СКАЧАТЬ:  pgmp.zip [1,01 Mb] (cкачиваний: 152)

НЕЙТРОННЫЙ   ГАММА-МЕТОД

Нейтронные гамма-измерения проводятся при помощи скважин-ной установки включающей источник нейтронов и расположенный на расстоянии длины зонда Ь^ индикатора гамма-излучения рис. 104).

Существенное влияние на величину /„,, оказывает длина зонда. При малых, длинах зонда с увеличением объемного водородосодержа-ния ш горных пород интенсивность /,,,,, повышается, при болыш

214

зондах — понижается. Зонд размером, при котором имеет место указанное изменение характера связи /„₇ = / (ш), называется ин­версионным. Зонды размером меньше расстояния от источника нейтронов до начала зоны инверсии называются доинверси-о к н ы м и, а больше расстояния от источника до конца зоны ин­версии — за инверсно н ны ми.

Изменение размера зонда влияет на глубинность исследования

нейтронного гамма-метода. С увеличением размера зонда глубинность

возрастает,   затем   достигает   некоторого   максимального   значения

и начинает уменьшаться. Для исследования пород разного состава

размеры   зондов   максимальной   глубинности   несколько   различны:

б   для терригенных отложений 45—50 см, для карбонатных 60—70 см.

В практике радиометрических работ в качестве стандартного зонда

НГМ   обычно   используется   заинверсионный   зонд  промежуточного

'^:  размера с Ь,,.? = 60 см.

Глубинность (радиус) исследования нейтронного гамма-метода невелика — порядка 20—40 см, причем она уменьшается с повыше­нием объемного водородосодержания горных пород и содержания в них элементов с аномально высоким сечением радиационного захвата тепловых нейтронов; таким образом, глубинность НГМ по разрезу скважины есть величина переменная. Она больше в низко­пористых чистых песчаниках, плотных карбонатных, газоносных пластах, меньше — в высокопористых породах, насыщенных нефтью Ц или водой, глинистых осадках и гипсах.

При работе с заинверсионными зондами показания нейтронного |'   гамма-метода находятся в обратной зависимости от водородосодер­жания  (рис. 105, а)  близкой к  экспоненциальной.  В  тех  случаях, когда поровое пространство  горных пород заполнено минерализо-> . ванной   жидкостью,   изменение   их   объемного   водородосодержания г   сопровождается одновременным изменением содержания в породах '    и водорода, и хлора, что отражается на характере связи 1_пу = / (ш) (рис. 105, б). На величину 1_Пу в этом случае основное влияние оказы-| вает   изменение   хлоросодержания   пород,   пропорционального   при данной минерализации пластовых вод коэффициенту открытой пори­стости.

Таким образом, на показания НГМ влияют и водородосодержание, ;  и хлоросодержание, причем по-разному: при повышении водородо­содержания показания 7_и1, уменьшаются, а при повышении хлоро­содержания — увеличиваются. Это обстоятельство необходимо учи­тывать при интерпретации данных НГМ.

Показания нейтронного гамма-метода в большой степени зависят
от конструкции глубинного прибора и. скважинных условий.
:      Дифференцирующая способность НГМ горных пород по водородо-

содержанию возрастает с увеличением толщины и плотности фильтра между  источником нейтронов  и  индикатором  гамма-квантов,   при окружении иидикатс-ров кадмиевым экраном, а также при увеличе-.:-Нии диаметра гильзы прибора.

С увеличением толщины фильтрующего  экрана  снижается  фон °^т  прямого   гамма-излучения   нейтронных   источников.   В   качестве

215

фильтра   используют   свинец,   который   хорошо   поглощает   гамма-кванты.

При окружении индикаторов кадмием в регистрируемой величине 1'п\ рег появляется составляющая от взаимодействия тепловых ней­тронов с кадмиевым окружением 1_пу са, пропорциональная плотности тепловых нейтронов, которая определяется водородосодержанием и хлоросодержанием.

При увеличении диаметра гильзы прибора уменьшается толщина слоя промывочной жидкости в скважине близ него, что эквивалентно уменьшению диаметра скважины.

На абсолютную величину регистрируемой интенсивности 1_п^ основное влияние оказывает изменение толщины слоя водородо-содержащего вещества — заполнителя скважины (промывочная жидкость, глинистая корка, цемент), окружающего глубинный прибор. С увеличением толщины этого слоя величина /,_1у во всех случаях снижается, причем наиболее резко против сред с малым водородосодержанием. Заметно влияет на величину /^ также изме­нение концентрации С_р этого раствора по хлору: с повышением С_р величина /„-,, возрастает.

