СКАЧАТЬ:  pgmp.zip [78,27 Kb] (cкачиваний: 174)

ВВЕДЕНИЕ

Все возрастающие потребности страны в нефти и газе удовлетворя­ются не только вводом в разработку новых месторождений углеводоро­дов, но и совершенствованием техники и технологии добычи нефти и газа на разрабатываемых месторождениях, обеспечивающим высокие темпы добычи и коэффициенты нефте- и газоотдачи. Для повышения нефте- и газоотдачи продуктивных пластов разработаны методы физи­ческого и физико-химического воздействия на горную породу - закон­турное, внутриконтурное, приконтурное и барьерное заводнения; хими­ческое, тепловое, барическое, акустическое и другие воздействия и их сочетания.

Контроль за совершенствованием систем разработки месторожде­ний нефти и газа в основном осуществляется геофизическими методами исследований действующих, контрольных, оценочных и нагнетательных скважин и часто называется геофизическим контролем. За последние 25-30 лет геофизические методы контроля разработки нефтяных и га­зовых месторождений получили в Советском Союзе широкое развитие и выделились в самостоятельное направление геофизической службы.

Цель геофизического контроля — получение информации о сос­тоянии продуктивных пластов и изменениях, происходящих в них в процессе вытеснения из них углеводородов, для выбора научно обос­нованной системы разработки залежей, оптимального регулирования темпа отбора флюидов, обеспечивающего максимальное извлечение нефти и газа из земных недр.

При этом геофизическими методами решаются следующие задачи нефтегазопромысловой геологии и разработки месторождений нефти и газа.

Задачи общего характера:

1) определение начального положе­ния и наблюдение за перемещением в о до нефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов в процессе вытеснения нефти и газа из пласта при заводнении и других способах воздействия на него;

2) наблюдение за перемещением фронта нагнетаемых вод по пласту.

Детальные исследования:

1) уточнение геологического строе­ния месторождения;

2) повышение достоверности первичных опреде­лений запасов нефти и газа разрабатываемых месторождений (объек­тов) ;

 3) оценка коэффициентов текущей и конечной нефте- и газо­насыщенности и нефте- и газоотдачи пластов;

4) оценка текущих запа­сов нефти и газа этих месторождений;

5) изучение эксплуатационных характеристик пластов (выделение интервалов притока и приемистос­ти, определение работающих мощностей, продуктивности и пластового давления) разрабатываемых месторождений;

6) контроль за процес­сами интенсификации притока и приемистости пластов.

Изучение технического состояния скважин:

 1) оценка ка­чества цементирования обсадных колонн;

 2) определение мест при­токов и поглощения жидкости в скважине за счет негерметичности об­садных колонн и зон затрубной циркуляции флюидов; 3)

определение состава и уровня жидкости в скважине и межтрубном пространстве;

4) определение местоположения муфтовых соединений и перфориро­ванных участков обсадных колонн, толщины, внутреннего диаметра, участков смятия, разрывов и коррозии обсадных колонн и насосно-компрессорных труб;

5) выбор оптимальных режимов работы техно­логического оборудования эксплуатационных скважин и определение глубины его спуска;

6) определение мест парафиновых и солевых отложений на обсадных и насосно-компрессорных трубах и скважинном оборудовании.

Для решения перечисленных задач используется широкий комплекс геофизических методов, включающий методы исследования скважин, вышедших из бурения, и методы, специально разработанные для исследования эксплуатационных и нагнетательных скважин через лифтовые трубы и по межтрубному пространству малогабаритными приборами. Это потребовало разработки новых геофизических методов, соответст­вующей аппаратуры и оборудования, создания теории этих методов, их петрофизического обеспечения, техники и методики геофизических исследований эксплуатационных и нагнетательных скважин и методик интерпретации промыслово-геофизических и гидродинамических дан­ных.

Первые крупные промышленные исследования по контролю за разработкой нефтяных месторождений с помощью геофизических ме­тодов выполнены на месторождениях Урало-Поволжья, где отраба­тывались техника и методика геофизического контроля в действующих и остановленных скважинах геофизическими методами: стационарными и импульсными нейтронными, расходометрии, меченой жидкости, наве­денной активности, термометрии. Здесь совершенствовалась методика интерпретации совместных данных промысловых, геофизических и гидродинамических исследований.

В дальнейшем методы геофизического контроля стали применять­ся при освоении нефтяных и нефтегазовых залежей Северного Кав­каза, Мангышлака, Белоруссии и особенно Западной Сибири. При этом накопленный опыт работы в Урало-Поволжье потребовал существенной корректировки при разработке месторождений, характеризующихся иными геологическими особенностями: минеральным составом пород-коллекторов и их фильтрационно-емкостными свойствами, низкой минерализацией пластовых вод, термобарическими условиями залега­ния  продуктивных пластов, физико-химическими свойствами нефтей.

