§ 52. Л1етод плотности тепловых нейтронов Физические основы ннм-т

Сущность метода плотности тепловых нейтронов (ННМ-Т) заключается в исследовании интенсивности тепловых нейтро­нов по разрезу скважины на заданном расстоянии (длине зонда) от источника быстрых нейтронов, которые в результате замедления породообразующими элементами превратились в тепловые.

Плотность тепловых нейтронов определяется числом ней­тронов, замедлившихся до тепловой энергии, числом нейтро­нов, поглотившихся в исследуемой среде, а также длиной зонда. Регистрируемая интенсивность тепловых нейтронов /,,_т в ННМ-Т зависит от замедляющей и поглощающей способно­сти горной породы, т. е. от водородосодержания и наличия элементов с высоким сечением захвата тепловых нейтронов.

Водородосодержание оказывает на интенсивность тепловых нейтронов такое же влияние, как и на /„_мт, т. е. при работе заин-

верснонными зондами с увеличением водородосодержання ин­тенсивность 1„_т понижается. Влияние элементов с высоким сечением захвата тепловых нейтронов на 1 „_т обусловлено ве­личиной сечения захвата о_а> а также концентрацией в горной породе элементов-поглотителей. С повышением концентрации элементов с высоким сечением захвата плотность тепловых ней­тронов падает. Благодаря этому ННМ-Т чувствителен к содер­жанию элементов-поглотителей тепловых нейтронов (хлора, бора, кадмия и др.).

Зонды ННМ-Т по длине также подразделяются на до- инверсионные, инверсионные и заинверснонные. Однако раз­меры доинверсионных и инверсионных зондов ННМ-Т не­сколько больше, чем ННМ-НТ. Это объясняется тем, что в ННМ-Т зависимость тепловых нейтронов от водородосодер­жания при различных длинах зондов определяется длиной за­медления тепловых нейтронов, коэффициентом диффузии, дли­ной диффузии и временем жизни тепловых нейтронов, которое контролируется в основном наличием элементов-поглотителей, в то время как в ННМ-НТ — только длиной замедления тепло­вых нейтронов.

Радиус исследования ННМ-Т 7?^ — 2М, где М = I /4 + £>д— длина миграции нейтронов; ¿₃ — длина замедления; ¿_д — длина диффузии.

Аппаратура и методика исследований ННМ-Т

Скважинный прибор ННМ-Т отличается от радиометра, ис­пользуемого в ННМ-НТ, тем, что детектором в нем является индикатор тепловых нейтронов. В качестве индикатора тепло­вых нейтронов используются пропорциональные газоразрядные счетчики или сцинтилляционные счетчики из сернистого цин­ка — 7.п$ (Си) или ZnS(Ag).

В пропорциональных газоразрядных счетчиках газовым за­полнителем служит трехфторнстын бор ВРз. Проходящие через счетчик тепловые нейтроны интенсивно поглощаются бором, изотоп которого ^,0В имеет аномально большое сечение захвата (сг₃ = 3,99-10^-21 см²). В результате возникающей при этом ядерной реакции образуются мягкое гамма- излучение, ядра лития и альфа-частицы. Альфа-частицы регистрируются бор­ным пропорциональным счетчиком. Поскольку появление аль­фа-частиц обусловлено наличием тепловых нейтронов, то по­следние регистрируются по продуктам взаимодействия их с бо­ром или литием. Для повышения чувствительности счетчиков к нейтронам газ ВРз искусственно обогащается изотопом ^,0В.

В ецннтилляционных счетчиках используется смесь борсо­держащего вещества с порошком из кристаллов 2пБ (Си) или 2п$(А£), поскольку сернистый цинк больших кристаллов не дает. Обычно приготовленная таким образом смесь засыпается

в пазы плексигласового цилиндра (люминофоры типа ЛДНМ). Показания зондов НИМ-Т зависят от водородосодержания — 1п_т— I №)■ Оптимальная длина зонда НИМ-Т при изучении нефтяных и газовых скважин 30— 50 см. Длина зондов, при­меняющихся в угольных и рудных скважинах, зависит от плот­ности полезных ископаемых. Глубинность исследования ННМ-Т находится в обратной зависимости от влажности и плотности, следовательно, это величина переменная, изменяющаяся в не­больших пределах. При исследовании нефтяных и газовых скважин глубинность НИМ-Т 20—30 см.

Поскольку радиус исследования ННМ-Т мал, то регистри­руемая плотность тепловых нейтронов зависит не только от нейтронных свойств горных пород, но и от конструктивных осо­бенностей скважины и прибора (соотношения их диаметров), наличия или отсутствия обсадных колонн и цемента, наличия глинистой корки, хлоросодержання промывочной жидкости, по­ложения прибора по отношению к оси скважины и т. д. Влия­ния всех перечисленных факторов (за исключением хлоросо- держания промывочной жидкости) на показания ННМ-Т ана­логичны известным для ННМ-НТ, только в несколько меньшей степени, так как радиус исследования метода плотности тепловых нейтронов немного больше, чем метода плотности надтепловых нейтронов (см. § 51).

