Глава XII

МЕТОДЫ СТАЦИОНАРНОГО НЕЙТРОННОГО ПОЛЯ

На взаимодействии стационарного нейтронного ноля с яд­рами элементов, входящих в состав горных пород, основаны нейтронные методы исследования скважин: плотности надтепло- вых нейтронов, плотности тепловых нейтронов, радиационного захвата нейтронов, спектрометрический метод радиационного захвата нейтронов, наведенной активности, метод индикации элементами с аномальными нейтронными свойствами (см. табл. 4).

§ 5!. Метод плотности надтепловых нейтронов

Физические основы ННМ-НТ

Метод плотности надтепловых нейтронов (ННМ-НТ) осно­ван на регистрации интенсивности надтепловых нейтронов 1„_пг по разрезу скважины, возникающих при облучении горной по­роды источником быстрых нейтронов.

Плотность надтепловых нейтронов определяется главным образом замедляющими свойствами (водородосодержанием) среды и практически не зависит от ее поглощающих свойств (наличия элементов с высоким сечением захвата тепловых нейтронов). В этом преимущество ННМ-НТ перед другими нейтронными методами исследования скважин. Плотность ре­гистрируемых надтепловых нейтронов зависит также от длины зонда. В ННМ-НТ используются доннвсрсионные, инверсион­ные и заннверсионные зонды (рис. 104). При малых (доин- верснонных) длинах зонда с увеличением объемного водородо- содержания ю горных пород интенсивность /,,_нт повышается, при больших (заинвсрсионных) зондах — понижается (рис. 105). Зонд размером, обусловливающим указанное изменение харак­тера связи /_Янт—/(«>), является инверсионным, и на его пока­зания практически не влияет изменение водородосодержання.

Изменение размера зонда влияет на глубинность метода плотности надтепловых нейтронов: с увеличением размера зонда глубинность повышается, затем достигает некоторого максимального значения и начинает уменьшаться. В практике обычно используют заннверсионные зонды, при которых пока-

Рис. 104. Схема скважинной уста­новки нейтрон-нейтронного метода по надтепловым нейтронам, /-источник нейтронов; ?-экран; з — детектор. Р- радиометр; ¿„ _ви. Ь_п

^п ит^ди нт лнхзи - соответственно длины доннвер-

сионных. инверсионных и эаинверснон- иых зондов; а»|, к?₂ — объемное водородо- содержаине двух сред Сш,> л'_г)

зания метода плотности над- тепловых нейтронов находят­ся в обратной зависимости от водородосодержання (рис. Юб), близкой к экспоненци- онной. Глубинность исследо­вания R_n (радиус цилннд-

н

Рис. 105. Кривые зависимости интен­сивности надтепло- вых нейтронов /„ _нт от расстояния г между источником и индикатором Шифр кривых — к ,.

(В %)

мость I

^я ят

“/(«0

ейтронов) зависит в основ­ном от водородосодержання и плотности исследуемой сре­ды. Значение R„_HT уменьша­ется с повышением водородо­содержання и плотности гор­ных пород; для ННМ-НТ R„_IIT 2L₃, где ¿з —длина замедле­ния. Таким образом, глубинность ННМ-НТ, как и других нейт­ронных методов, по разрезу скважины есть величина перемен­ная: больше в низкопористых чистых песчаниках, плотных карбонатных, газоносных пластах, меньше — в высокопорис-

Рис. 106. Зависи­

тых породах, насыщенных нефтью или водой, глинистых осад­ках и гипсах. Минерализация флюида, заполняющего поровое пространство горных пород и скважину, практически не ока­зывает влияния на показания ННМ-НТ.

Аппаратура и методика исследований ННМ-НТ

Плотность надтепловых нейтронов измеряется с помощью скважинной установки, включающей источник нейтронов и расположенный на расстоянии длины зонда ¿„_нт от него де­тектор надтепловых нейтронов (см. рис. 104).

Наиболее широко применяется двухканальная радиометри­ческая аппаратура типа ДРСТ, рассчитанная на измерение ин­тегральных интенсивностей гамма-излучения и нейтронного из­лучения и предназначенная для изучения скважин методами ГМ, ГГМ, НГМ, ННМ-НТ и ННМ-Т. С помощью аппаратуры ДРСТ одновременно определяются по две величины — ГМ и ГГМ, ГМ и НГМ, ГМ и ННМ-НТ или ГМ и ННМ-Т. Измене­ние комплекса производится при смене зонда и источников из­лучения.