В связи с этим появилась необходимость усовершенствования ра­нее применяемых геофизических исследований и разработки как их модификаций, так и принципиально новых методов радиометрии, расходометрии, а также методик проведения исследований скважин и интерпретации промыслово-геофизических данных.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

§ 1. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФГИ ИЗ ПЛАСТОВ РАСТВОРИТЕЛЯМИ И ГАЗОМ ПРИ ВЫСОКОМ ДАВЛЕНИИ

Главная причина невозможности достижения полного вытесне­ния нефти водой из пластов при их заводнении заключается в несмешиваемости вытесняемой и вытесняющей жидкостей, в результате чего образуется поверхность раздела между этими жидкостями и происходят капиллярные явления.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти газом при высоком давлении, когда между этими веществами образуется область полной их смешиваемости.

Чтобы определить, возможен ли такой процесс в условиях какого-либо конкретного месторождения, проводят лаборатор­ные исследования для установления условий смешиваемости газа и нефти или рассчитывают по константам равновесия фа­зовое состояние смеси газа, который предполагается закачивать в пласт, и нефти при различных давлениях и составах углево­дородов.

Результаты указанных исследований и расчетов представля­ют в виде треугольной диаграммы Гиббса (рис. 1),где  1 - пласт 1;  2 - добывающие скважины пласта 1; 3 - газонефтяной контакт;  4 - газо­нагнетательная скважина пласта 1;  5 - пласт 2;  6 - зона полного смешения обогащен­ного газа и нефти в пласте 2;  7 - газонагнетательная скважина пласта 2; 8 - добывающая скважина пласта 2;  9 - водонефтяной контакт в пласте 1;  10 - водонефтяной кон­такт в пласте 2.

Рис.1. Диаграмма Гиббса.

Каждая точка на этой диаграмме характеризует состав некоторой угле­водородной смеси, состоящей из сухого газа С1, промежуточ­ных углеводородов С2—C5 и более тяжелых углеводородов от С6 и выше (С6+). Точке А соответствует углеводородный состав, доля компонента С1 в котором составляет а, доля компонентов С2—С5—b и доля компонентов С6+—с. Эта диаграмма справед­лива при постоянной температуре.

Рис 115 Схема двух пластов, разрабатываемых с использованием вытеснения нефти обогащенным газом-

Пусть месторождение имеет пласты 1 и 2, залегающие на разных глубинах и содержащие одну и ту же легкую нефть, но имеющие различное пластовое давление (рис. 2).

 В_ пласте 1 среднее пластовое давление равно   , а в пласте 2—   , причем  . Разработку этих пластов возможно осуществлять с ис­пользованием закачки в них жирного газа, т. е. метана, обога­щенного этаном, бутаном, пропаном и другими компонентами. Состав этого газа на диаграмме Гиббса (см. рис. 1) характе­ризуется точкой А1. Составы нефти, насыщающей пласты 1 и 2, практически идентичны и характеризуются точкой А2. Заштри­хованная область, ограниченная линией пластового давления , соответствует области двухфазного состояния углеводородов в пласте 1, а область, ограниченная линией  — области двух­фазного состояния углеводородов в пласте 2. При двухфазном состоянии в пласте одновременно существуют углеводороды и в жидкой, и в газовой фазах. Остальная часть площади диаграм­мы Гиббса, находящаяся вне соответствующих заштрихован­ных областей, относится к области однофазного состояния уг­леводородов, т. е. области полной их смешиваемости.

Если в пласт 1 через нагнетательную скважину 4 закачи­вать жирный газ с составом А1 то из нефти состава А2 (рис. 1) через поверхность газонефтяного контакта будут выделяться легкие углеводороды, растворяясь в газе. Состав газа, вытесняющего нефть, вблизи газонефтяного контакта из­меняется от точки А1 к А111, А111 ( по стрелке на рис. 1), т. е. обогащается жирными компонентами. Нефть же будет насы­щаться легкими углеводородами. Ее состав, характеризующий­ся последовательно точками А12 и А112, будет идентичен составу газа у газонефтяного контакта. Точка А111 соответствует соста­ву газа, а точка А211 — составу нефти на газонефтяном контак­те при условии, что газ и нефть находятся в состоянии фазо­вого равновесия. Изменение состава газа и нефти на этом кон­такте связано с установлением фазового равновесия.