В случае обсадки скважины стальной колонной и наличия в ее затрубном пространстве цемента или промывочной жидкости реги­стрируемая интенсивность /„_{7 рег} снижается. Величина этого сни­жения зависит от соотношения диаметров колонны и скважины, толщины стенок колонны и в наибольшей степени от ее положения в скважине — эксцентриситета. Определить последний в реальных условиях измерений трудно.

Кроме перечисленных факторов, на чувствительность нейтронного • гамма-метода к хлоросодержанию горных пород очень влияет зона проникновения фильтрата промывочной жидкости. В связи с про­никновением в пласты слабоминерализованного фильтрата погло­щающие свойства горных пород резко снижаются. В тех случаях, когда радиус зоны проникновения фильтрата превышает глубинность исследования, нейтронный гамма-метод практически не чувствителен к изменению хлоросодержания горных пород. Вследствие этого исследования НГМ с целью изучения хлоросодержания пород про­водят только в обсаженных скважинах, простоявших достаточно длительное время, после чего под действием диффузионных и грави­тационных сил в прискважинной зоне восстанавливается первона­чальное распределение хлора.

Аппаратура и методика исследования нейтронным   гамма-методом

Наиболее широко при радиометрических исследованиях скважин применяется двухканальная радиометрическая аппаратура типа ДРСТ, рассчитанная на измерения интегральных интенсивностей гамма-излучения и нейтронного излучения и предназначенная для изучения скважин методами ГМ, ГГМ, НГМ и ННМ. С помощью аппаратуры ДРСТ осуществляется одновременное измерение двух

216

величин — ГМ и ГГМ, ГМ и НГМ или ГМ и ННМ. Изменение ком­плекса производится при смене зонда и источников излучения. Аппаратура типа ДРСТ состоит из двухканального скважинного прибора и наземной части, включающей панель управления и блок ••     питания.  Скважинный прибор  представляет  собой двухканальный ;•     сцинтилляционный     радиометр,     имеющий     два     измерительных канала (рис. 106). Один из них служит для регистрации кривых ГМ, а второй (со сменными детекторами) — кривых ГГМ, НГМ и ННМ.

В  приборе   использованы   сцинтилляционные      <->( г4

счетчики, состоящие   из  кристаллов  Ка!(Т1)  для      /у ^

;     регистрации       гамма-излучения,      и      счетчики  Гил

::     ЛДНМ-П-3 для   регистрации   нейтронного   излу- '—]—'

I   чения.                                                           ^^Ш^

В канале ГМ со   счетчика   1 импульсы посту-        /л \\м.

|     пают на   усилитель   2 и   далее   на   амплитудный   (1—-^

•      дискриминатор 3, который  на фоне  соответствен-
I     ных шумов ФЭУ и других помех выделяет полез-      пН

I     ные сигналы, формируя их  по  длительности, оп-      ||   ^ПЛ

тимальной для передачи по кабелю (40 мкс) через        _^]ЛГ1
смеситель 7 и выходной каскад 5.                р*Т_1_Г   I

В канале НГМ (ГГМ, ННМ) счетчик меняется         л.     тг[ 5 |
в зависимости от вида исследования. Со счетчика      |

|     /' импульсы поступают на усилитель 2'   и далее     [з]         Г^~| на    амплитудный   дискриминатор    9'.    С   целью     ^~^         '—Н

уменьшения времени и увеличения скорости счета     г-Ц ,  , ,—Ц

в канале длительность   импульсов, формируемых     ЦМ I ^ I I ^ I
дискриминатором, выбрана равной 10 мкс. Далее     ^1        1^

импульсы поступают на триггер 5,   осуществляю-     Г/1—I—I /' I
щий пересчет на два,   и   нормализатор 6, форми-      р^      ^_гм

рующий их по   длительности   и   амплитуде   для      (ГТМННМ)

передачи по кабелю. С выхода  нормализатора им­пульсы отрицательной полярности поступают на     ^Рис-   ¹⁰⁶-    Блок-смеситель  7 и далее  на  кабель через   выходной    ^СХе^_па^ап^рст^УРЫ каскад 8.

В смесителе происходит смешивание сигналов, поступающих с обоих каналов. Кроме того, он выполняет роль блокирующего устройства, в котором импульсы с более ценной информацией имеют преимущественное прохождение. Так, при одновременном приходе импульсов от обоих каналов на выходной каскад проходит только импульс ГМ, а импульс канала ГГМ полностью подавляется. Пре­имущественное прохождение импульсов канала ГМ вызвано тем, что от канала ГМ поступает, как правило, намного меньше информа­ции, чем от канала ГГМ (НГМ, ННМ), следовательно,, влияние канала ГМ на ГГМ составляет доли процента.

Выходной каскад 5, представляющий собой катодный повторитель с трансформаторным выходом, служит для усиления выходных сигналов и согласования выходного сопротивления скважинного прибора с сопротивлением кабеля. Поступающие в кабель импульсы имеют одинаковую длительность, но разную полярность. Импульсы,

217

проходящие от двух каналов прибора, во входном блоке измери­тельной наземной панели ИП разделяются и после соответствующей обработки в панели информации регистрируются.

