Сделай Сам Свою Работу на 5

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.