Однако в пласте 1 (см. рис. 2) полного смешивания газа с пластовой нефтью не произойдет, так как при давлении  состав смеси углеводородов, находящихся на газонефтяном контакте, будет соответствовать составу смеси, находящейся в заштрихованной двухфазной области на диаграмме Гиббса. Таким образом, в пласте 1 нефть не будет вытесняться газом в условиях полной смешиваемости углеводородов. Иную картину наблюдаем в пласте 2 при давлении . Прямая линия, соеди­няющая исходные составы пластовой нефти и закачиваемого в пласт жирного газа, никогда не пересечет двухфазную об­ласть, соответствующую этому давлению. Следовательно, в пласте сформируется  область  смешения,  перемещающаяся  от линии нагнетания газа к добывающим скважинам. Газонефтя­ной контакт исчезнет (на рис. 2 он показан пунктирной ли­нией). В сечениях пласта, расположенных вблизи линии нагне­тания, однофазная смесь углеводородов будет представлена в основном легкой фракцией, а вблизи добывающих скважин — тяжелой. Ни в одном из сечений пласта не останется двухфаз­ной смеси и будет наблюдаться полная смешиваемость углево­дородов. Однако, вследствие высоких значений коэффициентов конвективной диффузии при вытеснении газа газом, область смешивания углеводородов в процессе вытеснения нефти газом при высоком давлении может быть довольно обширной, что приведет к необходимости добычи вместе с нефтью значитель­ного количества газа, т. е. к ситуации, аналогичной при цикли­ческой закачке газа.

§ 2. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЗАКАЧКИ В ПЛАСТ ДВУОКИСИ УГЛЕРОДА

К веществу, хорошо смешивающемся с нефтью, относится двуокись углерода СО2, которую используют в качестве агента, закачиваемого в пласт для вытеснения нефти. Источники СО2— природные месторождения, содержащие часто смесь углекис­лого газа с углеводородами и в ряде случаев с сероводородом, отходы химических производств, дымовые газы крупных энер­гетических   и   металлургических   установок.

Двуокись углерода в стандартных условиях, т. е. при дав­лении 105 Па и температуре 273,2 К — газ. На рис. 3 показа­на рТ-диаграмма двуокиси углерода, из которой видно, что кри­тическое давление ее составляет 7,38 МПа, а критическая тем­пература 304,15 К.

Рис. 3. рТ-диаграмма для СО2

 Это довольно низкая температура для обыч­ных условий глубокозалегающих нефтяных месторождений. По­этому, если нагнетать СО2 в пласты, залегающие на глубине 1500—2000 м с температурой 310—350 К при давлении 10— 20 МПа, то двуокись углерода будет находиться в закритическом состоянии. В стандартных условиях, когда это вещество на­ходится в газовом состоянии, , а плотность  . При переходе в жидкое состояние вязкость угле­кислоты увеличивается примерно в 3 раза, с ростом давления она также увеличивается, а с повышением температуры — по­нижается.

На рис. 4 показаны кривая зависимости вязкости углекис­лоты от давления при различных температурах.

Рис.4. Кривая зависимости вязкости двуокиси углерода от давления при различных температурах:

1 – при Т=303,2 К;

2 – при Т=333,2 К.

 При давлении выше 10 МПа  и  температуре  300—310 К происходит полное смешивание СО2 с углеводородной частью нефти. Однако в этом случае смолы и асфальтены слабо растворяются в смеси СО2 и легких углеводородов. Они могут выпасть в оса­док.

Для достижения полной смешиваемости СО2 с углеводоро­дами нефти при повышенных температурах следует увеличить давление. Например, при температуре порядка 360 К оно со­ставляет около 30 МПа.

В тяжелых компонентах нефти СО2 растворяется, хотя и слабо. Она способствует набуханию углеводородов, их разрых­лению и отрыву от зерен пород, если углеводороды на них ад­сорбировались. При давлении порядка 10 МПа и температуре 300—310 К в 1 м3 нефти может раствориться 250—300 м3 СО2 замеренного при стандартных условиях. По свойству раствори­мости в углеводородах СО2 сходен с пропаном. Вместе с тем двуокись углерода растворяется и в воде, но примерно в 10 раз меньшем количестве при одних и тех же условиях. Растворяясь в нефти, СО2 уменьшает ее вязкость.

Таким образом, двуокись углерода в жидком, газообразном или закритическом состоянии может быть использована как растворитель нефти с целью ее извлечения из недр. Известны несколько разновидностей технологии разработки нефтяных месторождений с закачкой СО2 в пласты для вытеснения из них нефти.

В одной из них двуокись углерода нагнетают в неистощен­ный пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачивае­мой в него водой, аналогично рассмотренному процессу вытес­нения нефти из пласта оторочкой углеводородного растворите­ля. Другую разновидность используют в истощенных пластах с низким пластовым давлением порядка 1 МПа, когда СО2 непре­рывно закачивают в пласт в газообразном состоянии.

При осуществлении такого процесса, сходного с процессом Циклической закачки газа, газообразную двуокись углерода следует прокачивать через пласт в объеме, в несколько раз пре­вышающем поровый объем пласта. Легкие углеводороды неф­ти при этом экстрагируются, переходя в газообразную смесь СО2 и углеводородов. На дневной поверхности необходимо разделять СОг и углеводороды, т. е. регенерировать двуокись углерода и снова нагнетать ее в пласт.