Аппаратура типа ДРСТ состоит из двухканалыюго сква­жинного прибора и наземной части, включающей панель уп­равления и блок питания. Скважинный прибор представляет собой двухканальный сцинтилляцнонный радиометр, имеющий два измерительных канала (рис. 107). Один из них служит для регистрации кривых ГМ, а второй (со сменными детекто­рами) — кривых ГГМ, НГМ, ННМ-Т и ННМ-НТ.

В приборе использованы сцинтилляциониые счетчики, состоящие из кристаллов Ыа1(Т1). для регистрации гамма-излучения и счетчики ЛДНМ-П-3 для регистрации нейтронного излу­чения. Индикаторами надтепловых нейтронов служат пропорциональные бор-фторнстые газо­разрядные счетчики и сцинтилляциониые счет­чики тепловых нейтронов (люминофоры типа ЛДН), окруженные снаружи парафин-борным фильтром. Принцип работы таких счетчиков со­стоит в следующем. Из окружающей среды на скважинный прибор поступают нейтроны тепло­вых и надтепловых энергий. Тепловые нейтроны поглощаются кадмием или бором, который явля­ется внешним покрытием таких индикаторов. Надтепловые нейтроны, пройдя беспрепятственно внешний экран, замедляются парафином до теп­ловых энергий и регистрируются индикатором так же, как в ННМ-Т.

(ГГМ.ННМ) Рис. 107. Блок-схема аппаратуры типа ДРСТ

В канале ГМ со счетчика / импульсы поступают на усили­тель 2 и далее на амплитудный дискриминатор 3, который на фоне соответственных шумов ФЭУ и других помех выделяет полезные сигналы, формируя их по длительности, оптимальной для передачи по кабелю (40 мкс) через смеситель 7 и выход­ной каскад 8.

В канале ЫГМ (ГГМ, ННМ-Т, ННМ-НТ) счетчики меня­ются в зависимости от вида исследования. Со счетчика 1' им­пульсы поступают на усилитель 2' и далее на амплитудный дискриминатор 3'. С целью уменьшения времени и увеличения скорости счета в канале длительность импульсов, формируе­мых дискриминатором, выбрана равной 10 мкс. Далее им­пульсы поступают на триггер 5, осуществляющий пересчет на два, и нормализатор 6, формирующий их по длительности и амплитуде для передачи по кабелю. С выхода нормализатора импульсы отрицательной полярности поступают на смеситель 7 и далее на кабель через выходной 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, НИМ), следовательно, влияние канала ГМ на ГГМ составляет доли процента.

Выходной каскад 8, 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, проходящие от двух каналов при­бора, во входном блоке измерительной наземной панели ИП разделяются и после соответствующей обработки в панели ин­формации регистрируются.

Питается скважинный прибор постоянным током. Для пи­тания ФЭУ счетчиков 1 и Г служит высоковольтный преобразо­ватель 4. Электронная схема скважинного прибора смонтиро­вана в корытообразном шасси. В верхней части шасси находятся детекторы канала ГМ, в нижней — сменные детекторы ГГМ, НГМ 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 излуче­нии производится после извлечения шасси из кожуха.

Аппаратруа 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.

Обычно при изучении разрезов скважин ННМ-ИТ исполь­зуют заинверсионные зонды длиной ¿„_нт = 25ч-40 см.

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 ННМ-НТ обычно записываются одновременно. Величина т_я должна быть такой, при которой средняя квадратическая погрешность изме­рений за счет сглаживания кривых и влияния статистических флуктуаций не превышает 3%. Масштаб глубин устанавлива­ется 1:200 в интервале продуктивной толщи и 1 :500 в других частях разреза.

При специальных работах по отбивке ГВК, ГНК, а также при решении других задач нефтепромысловой геологии в неф­тяных и газовых скважинах и при исследовании рудных сква­жин методики выбора скорости перемещения прибора, постоян­ной времени т_я и масштаба глубин несколько различаются. В рудных и угольных скважинах основную запись производят в масштабе глубин 1:200 и при детальных исследованиях — в масштабе глубин 1 :50.