Питание скважинного прибора осуществляется постоянным то­ком. Для питания ФЭУ счетчиков 1 т 1' служит высоковольтный преобразователь 4. Электронная схема скважинного прибора смон­тирована в корытообразном шасси. В верхней части шасси находятся детекторы канала ГМ, а в нижней — сменные детекторы ГГМ, НТМ и ННМ. Шасси с электронной схемой заключено в стальной корпус нижняя часть которого заканчивается замком для присоединения к прибору зондового устройства с гамма-источником или нейтронным источником. Смена счетчиков излучений производится после извле­чения шасси из кожуха.

Аппаратура ДРСТ рассчитана на работу в комплексе с серийными геофизическими станциями, имеющими не менее двух каналов реги­страции кривых и геофизический кабель любого типа длиной до 5000 м.

Скважинные приборы нормально работают при изменении темпе­ратуры от —10 до +120° С и выдерживают гидростатическое давле­ние до 10⁸ Па. Термостатирование достигается применением сосудов Дюара или использованием термостойких ФЭУ и детекторов излу­чения.

При выбранном размере зонда мощность источника нейтронов должна быть такой, при которой скорость счета в канале НГМ пре­вышала бы скорость счета естественного гамма-излучения в 10— 15 раз, но не достигала максимально допустимой для самого грубого диапазона аппаратуры. Обычно этому условию удовлетворяют источ­ники нейтронов мощностью (4—10)-10⁶ нейтр./с.

При выборе скорости измерений и постоянной времени интегри­рующей ячейки т_я интегратора руководствуются теми же соображе­ниями, что и в методе ГМ. Скорость перемещения снаряда в нефтяных и газовых скважинах устанавливают такую же, как и при ГМ. поскольку кривые ГМ и НГМ обычно записывают одновременно. Величина т_я должна быть такой, при которой среднеквадратичная погрешность измерений за счет сглаживания кривых и влияния статистических флуктуации не превышает 3%. Масштаб глубин устанавливается 1: 200 в интервале продуктивной толщи и 1 : 500 в других частях разреза.

При специальных работах по отбивке ВНК, ГВК, ГНК, а также решении других задач нефтепромысловой геологии в нефтяных и газовых скважинах и при исследованиях в рудных скважинах методики выбора скорости перемещения прибора, постоянной вре­мени т_я и масштаба глубин несколько различаются [11].

Масштаб записи кривой НГМ выражают в имп/мин-см, условных единицах или в единицах вида /„^ _и (см. § 40). Для определения услов­ной единицы используют эталонировочное устройство, представля­ющее собой бак диаметром 0,8 м и высотой 1,75 м, заполненный водой минерализацией не более 0,5 г/л. Скважинный прибор располагают по центру бака так, чтобы нейтронный источник и индикатор нахо-

218

где /пу_1Кб, /_п?, „в — скорости счета в эталонировочном устройстве, (баке) и в воздухе при подсоединенном источнике; /^б, /v, з—тоже, без источника.

Масштаб записи кривой НГМ в нефтяных и газовых скважинах зависит от пористости пород и диаметра скважины: в карбонатных и хемогенных разрезах с минимальной пористостью пластов 1—2% в скважинах диаметром 150—200 мм масштаб записи кривой НГМ устанавливается равным 0,,3—0,4 усл. ед./см, в скважинах диаметром 250—300 мм — от 0,2 до 0,3 усл. ед./см; в песчано-глинистых раз­резах с минимальной пористостью более 10% масштаб кривой НГМ равен 0,1 усл. ед./см.

Ла диаграммах радиоактивных методов исследования разрезов скважин могут наблюдаться аномалии, связанные не с изменением радиоактивных свойств горных пород, а с помехами производства радиометрических работ. К основным помехам относятся флукту­ация интенсивности измеряемого излучения, нестабильный режим работы аппаратуры, утечки тока в кабеле, скважинных приборах и наземных панелях, космическое излучение, непостоянство сква­жинных условий.

Регистрируемые радиоактивные излучения носят неравномерный статистический характер, поэтому замеряемые интенсивности ней­тронного излучения и гамма-излучения подвержены статистическим флуктуациям, характеризующимся среднеквадратичной погреш-

где /_ср — средняя скорость счета регистрируемого излучения против изучаемого пласта; Ь, — мощность пласта; v — скорость подъема скважинного прибора.

Влияние статистических флуктуации легко обнаружить по резкой изрезанности кривых и неповторяемости их при контрольных изме­рениях. Среднеквэдратическая погрешность измерений в нефтя­ных, газовых и рудных скважинах при поисковых исследованиях не должна превышать 5%, при детальных — 3% [12]. Снижения статистических флуктуации измерения достигают путем увеличения постоянной интегрирования т_я, а также использования нейтронных источников и гамма-источников с большим выходом излучаемых частиц.