Однако при низких пластовых давлениях описанный процесс не достаточно эффективен, поскольку потребуется закачка в пласт значительного объема СОг для извлечения углеводоро­дов. Отношение этого объема СО2 к объему извлеченных угле­водородов может достигать 100 м3 на 1 м3 и более. Кроме того, при низких пластовых давлениях полное смешивание СО2 и нефти не возникает и из нефти извлекаются только легкие уг­леводороды.

Можно осуществлять воздействие на пласт и иначе. Внача­ле, т. е. в первой фазе процесса, в пласт интенсивно закачива­ют СО2 при резком ограничении или прекращении отбора неф­ти. Пластовое давление при этом повышается. Если позволяют пластовые, а также технические и экономические условия, дав­ление в пласте доводят до давления полной смешиваемости СО2 и нефти. Конечно, и при этом в пористой среде могут выпа­дать смолы и асфальтены. Однако углеводородные компонен­ты нефти, включая тяжелые, извлекаются из пласта. При дос­тижении заданного давления производят одновременно и закач­ку в пласт СО2, и отбор из него смеси углеводородов нефти и СО2.

Третья разновидность технологии разработки нефтяных пластов с применением двуокиси углерода состоит в растворе­нии СО2 в воде, т. е. в получении так называемой карбонизи­рованной воды и закачке ее в пласт для вытеснения из него нефти, как и при обычном заводнении. Вследствие большего химического «родства» нефти и СО2, чем воды и СО2, при кон­такте карбонизированной воды с нефтью молекулы СО2 диф­фундируют, разрыхляют пленки тяжелой нефти на поверхно­сти зерен породы, делают эти пленки подвижными, что приво­дит к увеличению количества извлекаемой нефти из пластов.

Из трех указанных разновидностей технологии разработки нефтяных пластов с закачкой в них двуокиси углерода первая, т. е. вытеснение нефти оторочкой СОг, проталкиваемой водой, имеет преимущества перед остальными, так как по сравнению со второй требует меньших затрат двуокиси углерода и в более значительной степени обеспечивает вытеснение тяжелого остат­ка нефти после экстракции из нее легких углеводородов. По сравнению с третьей разновидностью первая более универсаль­на и позволяет извлечь большее количество нефти из пластов. Ведь рассчитывать только на эффект отрыва пленок тяжелой нефти от зерен породы не всегда надежно: такие пленки могут составлять очень незначительную долю остаточной нефти. За­метим, что увеличению нефтеотдачи способствует также «раз­бухание» нефти при растворении в ней СО2.

Рас­смотренные выше методы НК базируются на излучении стацио­нарных полей нейтронов. Становление нейтронного поля проис­ходит за время, близкое к необходимому для замедления, диффу­зии и захвата нейтрона. Длительность этих процессов в основном определяется диффузией тепловых нейтронов, обладающих от­носительно малой скоростью υ= √Е. Среднее время жизни тепловых нейтронов в породах 200-1000 мкс. Максимальная продолжительность становления нейтронного поля в несколько раз больше этой величины — примерно 5000 мкс.

Анализ методов радиоактивного каротажа

Физические основы радиоактивного каротажа

В настоящее время широко применяется радиоактивный каро­таж (РК) трех видов. Первый из них — гамма-каротаж (ГК) осно­ван на измерении по стволу скважины гамма-излучения, вызван­ного естественной радиоактивностью горных пород. Второй — гамма-гамма-каротаж (ГГК) исследует особенности прохождения через породы гамма-излучения от специального источника гамма-квантов, опускаемого в скважину вместе с прибором. Третий вид РК — нейтронный каротаж (НК) базируется на исследовании поля медленных нейтронов и гамма-квантов, создаваемого источ­ником быстрых нейтронов, находящимся в приборе. Каждый вид РК включает ряд модификаций.

Существенными особенностями РК являются: относительно ма­лая глубинность исследований (90% излучения поступает в детек­тор от слоя пород толщиной 10—30 см); возможность исследова­ния скважин, крепленых обсадной колонной, практически не препятствующей прохождению нейтронов и гамма-излучению; зависимость результатов в первую очередь от элементного состава пород, малая роль их структурных особенностей — размера, из­вилистости и сообщаемости поровых каналов, распределения от­дельных элементов в исследуемой части пласта.

Естественная радиоактивность и основы гамма-каротажа (ГК).

Из естественных радио­активных элементов наиболее распространены уран 238U и то­рий 232Th, а также радиоактивный изотоп калия 40К. Уран и торий с продуктами распада образуют ряды из нескольких (порядка 10) радиоактивных элементов. Эти элементы последовательно распа­даются, а последний из продуктов распада превращается в свинец. Каждый элемент ряда при распаде наряду с заряженными α- и β-частицами излучает гамма-кванты (γ-кванты) с присущей ему энергией Е (или с несколькими значениями Е). Поэтому спектр излучения всего ряда содержит много линий, отвечающих разным энергиям. Так, элементы ряда урана излучают гамма-кванты с энергией от 0,05 до 2,45 МэВ, а ряда тория — от 0,1 до 2,62 МэВ. Спектр радиоактивного калия 40К имеет одну линию 1,46 МэВ. Радиоактивные элементы чрезвычайно рассеяны в природе и со­держатся в очень малых количествах (порядка 10-6 урана, 10-12 радия, 10-5 тория) во всех веществах, в частности в горных породах.