Масштаб записи ННМ-НТ выражают в нмп/(мин• см), ус­ловных единицах или в вероятностных нормализованных еди­ницах | Д/япт |_вср (см. § 41). Для определения условной еди­ницы используют градуировочное 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 детектор находились на одинаковом расстоянии от дна бака и поверхности воды.

В этом случае за условную единицу принимается величина

1п_т уел. од = /л_ит и б *п_т б,

где /_{л и} б» /_Лнтб — скорости счета в эталонировочном уст­ройстве (баке) при вставленном источнике и без него соответ­ственно.

Масштабы записи кривых ННМ-НТ — 0,05—0,2 уел. ед./см.

Кривые ННМ-НТ

Интерпретация диаграмм метода плотности надтепловых нейтронов начинается с расчленения разреза и выделения по­род с различным водородосодержанием.

Поскольку при работе с зондами большой длины (заинвер- сионнымн) наблюдается обратная связь 1„_пг с водородосодер­жанием, породы, имеющие в своем составе большое количество водорода, отмечаются низкими показаниями ННМ-НТ, а по­роды с малым водородосодсржанием— высокими показаниями.

Необходимо помнить, что на показания ННМ-НТ, 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 значениями /_Пнт. В той или иной степени это обусловлено так­же обычно наблюдаемым против глинистых пород увеличением диаметра скважины (кавернами). Зарегистрированные кривые ННМ-НТ, так же как и кривые ГМ, искажаются влиянием инерционности измерительной аппаратуры.

Границы пластов с повышенннымн значениями /„_ит опре­деляют с достаточной для практики точностью по началу кру­того подъема кривой (подошва пласта) и по началу крутого ее спада (кровля пласта), пластов с пониженными /„_нт —соот­ветственно по началу спада и по началу подъема кривой (рис. 108).

Зарегистрированные амплитуды /„_ит против пластов огра­ниченной мощности исправляют за искажающее влияние инер­ционности аппаратуры так же, как в гамма-методе.

Поскольку глубинность исследования всего 25 см, то на ре­гистрируемую интенсивность надтепловых нейтронов в боль­шой степени оказывают влияние скважинные условия. В не­которых случаях ценность данных ННМ-НТ значительно сни­жается из-за трудности учета влияния на показания изменений

Рис. 108. Комплекс диаграмм ГИС, записанных в песчано-карбонатном раз­резе нефтяной скважины.

/ — глина; 2 —известняк; 3 — нефтеносный песчаник; 4— водоносный песчаник

скважинных условий, особенно наличия глинистой корки не­равномерной толщины и непостоянства диаметра скважины.

Конструкцию и техническое состояние скважины в регист­рируемой величине /„ учитывают по специальным методикам [16].

С целью максимального исключения мешающих факторов при интерпретации данных ННМ-НТ обычно используют отно­сительные единицы и единицы двойного разностного параметра У„_нт и ЛУ„_ит (см. § 41), а также вероятностную нормализован­ную еДИНИЦу Д/„_нт вер.

В зависимости от конкретных геологических условий опор­ными пластами могут служить или неглинистые породы с по­ристостью меньше 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).

При интерпретации результатов метода плотности надтеп- ловых нейтронов необходимо учитывать, что на абсолютную величину регистрируемой интенсивности /„_нт основное влия­ние оказывает изменение толщины слоя водородосодержащего вещества — зополнителя скважины (промывочной жидкости, глинистой корки, цемента), окружающего скважинный прибор. С увеличением толщины этого слоя /„_нт во всех случаях сни­жается, причем наиболее резко против сред с малым водородо­содержанием. Изменение минерализации С_р заполнителя сква­жины по хлору практически не влияет на величину /„_нт.

В случае крепления скважины стальной колонной и наличия в ее затрубном пространстве цемента или промывочной жид­кости регистрируемая /„_нт 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.

Области применения ННМ-НТ и решаемые им геологические задачи

Методом плотности надтепловых нейтронов решаются сле­дующие геологические задачи: лнтологнческос расчленение ге­ологического разреза и определение пористости пород, от­бивка газоводяного и газонефтяного контактов по водородосо- держанию и некоторые другие, касающиеся рудной и угольной геологии.