Искажения   кривых   радиометрии,   связанные    с   режимом    ра­боты аппаратуры,   могут  быть   обусловлены недопустимо   большой

219

- скоростью подъема скважинного прибора, большим собственным фо­ном газоразрядных счетчиков и их разбросом по чувствительности,, неправильным выбором уровня дискриминации и предела измерений наземной панели, неточностью градуировки и т. д.

Искажения диаграмм радиометрии скважин, связанные с утеч­ками тока, выражаются в завышении или занижении регистрируемой интенсивности вплоть до полной потери скорости счета в канале.

Влияние технического состояния скважины на кривые радио­метрических исследований скважин подробно рассмотрены ниже при описании каждого метода радиометрии.

Искажения диаграмм радиоактивных методов исследования сква­жин обнаруживаются при сопоставлении их с диаграммами типового геолого-геофизического разреза и неповторяемостью их при кон­трольных замерах. Помехи при радиоактивных методах исследования скважин и меры их предотвращения подробно описаны в ра­ботах [9, 14].

Кривые НГМ

Интерпретация диаграмм нейтронного гамма-метода начинается с расчленения разреза и выделения пород с различным водородо-содержанием. При этом необходимо учитывать, что в пластах высо­кого водородосодержания величина 1_пу значительно зависит от поглощающих свойств пород, а в пластах низкого водородосодержа­ния влияние замедляющих свойств на величину 7„_у, наоборот, доми­нирует.

Поскольку при работе с зондами большой длины (заинверсион-ными) наблюдается обратная связь 7„₇ с водородосодержанием,, породы, имеющие в своем составе большое количество водорода^ отмечаются низкими показаниями НГМ, а породы с малым водородо-содержанием — высокими показаниями.

Необходимо помнить, что на показания НГМ, как и всех других нейтронных методов, оказывает влияние весь водород, независимо от того, в каком химическом соединении он находится, поэтому глины и гипсы фиксируются низкими показаниями /_П1>. В той или иной степени это обусловлено также обычно наблюдаемым против глинистых пород увеличением диаметра скважины (кавернами).

Необходимо учитывать и содержание элементов с высоким сече­нием захвата тепловых нейтронов, и энергию гамма-квантов, обра­зовавшихся в результате взаимодействия нейтронов с ними (см. § 46).

Зарегистрированные кривые НГМ, так же как и кривые ГМ_Ж искажаются влиянием инерционности измерительной аппаратуры.

Границы пластов с повышенными показаниями 1_п-$ определяют с достаточной для практики точностью по началу крутого подъема кривой (подошва пласта) и по началу крутого ее спада (кровля пласта). Для пластов с пониженными показаниями 7„_у — соответ­ственно по началу спада и по началу подъема кривой (см. рис. 95).

Зарегистрированные амплитуды 7„_т против пластов ограниченной

220

где 7„_{1;> п} и 7„_{т> с} — интенсивности гамма-излучения при радиацион­ном захвате нейтронов в исследуемой породе и в скважине (про­мывочной жидкости, обсадных колоннах и цементе); 7₇ — интенсив­ность гамма-излучения пород, колонны, цемента и промывочной жидкости, регистрируемая каналом НГМ; 7_Т7 — интенсивность рас­сеянных породой гамма-квантов источника нейтронов; 7_{У> ф} — ин­тенсивность гамма-фона прибора и источника нейтронов.

Исследование разрезов скважин НГМ основано на изучении интенсивности 7„_т_ _п, возникающей в результате радиационного захвата нейтронов горной породой. Остальные составляющие в дан­ном случае являются помехами и должны быть по возможности исключены.

Интенсивность естественного гамма-излучения регистрируется гамма-методом, который применяется обычно одновременно с НГМ, поэтому интенсивность 7_Т может быть вычтена из регистрируемой 7„_{у рег}. При этом следует учитывать различие чувствительности каналов ГМ и НГМ, которое устанавливается экспериментально.

Учет остальных составляющих регистрируемой интенсивности 7„_грег представляет определенные трудности, и они не полностью исключаются. С целью максимального их исключения при интер­претации данных НГМ обычно используют относительные единицы и единицы двойного разностного параметра — /_пу и АУ„_Г (см. § 40).

В зависимости от конкретных геологических условий в качестве опорных пластов можно использовать или неглинистые породы с по­ристостью ниже 3% (плотные карбонаты, ангидриты, некоторые типы изверженных пород), или чистые глины с достаточно постоянным водородосодержанием (44% Н₂0), или породы с содержанием бора„ превышающим 2—3%, или каверны против глин и гидрохимических осадков с диаметром более 60 см (при центрированном положении прибора) (см. рис.95). При интерпретации данных НГМ исполь­зуется также вероятностная нормализованная единица 7„_{7 н} (см. § 40).