Содержание этих элементов в разных породах неодинаково, что позволяет различать породы по радиоактивности. Измеряя радио­активность путем регистрации гамма-излучения по стволу сква­жины, можно расчленять разрез на отдельные пласты и классифи­цировать их по этому признаку. На этом основан гамма-каротаж скважин.

При проведении ГК в скважину опускаются детектор гамма-излучения и схема, преобразующая информацию для передачи ее на поверхность. В качестве детектора используют либо разрядные счетчики, либо сцинтилляционные кристаллы с фотоэлектронным умножителем.

Основы гамма-гамма-каротажа (ГГК).

При прохождении через слой вещества толщиной R поток гамма-излучения I0 ослабляется до величины I по закону:

I= I0e-μ0σR (1)

где

е — основание натуральных логарифмов;

μ  — массовый коэф­фициент поглощения гамма-излучения;

σ— плотность вещества.

Причиной ослабления потока гамма-излучения является взаи­модействие гамма-квантов с электронами и ядрами атомов веще­ства. Вероятность взаимодействия определяется величиной μ0, зависящей от заряда Z и атомного номера А атомов, а также от энергии излучения Е. Кроме того, вероятность взаимодействия пропорциональна плотности вещества σ. Произведение σμ0=μ называется линейным коэффициентом поглощения. Для горных пород с плотностью σ=2,5 г/см3 и излучением с энергией 0,5 МэВ коэффициент μ≈0,2 см-1. Из формулы (1) и этих данных сле­дует, что при прохождении гамма-квантов с такой энергией через горные породы поток излучения будет ослабляться в е раз, т. е. примерно в 2,72 раза на каждые 5см пути.

Основными видами взаимодействия гамма-излучения с веще­ством  является  образование  электрон-позитронных   пар,   фотоэффект и эффект Комптона.

Эффект образования пар проявляется при очень высоких энер­гиях гамма-квантов (выше 5..10 МэВ для атомов горных пород). При этом гамма-квант, взаимодействуя с ядром атома, исчезает, образуя в поле ядра пару электрон-позитрон.

При фотоэффекте гамма-квант передает всю свою энергию од­ному из электронов внутренней оболочки, т. е. полностью погло­щается. Вероятность фотоэффекта резко увеличивается с увели­чением Z и уменьшением энергии излучения. Поэтому примеси в породе, или скважине элементов с большим атомным номером оказывают существенное влияние. В веществах, содержащих элементы с Z < 20, для гамма-излучения с Е > 200 кэВ влияние фотоэффекта очень мало.

При эффекте Комптона электрону передается часть энергии гамма-кванта; при этом гамма-квант изменяет направление движения (рассеивается). Этот вид взаимодействия является основным для излучения с энергией 0,1-1 МэВ, распространяющегося в  среде, содержащей легкие (Z < 20) элементы. После нескольких актов рассеяния энергия кванта уменьшается до величины, при которой он поглощается за счет фотоэффекта. Число актов рассея­ния до поглощения для квантов с начальной энергией Е = 0,5..1 МэВ, проходящих через горные породы, составляет в сред­нем 6-8. Вероятность эффекта Комптона на пути гамма-кванта пропорциональна количеству электронов в единице объема среды. Используя таблицу Мен­делеева, можно подсчитать, что отношение Z/A для элементов с Z < 20 (кроме водорода) с точностью до 3% равно 0,5. Таким образом, вероятность рассеяния гамма-квантов пропорциональна с указанной точностью только плотности горных пород.

При проведении ГГК в скважину опускается измерительная установка, состоящая из источника и детектора гамма-излучения, разделенных свинцовым экраном. Экраном поглощаются те гамма-кванты, которые распространяются по прямой линии от источ­ника до детектора. Гамма-кванты, проникающие в породу, рас­сеиваются на электронах, входящих в состав атомов пород, часть из них после нескольких актов рассеяния попадает в детектор и регистрируется. Чем больше плотность пород, тем меньше гамма-квантов приходит в детектор.

Плотность горных пород в разрезах нефтяных и газовых сква­жин изменяется от 2 до 3 г/см3, а плотность ПЖ — от 1 до 1,5 г/см3. Если не принимать специальных мер, большая часть гамма-излу­чения будет проходить по стволу скважины, а не по породе. Поэтому источник и детектор обычно Прижимаются к стенке и экрани­руются от скважины свинцом. С целью улучшения параметров измерительной установки в некоторых приборах излучение источ­ника и регистрируемое излучение коллимируются, т. е. направ­ляются в породу (или из породы к детектору) под заданными уг­лами с помощью свинцовых экранов с соответствующим образом расположенными окнами, заполненными легкими веществами (на­пример полиэтиленом).

