 10—30 см), где сомножитель меняется слабо, зависимость Ф от водосодержания определяется сомножителем к и (как показывают расчеты) с уменьшением водородосодержания показания метода уменьшаются. На больших расстояниях, наоборот, преобладает влияние сомножителя и показания растут с ростом параметра замедления, т. е. с уменьшением содержания водорода в горной породе.
При средних величинах r, при которых происходит пересечение кривых зависимости Ф(r) для различных значений коэффициента пористости kп (см. рис. 43), зависимость показаний от kп слабая.
Зонды с таким расстоянием между индикатором и источником принято называть инверсионными (область 2 на рис. 43), зонды меньшего размера — доинверсионными (область 1) и зонды большего размера — заинверсионными (область 3 на рис. 43). В скважинах не очень малого размера, заполненных жидкостью, доинверсйонная область выражена слабо или даже практически отсутствует. Поэтому при ННМ-НТ в таких условиях зонды размером менее 20—30 см обычно не используют.
В заинверсионной области чем больше длина зонда, тем выше чувствительность метода к изменению водородосодержания пород, а также больше радиус зоны исследования метода. Однако очень большие зонды (более 60 см) не применяют, так как с увеличением размера зонда резко уменьшается плотность нейтронов и для получения измеримой плотности нейтронов необходимо применять источники очень большой интенсивности, что повышает опасность работ. На практике используют зонды ННМ-НТ размером 30—40, реже 50 см.
При таких зондах показания метода растут с уменьшением водородосодержания породы. Наибольшее количество водорода обычно характерно для глин, аргиллитов и мергелей. Они имеют большую пористость и содержат значительное количество химически связанной воды в составе глинистых минералов. Наконец, против этих пород часто наблюдаются каверны (увеличение диаметра скважины), что также способствует росту среднего количества водорода вблизи зонда ННМ. Эти породы, а также гипсы, содержащие много связанной воды, отмечаются на кривых ННМ-НТ минимальными показаниями. Плотные малопористые известняки, ангидриты, неразмытые соли, магматические и метаморфические породы и другие, содержащие в своем составе мало водорода, характеризуются самыми высокими показаниями на кривых ННМ-НТ (см. рис. 40).
Промежуточными показаниями отмечаются породы умеренной пористости: пористые известняки и доломиты, песчаники и др. При прочих равных условиях, чем выше пористость пласта, тем ниже показания метода. Это позволяет по данным ННМ-НТ определять коэффициент пористости пласта. При количественной оценке kп в показания необходимо внести поправку за влияние скважинных факторов (диаметр скважины, наличие и толщина глинистой корки), а также глинистых и иных минералов, содержащих химически связанную воду.
Количество водорода в нефти и воде примерно одинаково, поэтому нефтенасыщенные породы при равной пористости характеризуются такими же показаниями, что и водонасыщенные. Газоносные пласты, за исключением пластов с весьма высокими пластовыми давлениями, содержат при равной пористости меньше водорода в единице объема породы, чем нефтеносные и водоносные. Поэтому они отмечаются более высокими показаниями, если отсутствует зона проникновения фильтрата бурового раствора в пласт (например, в обсаженных неперфорированных скважинах) или если радиус этой зоны меньше радиуса зоны исследования метода, составляющего примерно 30 см. Однако в необсаженных скважинах, имеющих чаще всего значительную по глубине зону проникновения фильтрата, где газ почти полностью вытесняется фильтратом бурового раствора, показания против газоносных пластов практически не отличаются от показаний против-водоносных и нефтеносных пород той же пористости.
Из-за сравнительно малого диаметра зоны исследований на показаниях всех стационарных нейтронных методов значительно сказываются изменение диаметра скважины, удаление прибора от стенки скважины (например, из-за наличия глинистой корки) и крепление скважины колонной. Поэтому количественная интерпретация результатов нейтронных методов требует учета влияния перечисленных скважинных факторов.
С увеличением диаметра скважины увеличивается содержание водорода в зоне исследования метода и потому уменьшаются показания. К тому же результату приводит удаление скважинного прибора от стенки скважины, например, из-за роста толщины глинистой корки или крепления скважины колонной. В сухой скважине показания ННМ выше, чем в заполненной жидкостью, в связи с чем переход прибора от части скважины, заполненной жидкостью, к сухой ее части приводит к повышению показаний ННМ. При типичных скоростях движения приборов ННМ форма переходных участков диаграмм на границах пластов определяется в основном влиянием инерции прибора и близка к форме диаграмм ГМ при равном значении vτя (см. рис. 41). За точку записи диаграмм всех СНМ принимают середину расстояния между источником и детектором.
Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту:
©2015 - 2024 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.
|