Области применения нейтронного гамма-метода и решаемые   им   геологические задачи

Нейтронный гамма-метод применяют для литологического рас­членения горных пород, выделения пластов-коллекторов и определе­ния их пористости, отбивки водоыефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК) и газонефтяного (ГНК) контактов, а также для выявления элементов с высоким сечением захвата тепловых нейтронов.

Цитологическое расчленение разреза по кривым НГМ основано на различии показаний интенсивности радиационного захвата против пород с разным водородосодержанием (см. рис. 95).

221

Объемное водородосодержание чистых песчаников и карбонатов зависит в первую очередь от их пористости, поэтому по данным НГМ в этих условиях можно оценивать их пористость. В случае заглинд-зированных или загипсованных горных пород при установлении ' пористости по НГМ необходимо учитывать влияние водорода, находя­щегося в глинистом материале и гипсе. При этом следует принимать во внимание минерализацию пластовых вод, так как при повышенной минерализации по хлору показания НГМ против высокопористых разностей пород будут завышены. В этом случае пористость можно определять методом радиационного захвата тепловых нейтронов или по водородосодержанию или по хлоросодержанию, используя специальные методики проведения скважинных исследований и ин- | терпретации полученных данных [9]. Однако метод радиационного захвата недостаточно чувствителен к изменению пористости в области малых (менее 5%) и больших (более 20%) ее значений, на его резуль­таты искажающе влияют глинистость и загипсованность'пород

Отбивка ГВК и ГНК по данным НГМ основана на различии ; объемного водородосодержания в газоносной и водоносной или нефтеносной частях разреза. Это обусловлено тем, что газ в пласте имеет водородосодержание в 623//> раз и плотность в 1340/р раз меньше, чем вода и нефть (р — давление газа в пласте), поэтому газоносные пласты при отсутствии зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости или при ее небольших размерах фикси­руются на кривых НГМ повышенными показаниями (рис. 107).

При наличии неглубоких зон проникновения или при неполном их рассасывании хорошие результаты при выделении газоносных пластов дает нейтронный гамма-метод с двумя зондами разной длины (боковое нейтронное зондирование). Обычно при таких исследова­ниях выполняют один замер НГМ зондом длиной Ь_пу = 35—40 см и второй замер — зондом длиной 1_п-у = 70—80 см. В этом случае против газоносных пластов наблюдается превышение показаний /„,, большого зонда над 1_пу малого зонда, так как с увеличением длины зонда в этих пределах увеличивается радиус зоны исследования НГМ, а с повышением глубинности исследования уменьшается водородосодержание среды за счет увеличения газосодержания в пласте по мере удаления от скважины (рис. 108). Если зоны про­никновения фильтрата промывочной жидкости в газоносные пласты глубокие, то хорошие результаты дают повторные исследования НГМ через продолжительное время в обсаженных скважинах (вре­менные замеры), когда в околоскважинном пространстве восстана­вливается первоначальное распределение водорода.

Водонефтяной контакт определяется НГМ не по водородосодержа­нию, а по хлоросодержанию, так как различие в содержании водорода в нефти и в воде мало (около 3%) и не может быть зарегистрировано нейтронным гамма-методом в скважинных условиях. Одним из важнейших условий определения ВНК по данным НГМ является высокая минерализация пластовых вод (более 100—150 г/л) и по­стоянство литологических и .коллекторских свойств водоносной и нефтеносной частей пласта. Объемное хлоросодержание ^ тат-пч 222

условиях в водоносной части пласта выше, чем в нефтеносной, следо­вательно, водоносная часть будет фиксироваться повышенной интен­сивностью 1_пу (рис. 109, 110).

Эффект отбивки ВНК повышается в обсаженных и зацементиро­ванных скважинах, простоявших длительное время, в течение кото­рого произошло не только расформирование зоны проникновения, но и обогащение цементного кольца против водоносной части пласта

раствором хлористого натрия из пластовой воды. В таких случаях ВНК на кривой- НГМ отмечается еще более резким уменьшением интенсивности 7_П1, при переходе от водоносной части пласта к нефте­носной.

При наличии неполностью расформировавшихся или неглубоких зон проникновения фильтрата в проницаемые пласты можно при­менять НГМ с двумя зондами разной длины, как и при выделении газоносных пластов.

Эффекты отбивки ВНК и газожидкостных контактов базируются на одних и тех же физических основах, только в первом случае по изменению хлоросодержания в прискважинной части пласта, а во втором — по водородосодержапию.

223

где 8_М и '8_Ж — соответственно плотности минералов, составляю­щих породу, и жидкости, заполняющей поровое пространство породы (см. табл. 1).