В качестве источника гамма-излучения в приборах ГГК у нас и за рубежом чаще всего используется радиоактивный изотоп це­зия (137Cs) с периодом полураспада 26 лет и энергией гамма-квантов 0,662 МэВ. Активность применяемых источников (0,5-2) 1010 расп./с, т. е. 50—200 мг-экв-радия.

Для регистрации излучения используются в основном сцин­тилляционные детекторы, состоящие из кристалла йодистого на­трия, активированного таллием, Nal(Tl) и фотоэлектронного умножителя. В детектор попадают гамма-кванты, испытывающие в породе 6-8 актов рассеяния. Так как каждый акт сопровождаётся потерей энергии, регистрируемое излучение имеет значительно меньшую энергию по сравнению с начальной. При этом число при­ходящих в детектор гамма-квантов с малой энергией (Е < 200 кэВ) зависит не только от плотности пород, но и от их состава, опреде­ляющего вероятность фотоэффекта. Для того чтобы аппаратура ГТК достаточно точно измеряла σ, необходимо исключить влияние на показания прибора состава пород. Для этого достаточно ре­гистрировать гамма-кванты с энергией более 200 кэВ, при которой показания ГГК в различных породах с одинаковой σ практически не различаются. Эта задача может быть решена путем использова­ния гамма-спектрометров, однако более простым способом, чаще применяемым на практике, является экранировка детектора слоем свинца, поглощающего мягкую компоненту излучения. Такие измерения жесткой составляющей рассеянного гамма-излучения называют плотностным гамма-гамма-каротажем (ГГКП).

Расстояние между серединой источника и серединой индика­тора в приборе называют длиной зонда L (полная длина зонда). В коллимированных системах вводится также длина зонда L1, равная расстоянию между ближайшими сторонами коллимацион­ных окон источника и индикатора. Оптимальная длина зонда при используемой активности источника и применяемых детекторах лежит в пределах 30-50 см. Зависимости логарифма зарегистри­рованной интенсивности I гамма-излучения от плотности среды lg I= f(σ) для указанных L линейны. Линейность нарушается для зондов небольшой длины в породах с малой плотностью.

Основным недостатком описанных измерительных установок является искажение результатов, возникающее при наличии между прибором и стенкой скважины промежуточной среды, на­пример глинистой корки или слоя ПЖ в кавернозной части ствола. Так как плотность промежуточной среды намного меньше плот­ности пород, измеряемые по ГГКП значения плотности занижа­ются. Погрешность возрастает с уменьшением длины зонда L. Сильное влияние промежуточной среды объясняется малой глу­бинностью ГГК. Так, при длине зонда L = 30см 90% регистри­руемого излучения поступает от слоя пород толщиной 10-12 см, а при L = 12-15 см — от слоя всего 6—7 см.

Для исключения влияния промежуточной среды на практике используют измерительные установки с двумя зондами ГГК от­носительно большой и малой длины. Из-за разной глубинности регистрируемые детекторами этих зондов значения ГГК при на­личии промежуточной среды искажаются неодинаково. Поэтому при раздельном определении плотности пород по результатам из­мерения двумя зондами получаются два различных значения ка­жущейся плотности σк1 и σк2. Каждое из них равно истинной плотности пород σ, уменьшенной на влияние промежуточной среды, которое можно также выразить в единицах плотности  σ1 и  σ2.

Основы нейтронного каротажа (НК).

Так же как и гамма-кванты нейтроны характеризуются энергией Е, измеряемой в МэВ или эВ. Энергия связана со скоростью нейтрона υ (пропорциональна υ2). Различают быстрые нейтроны с энергией 1 - 15 МэВ, промежуточные — 1 МэВ - 10 эВ, медленные, или надтепловые,— 10 - 0,1 эВ и тепловые найтроны со средней энергией 0,025 эВ. На основе реакций, происходящих при облучении бериллия α-частицами [при применении распространенных в промысловой геофизике полоний-бериллиевых (Ро-Ве) и плутоний-бериллиевых (Pu-Ве) источников], получаются нейтроны широкого спектра — от 1 до 10МэВ, в среднем 4—5 МэВ. Нейтроны, излу­чаемые ускорительной трубкой импульсного генератора, имеют энергию 14МэВ, Источников медленных и тепловых нейтронов нет. Активность источников определяют по выходу нейтронов в 1 с. В промыслово-геофизической практике применяются источ­ники с выходом (5-10)-106 нейтр./с.

При облучении вещества потоком нейтронов последние, проле­тая вблизи ядер атомов; взаимодействуют с ядрами. Основными видами взаимодействия являются упругое рассеяние нейтрона на ядре с потерей части энергии (т. е. замедление нейтрона) и захват (поглощение) нейтрона ядром. Некоторые ядра при захвате ней­трона становятся радиоактивными, в этих случаях взаимодействие называют активацией. Вероятность взаимодействия нейтро­нов с ядрами атомов разных элементов неодинакова и выражается через сечение данного процесса (рассеяния, захвата, активации).