Объемное водородосодержание чистых песчаников и кар­бонатов зависит в первую очередь от их пористости, поэтому по данным ННМ-НТ в таких случаях можно оценивать их по­

ристость. При установлении пористости заглинизированных или загипсованных горных пород по ННМ-НТ необходимо учи­тывать влияние водорода, находящегося в глинистом материале и гипсе. При определении пористости коллекторов ННМ-НТ имеет некоторые преимущества перед НГМ и ННМ-Т. Основ­ное из них заключается в том, что интенсивность надтепловых нейтронов зависит только от водородосодержання и не чув­ствительна к изменению химического состава насыщающего флюида. Применение ННМ-НТ для оценки пористости пород в настоящее время сдерживается трудностью учета скважин­ных условий измерения из-за малой глубинности исследования этого метода.

При определении пористости горных пород по данным ННМ-НТ лучшие результаты получаются при использовании двухзондовых измерительных установок, в которых на разных расстояниях от источника нейтронов (¿„_{мт (}30 см и ¿„_нт2 = = 52,5 см) расположены два детектора надтепловых нейтронов. Двухзондовая установка ННМ-НТ обеспечивает меньшее влия­ние на данные исследований условий измерения, конструктив­ных особенностей аппаратуры: диаметра прибора, толщины ко­жуха радиометра, точности установки длины зонда. В этом случае пористость определяют по связи декремента простран­ственного затухания плотности надтепловых нейтронов от ко­эффициента пористости. Декремент пространственного затуха­ния плотности надтепловых нейтронов

_х 1п/„„_т1//п_нт2-1п*_г ^1пт ² “ ^1пнт ¹

где/л_11Т ь /л_)1Т 2 — показания двух зондов ННМ-НТ в одинако­вых единицах; к_г — коэффициент, равный отношению чувстви­тельностей детекторов.

Отбивка ГВК и ГНК по данным ННМ-НТ основана на раз­личии объемного водородосодержання 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 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 ННМ-НТ повы­шенными показаниями.

При наличии неглубоких зон проникновения или при непол­ном их расформировании хорошие результаты при выделении газоносных пластов дает метод плотности надтепловых ней­тронов с двумя зондами разной длины (боковое нейтронное зондирование). В этом случае против газоносных пластов на­блюдается превышение /_Яит большого зонда над 1„_нг малого зонда, так как с увеличением длины зонда в определенных пределах увеличивается радиус исследования ННМ-НТ, а с по- вышеннем глубинности исследования уменьшается водородосо- держанне среды за счет роста газосодсржания в пласте по мерс удаления от оси скважины. Если зоны проникновения филь­трата промывочной жидкости в газоносные пласты глубокие, то хорошие результаты дают повторные исследования ННМ-НТ через продолжительное время в закрепленных скважинах (вре­менные замеры), когда в околоскважннном пространстве вос­станавливается первоначальное распределение водорода.

Зона проникновения фильтрата промывочной жидкости вли­яет на значение /_Я||т только при исследовании газоносных толщ, так как здесь происходит выравнивание водородосодер- жання в околоскважннном пространстве против газоносных, нефтеносных и водоносных пластов. Следовательно, газовая скважина должна быть закрепленной и в прискважннной об­ласти должно быть восстановлено первоначальное распределе­ние водорода.

При выделении газоносных пластов и определении ГВК и ГНК ННМ-НТ равноценен НГМ и ННМ-Т. Однако при изуче­нии газоносных пластов преимущество отдают нейтронному гамма-методу, так как у него больше глубинность исследова­ния, а следовательно, в меньшей степени скважинные условия влияют на результаты НГМ (см. § 53).

Угольные пласты на кривых ННМ-НТ отмечаются мини­мальными показаниями /„ .

^л ИТ

В рудной геологии ННМ-НТ широко применяется для вы­деления пород с высоким содержанием бора (до 6—7%), по­скольку сечение реакции (п. а) убывает с увеличением энергии нейтронов, и градуировочный график ННМ-НТ линеен в обла­сти больших содержаний отбора в отличие от графика ННМ-Т.