Метод ГГКП находит широкое применение при расчленении разрезов скважин, уточнении литологии, выделении коллекторов, оценки их пористости, выявлении газоносных пластов (в комп­лексе с другими методами РК, АК и др.). В отличие от мно­гих других геофизических методов ГГКП одинаково чувстви­телен к изменению пористости в областях ее значений, как м'а-лых, так и больших. В этом его существенное преимущество.

Данные ГГКП широко используются для изучения и конт­роля технического состояния скважин, оценки качества там-понажных работ, выявления интервалов притока в скважину флюидов различной плотности и др.

СЕЛЕКТИВНЫЙ ГАММА-ГАММА-КАРОТАЖ

Метод основан на измерении мягкой составляющей рассеянного гамма-излучения. При применении его используются источники, излучающие у-кванты малой энергии (менее 200 кэВ), и инди­катор, помещенный в алюминиевую или плексигласовую гильзу, рассчитанные на регистрацию мягкой компоненты. Величина вторичного гамма-излучения мягкой компоненты зависит не только от плотности окружающей среды (от рассеяния у-кван-тов, излучаемых источником), но и от изменения веществен­ного состава и способности окружающей среды поглощать у-кванты (фотоэлектрический эффект).

Показания ГГКС определяются в основном значением эф-

где «1, «2, «з, ... — число атомов элементов с высоким атомным номером (зарядом) 2,\, 2₂, 2₃, ... из общего числа атомов, со­держащихся в данном объеме; 2_Эф зависит от содержания эле­ментов с высоким атомным номером.

Поглощающие свойства окружающей среды (фотоэлектри­ческий эффект) способствуют выявлению тяжелых элементов (веществ с большим атомным номером — вольфрама, свинца, ртути и др.).

Селективный гамма-гамма-каротаж применяют для выявле­ния в разрезе угольных и рудных пластов, определения их мощ­ности, строения и содержания полезного ископаемого.

При интерпретации данных плотностного и селективного гамма-гамма-каротажа следует учитывать, что на показания ГГКП в некоторой мере влияет содержание в породе тяжелых элементов, а на показания ГГКС — плотность породы. В связи с этим наиболее надежная интерпретация возможна при сов­местном использовании кривых ГГКП и ГГКС.

130

§ 14. НЕЙТРОННЫЙ КАРОТАЖ

Сущность нейтронного каротажа (НК) сводится к облучению горных пород быстрыми нейтронами и регистрации гамма-излу­чения радиационного захвата нейтронов, а также характери­стик надтепловых или тепловых нейтронов.

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ

При НК исследования ведутся с помощью скважинного при­бора, содержащего источник нейтронов и детектор нейтронов или гамма-излучений (см. рис. 64, в и г). Нейтроны не имеют электрического заряда, не ионизируют среду и, следовательно, не теряют энергии при взаимодействии с электрическими заря­дами электронов и ядер. Этим объясняется их высокая проника­ющая способность. Масса нейтрона близка к массе протона (1,66- 10~²⁴ г). Нейтрон — частица с массовым числом, равным единице, и с зарядом, равным нулю (о¹п).

Энергия нейтрона Е так же, как и гамма-излучение, измеря­ется в МэВ или в эВ, характеризуется скоростью его движе­ния v и пропорциональна и². Различают быстрые нейтроны с энергией 1—15 МэВ, промежуточные—1 МэВ—10 эВ, мед­ленные или надтепловые—10—0,1 эВ и тепловые нейтроны со средней скоростью 0,025 эВ.

Единственный фактор, влияющий на движение нейтронов,— их столкновение с ядрами атомов, которое проявляется в виде рассеяния нейтронов и захвата их ядрами атомов. В резуль­тате рассеяния происходят уменьшение энергии нейтронов и изменение направления его движения.

Различают неупругое и упругое рассеяние нейтронов. В слу­чае неупругого рассеяния при столкновении нейтрона с ядром атома большая часть кинетической энергии расходуется на воз­буждение рассеивающего ядра, что сопровождается значитель­ным снижением энергии (скорости движения) нейтронов. Не­упругое рассеяние происходит при больших энергиях нейтро­нов и характерно для быстрых нейтронов.

При энергиях нейтронов от нескольких мегаэлектрон-вольт до 0,1 эВ преобладает упругое рассеяние, играющее основную роль в процессе замедления нейтронов. Упругое рассеяние вы­зывает перераспределение кинетической энергии между нейтро­ном и ядром (часть энергии нейтрона передается ядру), откло­нение движения нейтрона от первоначального направления и снижение его энергии. Величина потери энергии при упругом рассеянии определяется массой ядра: чем меньше масса ядра, тем больше потеря энергии. Наибольшая потеря энергии проис­ходит при столкновении нейтрона с ядром атома водорода, масса которого почти равна массе нейтрона. Потеря энергии нейтроном в этом случае может быть полной. Средняя потеря энергии составляет половину начальной энергии. Следова-

5*                                                                               131

тельно,   после  г  столкновений  энергия  нейтронов  снизится  до 0,5* от его начальной энергии.