Для нейтронов с энергией от нескольких МэВ до 0,1 эВ основ­ным видом взаимодействия является упругое рассеяние, т. е. столкновение нейтрона с ядром, передача нейтроном части своей энергии ядру (замедление) и изменение направления движения нейтрона (рассеяние). Замедляющая способность определяется се­чениями рассеяния входящих в состав пород элементов, их коли­чеством в единице объема и средней потерей энергии на 1 акт рас­сеяния. Сечения рассеяния для большинства элементов в породах близки друг к другу, однако средняя потеря энергии при рассея­нии сильно зависит от характеристики рассеивающего ядра. При упругом столкновении двух тел передача энергии от одного тела к другому тем больше, чем они ближе по массе. Масса ядра водо­рода (протон) близка к массе нейтрона, поэтому водород лучше остальных элементов замедляет нейтроны. При наличии в породах даже небольшого (5-7%) количества воды или нефти, содержа­щих относительно много водорода (порядка 10% по массе), за­медление происходит в основном на ядрах водорода. Одним из основных нейтронных параметров среды является Lз длина замедления нейтронов. Длиной замедления назы­вается среднее расстояние по прямой линии от места вылета ней­трона до места, где он замедлится до тепловой энергии. Длина замедления тем меньше, чем больше со­держание в породе воды или нефти, т. е. чем больше пористость kп пород. Длина замедления в нефти примерно такая же, как в воде, и не зависит от минерализации воды.

Атомы и молекулы, входящие в состав вещества, находятся в тепловом движении. Скорости их приблизительно соответствуют энергии 0,1 эВ. Поэтому нейтроны, замедлившиеся до таких энер­гий, участвуют в тепловом движении ядер, т. е. по-прежнему стал­киваются с ними, но энергии в среднем не теряют и не приобре­тают. Этот процесс называется диффузией, а нейтроны с та­кой энергией — тепловыми нейтронами. В области тепловых энергий становится большой вероятность захвата ней­тронов. В конечном счете все нейтроны захватываются ядрами атомов. Среднее расстояние по прямой, которое проходит нейтрон от места замедления до места захвата, называется диффу­зионной длиной. Диффузионные длины обычно значи­тельно меньше длины замедления. Среднее время между замедле­нием и захватом называется средним временем жизни тепловых   нейтронов и обозначается τ.

В результате захвата теплового нейтрона ядром образуется изотоп исходного элемента, при этом атомная масса увеличивается на единицу.

В зависимости от того, каким ядром поглотился ней­трон, новое ядро может быть стабильным или радиоактивным. При захвате нейтрона ядром всегда выделяется энергия (энергия связи нуклона в ядре) обычно в виде одного или нескольких гамма-квантов. Излучающая способность ядер неодинакова. На­пример, водород 1Н, захватив нейтрон, превращается в дейте­рий 2Н, при этом излучается один гамма-квант с энергией 2,2 МэВ; хлор 35Cl образует изотоп 36Cl, при этом излучается в среднем 3,1 гамма-кванта с суммарной энергией около 8 МэВ, большая часть элементов, входящих в горные породы, излучает 2-4 кванта на захват с общей энергией 7-10 МэВ.

Области применения нейтронного каротажа.

Различные моди­фикации НК применяются для изучения либо замедляющих, либо поглощающих свойств пород. Как показано выше, замедляющие свойства определяются в основном содержанием водорода в поро­дах, которое для нефтеносных и водоносных пластов, не содержа­щих глин и гипса, пропорционально общей пористости пород. Поэтому НК часто называют каротажем пористости. Поглощаю­щие свойства пород зависят от содержания в них сильных погло­тителей нейтронов — чаще всего хлора. На месторождениях вы­сокой минерализацией ПВ водоносные пласты содержат хлора больше, чем нефтеносные, что создает предпосылки для их разде­ления по этому признаку.

Нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННК-нт).

Метод основан на из­мерении по стволу скважины потока нейтронов, замедлившихся до энергии несколько выше тепловой, порядка единиц эВ. При проведении ННК-нт в скважину опускается зонд, состоящий из источника быстрых нейтронов и детектора медленных нейтронов, разделенных экраном из материала с большим содержанием водо­рода (например, полиэтилена). Для регистрации медленных ней­тронов применяются сцинтилляционные детекторы ЛДНМ или пропорциональные счетчики нейтронов, экранированные тонким слоем кадмия, интенсивно поглощающего тепловые нейтроны и свободно пропускающего медленные нейтроны с энергией больше 0,5 эВ. Длина зонда выбирается так, чтобы она была больше макси­мальной для пород длины замедления, т. е. L ≥ 25-З0 см. С уве­личением длины зонда увеличивается чувствительность к литотипам пород, характеризуемым длиной замедления. Однако с уве­личением длины зонда скорость счета падает. Поэтому на прак­тике используются зонды длиной 25—50 см. При проведении ис­следований в скважине быстрые нейтроны, излучаемые источни­ком, рассеиваются ядрами элементов, входящих в состав пород и ПЖ, замедляются и частично доходят до детектора, который их регистрирует. Чем больше водорода в породе, тем меньше длина замедления нейтронов и, следовательно, тем менее вероятно, что нейтрон дойдет до детектора. Поэтому с увеличением водородосодержания пород (т. е. их пористости) регистрируемые значения уменьшаются. Недостаток метода ННК-нт по сравнению с дру­гими нейтронными методами заключается в сильном влиянии промежуточной среды - глинистой корки или ПЖ в кавернозных участках ствола скважины. Уменьшить это влияние можно с по­мощью двухзондовой установки ННК-нт, аналогичной установке ГГКП. Отношение значений ННК-нт для каналов малого и боль­шого зондов линейно связано с величиной, обратной длине за­медления нейтронов, т. е. 1/Lз.

Нейтрон-нейтронный каротаж по тепло­вым нейтронам (ННК-т).

Принципиальная схема измере­ний при ННК-т такая же, как при ННК-нт, однако детектор при ННК-т не экранируется кадмием. Длины зондов ННК-т и ННК-нт приблизительно одинаковы. Физические процессы, происходящие при ННК-т, отличаются от физических процессов при ННК-нт тем, что получаемые результаты определяются не только пара­метрами замедления быстрых нейтронов, но и диффузионными параметрами. Поэтому интерпретация данных ННК-т менее одно­значна, чем интерпретация данных ННК-нт. Это частично компен­сируется большей скоростью счета и меньшим влиянием проме­жуточной среды, находящейся между прибором и стенкой сква­жины. При отсутствии в породах и ПЖ элементов с большим сече­нием захвата тепловых нейтронов, например хлора и бора, зависимость значений ННК-т от пористости пород ка­чественно такая же, как значений ННК-нт. Содержание в поро­дах, ПВ и ПЖ указанных элементов приводит к искажениям этой зависимости. Для уменьшения влияния диффузионных свойств пород и ПЖ в последние годы начинают применяться двухзондовые измерительные установки с источником и двумя детекторами нейтронов, расположенными на разных расстояниях от источника. При их использовании обычно регистрируется отношение данных ННК-т, измеряемых по каналам малого и большого зондов.

Нейтронный гамма-каротаж (НГК).

При про­ведении НГК по стволу скважины измеряется поток гамма-излу­чения, сопровождающего захват тепловых нейтронов в породах и ПЖ. Этот вид НК получил широкое распространение и до настоящего времени является основным, что объясняется главным образом относительной простотой аппаратуры, особенно при использований газоразрядных счетчиков. Физические процессы, про­исходящие при НГК, усложнены по сравнению с физическими процессами при ННК, так как кроме длины замедления нейтронов и диффузионных параметров существенную роль в формировании результата измерений играют средняя излучающая способность ядер исследуемой среды и ее объемная, плотность, определяющая коэффициент поглощения гамма-излучения. Однако при измерении пористости метод НГК в ряде случаев дает удовлетворитель­ные результаты. Объясняется это тем, что влияние излучающей способности ядер и плотности пород также является монотонно изменяющейся функцией  пористости.

Особенности  влияния  диффузионных  свойств   пород  заклю­чаются в следующем. В детектор  приходят гамма-кванты, возни­кающие в результате захвата нейтронов в породах (излучение по­род Iп), а также в ПЖ, глинистой корке, корпусе прибора, экранах, размещенных в приборе (излучение скважины Iс). Присут­ствие в пластовых водах или породах хлора, имеющего большое сечение захвата и высокую по сравнению с водородом излучающую  способность,   приводит  к  повышению  Iп  и  снижению Iс. Если хлор содержится в ПЖ, возрастает компонента Iс. Суммар­ное влияние хлора зависит от соотношения Iс/ Iп. Соотношение Iс/ Iп определяется конструкцией прибора и может регулироваться для увеличения или уменьшения влияния диффузионных свойств пород.

В измерительных установках ДРСТ, применяющихся при про­ведении НГК, параметры выбраны так, чтобы влияние диффузион­ных свойств было минимальным. Для этого детектор имеет трех­слойную экранировку. Внешним экраном служит слой свинца для поглощения мягкой компоненты гамма-излучения. Ближе к детектору размещается экран из кадмия, обеспечивающий уве­личение вклада излучения скважины Iс от нейтронов, выходящих из пласта в скважину. На самом детекторе установлен экран из карбида бора, поглощающий тепловые нейтроны, которые могут активировать натрий и йод в кристалле йодистого натрия, созда­вая этим фон,  искажающий результаты измерений.