В результате рассеяния быстрых нейтронов, испускаемых источником, происходит их замедление и превращение в над-тепловые и тепловые, т. е. в конечном счете энергия нейтронов становится равной кинетической энергии атомов и молекул. Та­кие нейтроны участвуют в тепловом движении атомов и моле- . кул, сталкиваются с ними, не теряя и не приобретая энергии. Этот процесс получил название диффузии нейтронов.

В горной породе замедляющая способность нейтронов опре­деляется содержанием водорода в единице ее объема (водоро-досодержанием). Наличие в породе даже малого количества воды или нефти, содержащих много водорода (порядка 10 % по массе), приводит к тому, что замедление нейтронов проис­ходит в основном на ядрах водорода.

Одним из основных нейтронных параметров среды является длина замедления нейтронов Ь₅. Длиной замедле­ния называют среднее расстояние по прямой линии от места вылета нейтрона до точки, в которой нейтрон становится теп­ловым. Величина Ь₃ зависит от водородосодержания и при со­держании воды и нефти в порах породы изменяется от 15 до 35 см, а в воде составляет несколько сантиметров.

Нейтроны, достигшие теплового состояния, продолжают дви­гаться (диффундировать) из областей большей плотности в об­ласти пониженной плотности, испытывая столкновения с яд­рами элементов без изменения средней энергии и длины звеньев между отдельными столкновениями. В результате происходит поглощение (захват) нейтрона ядром атома.

Скорость пространственной диффузии тепловых нейтронов характеризуется коэффициентом диффузии

где п_т — скорость движения тепловых нейтронов, равная 2200 м/с при Т = 20°С, с увеличением температуры скорость возрастает; & — число элементов, составляющих вещество; а_рг — сечение рассеяния тепловых нейтронов ядрами 1-го элемента в см², отражает вероятность встречи нейтронов с ядром эле­мента и их рассеяния; ?г — количество ядер 1-го элемента в 1 см³.

Коэффициент диффузии обратно пропорционален содержа­нию водорода в среде. Чем больше водонасыщенность среды, тем медленнее «расползается» облако тепловых нейтронов (диффузия происходит в течение 10²—10⁴ мкс).

Для диффузионной фазы движения тепловых нейтронов ха­рактерны величины 1,_г; — среднее расстояние от точки воз­никновения теплового нейтрона до точки его поглощения и т_ср — среднее время жизни нейтрона:

132

где 2₃ — эффективное макроскопическое сечение захвата нейт­ронов, выражающее способность среды поглощать нейтроны.

Захват медленного нейтрона сопровождается испусканием у-квантов (радиационный захват), являющимся основной при­чиной вторичного гамма-излучения. Энергия у-лучей захвата колеблется в больших пределах и достигает 10 МэВ. Возникают у-лучи захвата в водородсодержащей среде в результате реак­ции 1¹Н + о¹/г = 1²Н + у. При захвате нейтронов в ядре создается некоторый избыток энергии, и оно приходит в возбужденное состояние. Переход в устойчивое состояние сопровождается ис­пусканием у-квантов, число и энергия которых зависит от того, какому элементу (и какому его изотопу) соответствует ядро.

С удалением от источника плотность нейтронов (число нейт­ронов в единице объема) в среде уменьшается, и одновременно возрастает число нейтронов с меньшей энергией. Значительный интерес представляет характер изменения плотности надтепло-вых и тепловых нейтронов с изменением расстояния от источ­ника. Плотность нейтронов зависит от замедляющих и погло­щающих свойств среды. Для большинства горных пород поглощающие и замедляющие свойства определяются водородо-содержанием. Следовательно, чем выше водородосодержание, тем быстрее убывает плотность нейтронов с удалением от ис­точника.

Из рис. 68 видно, что с удалением от источника плотность тепловых нейтронов п_т быстро убывает; при повышении пори­стости (в данном случае водородосодержания) плотность нейтронов уменьшается более резко. Для надтепловых нейт­ронов картина аналогична, но значения плотности нейтронов меньшие.

Изучение разреза методами ПК сводится к облучению гор­ных пород быстрыми нейтронами и к регистрации гамма-излу-

чения радиационного захвата нейтронов, плотности тепловых или надтепловых нейтронов. В соответствии с этим различают: нейтронный гамма-каротаж (НГК), нейтрон-нейтронный каро­таж по тепловым (ННКТ) и по надтепловым (ННКН) нейтро­нам.

В зависимости от применяемых нейтронных источников раз­личают: нейтронный каротаж со стационарным источником нейтронов и импульсный нейтронный каротаж (ИНК) с им­пульсным нейтронным источником — генератором нейтронов.

К НК со стационарными источниками нейтронов относятся: НГК, ННКТ, ННКН. Скважинные приборы, которые использу­ются при НК, содержат нейтронный источник и детекторы гамма-излучения при НГК и тепловых нейтронов при ННКТ и ННКН. Расстояние от источника нейтронов до середины детек­тора является характерной величиной, соответствующей длине зонда Ь.

НЕЙТРОННЫЙ ГАММА-КАРОТАЖ

НГК основан на измерении характеристик гамма-излучений, возникающих в процессе поглощения нейтронов в горных поро­дах при их облучении внешним источником тока (см. рис. 64, б). Общая интенсивность гамма-излучения, регистрируемая при НГК, слагается из трех компонент: 1) интенсивности гамма-излучения, возникающего в результате радиационного захвата нейтронов ядрами породы (радиационное или вторичное гамма-излучение), 1_Пу', 2) гамма-излучения источника нейтронов, ко­торое воздействует на индикатор непосредственно или вслед­ствие облучения стенок скважины гамма-лучами, часть которых рассеивается породой в направлении индикатора /_7У; для ос­лабления непосредственного гамма-излучения от нейтронного источника между ним и индикатором устанавливается свинцо­вый экран; 3) естественного гамма-излучения /₇, обусловлен­ного естественной радиоактивностью породы. Влияние естест­венного гамма-излучения при количественных определениях учитывается по данным ГК-

Гамма-излучение /_Пу является наиболее важной составляю­щей, величина которой значительно превышает /_уг и /_у. Форма кривой и измеряемые НГК величины при мощностях источников (54-10) • 10⁶ нейтр./с определяются главным образом интенсив­ностью радиационного захвата 1_пт

При исследовании зондами, длина которых превышает длину инверсионного зонда (см. рис. 68), плотность нейтронов в зоне размещения детектора в среде с большим водородосо-держанием мала, поскольку в такой среде нейтроны замедля­ются, поглощаются в основном вблизи источника, и зоны раз­мещения детектора достигает небольшое их число. Породы с высоким водородосодержанием на диаграммах НГК отмеча­ются низкими показаниями. В малопористых породах с низ-134

ким водородосодержанием плотность нейтронов вблизи детек­тора увеличивается, что вызывает повышение интенсивности радиационного захвата, а следовательно, показаний НГК.

На результаты НГК значительное влияние оказывают эле­менты, обладающие аномально высокой способностью захвата нейтронов. К таким элементам относятся хлор, бор, литий, кад­мий, кобальт и др. При захвате нейтрона ядром атома водо­рода 'Н превращается в дейтерий ²Н и испускает ^-квант энер­гией 2,23 МэВ; при захвате ядром атома хлора образуется изотоп ³⁶С1, при этом излучается в среднем 3,1у-кванта с сум­марной энергией около 8 МэВ. Благодаря присутствию хлора в высокоминерализованной пластовой воде повышается интен­сивность /„_т и спектр гамма-излучений обогащается высоко­энергетическими компонентами (с энергией 8,5 МэВ). В ре­зультате показания НГК против водоносной части продуктив­ного пласта могут быть завышены по сравнению с показаниями против нефтеносной его части. Эту особенность кривой НГК можно использовать для установления водонефтяного контакта (ВНК) и прослеживания его в процессе эксплуатации залежи нефти в однородных песчаных пластах, имеющих постоянный литологический состав и пористость, содержащих высокомине­рализованную (более 100 г/л) пластовую воду (см. § 48).

По нейтронным свойствам осадочные горные породы можно разделить на две группы — большого и малого водородосодер-жания.

К первой группе пород относятся глины, характеризующиеся высокой влагоемкостью (пористостью) и содержащие значи­тельное количество минералов с химически связанной водой (водные алюмосиликаты), гипсы, отличающиеся малой пористо­стью, но содержащие химически связанную воду, а также не­которые очень пористые и проницаемые породы-коллекторы, насыщенные в естественных условиях водой или нефтью. При измерениях зондами большой длины (/.^40 см) на диаграм­мах НГК эти породы отмечаются низкими показаниями радиа­ционного гамма-излучения.

Во вторую группу пород входят малопористые разности — плотные известняки и доломиты, сцементированные песчаники и алевролиты, а также гидрохимические образования (ангид­риты и каменная соль). На диаграммах НГК, зарегистрирован­ных зондами большой длины, эти породы выделяются высо­кими показаниями. Против других осадочных пород (песков, песчаников, пористых карбонатов) показания НГК зависят от их глинистости и содержания в них водорода и хлора (насы­щенности водой различной минерализации, нефтью или газом) (см. §48).

135