При применении методики двухзондовых измерений ННМ-Т значительно снижается влияние скважины и конструктивных особенностей измерительной аппаратуры на исследуемые па­раметры пластов, повышаются качество и достоверность полу­чаемой информации, исключается необходимость использования опорных пластов при количественной интерпретации результа­тов измерений. Данная методика исследования скважин может быть реализована с помощью аппаратуры многозондового ней- трон-нейтронного метода (АМНМ), которая позволяет изме­рять плотность тепловых нейтронов и интенсивность естест­венного гамма-излучения зондами двух размеров. В скважин­ном радиометре имеется основная пара зондов. Размер большого зонда Ь_{Пг б} =31,8 см, малого _м =24,4 см. Особенно­стью скважинной установки является возможность увеличения длины зондов путем перемещения блока детектора на 20 см при остановке прибора в любой точке скважины. Это позво­ляет оценивать водородосодержание любого пласта по резуль­татам измерений одним и тем же детектором на двух расстоя­ниях от источника и использовать полученные данные в каче­стве калибровочных (опорных) при интерпретации материалов непрерывных измерений.

В процессе исследования скважины аппаратура МНК поз­воляет непосредственно записывать с помощью операционного устройства отношение А показании ННМ-Т на малом и боль­шом зондах основной пары (А =/л_тм//я_тб), а также декремент

пространственного затухания плотности тепловых нейтронов (см. § 51). Кроме того, при использовании специальной панели ИПРКУ появляется возможность получать суммарное водоро- досодержание пластов (пористость) по разрезу. Если в ННМ- НТ увеличение хлоросодержания промывочной жидкости прак­тически не влияет на регистрируемую величину то в ННМ-Т плотность тепловых нейтронов при этом уменьша­ется, причем примерно в одинаковой степени по всему разрезу скважины.

Зона проникновения фильтрата промывочной жидкости снижает чувствительность ННМ-Т к хлоросодержанню горных пород. В связи с этим исследования ННМ-Т с целью изучения хлоросодержания коллекторов проводят в закрепленных сква­жинах с восстановленным первоначальным распределением хлора в прискважинной зоне. Методики скважинных исследо­ваний ННМ-Т и ННМ-НТ практически ничем не различаются (см. § 51).

Области применения ННМ-Т и решаемые им геологические задачи

Д

Рис. 109. Пример выделения водо­носных коллекторов и определения положения водонефтяного контак­та по данным нейтронных и элек­трических методов.

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

иаграммы ННМ-Т интерпретируются так же, как диа­граммы ННМ-НТ. При работе с зондами большой длины по­роды с высоким водородосодержанием отмечаются на кривых ННМ-Т низкими значениями /„т» породы с малым водородосо­держанием — высокими 1п_т- С увеличением минерализации пластовых вод аномалии кри­вых 1„_т против водородсо­держащих пластов получают­ся еще более глубокими (рис.

109). Исправление кривых ННМ-Т за искажающее влия­ние измерительной установки и отбивка границ пластов производятся так же, как и в ННМ-НТ. Конструкция и техническое состояние сква­жины учитываются по спе­циальным методикам.

Интенсивность тепловых нейтронов выражается в от­носительных единицах, опор­ные пласты выбирают исходя из тех же соображений, что и в ННМ-НТ (см. § 41).

Метод плотности тепло­вых нейтронов применяют для литологического расчле-

нения разреза скважины по водородосодержанию и определения пористости пород для отбивки водонефтяного, газоводяного и газонефтяного контактов, а также для выявления элементов с высоким сечением захвата тепловых нейтронов.

Наиболее благоприятные результаты ННМ-Т дает при изу­чении чистых карбонатных отложений, не содержащих глини­стого материала. В таких случаях все минимумы кривых свя­заны с водоносными и нефтеносными коллекторами и по ним легко разделить всю толщу на проницаемые и малопроницае­мые слои.

При определении пористости по данным ННМ-Т необходимо учитывать минерализацию пластовых вод. Существуют специ­альные методики определения пористости горных пород по во­дородосодержанию или но хлоросодержанию [16].

На показания ННМ-Т в большой степени влияют также скважинные условия, поэтому требуется точная методика их учета. Наиболее точные данные о пористости горных пород по­лучают по результатам двухзондовых замеров. Используются зонды длиной ¿„_т I 40-М5 см и ¿_Лт 2 = 60-^70 см. В этом случае результаты определения пористости слабо зависят от изменения минерализации пластовой воды и промывочной жид­кости, диаметра скважины и эксцентриситета прибора в сква­жине.

Наиболее эффективен ННМ-Т при исследовании коллекто­ров с низкой и высокой пористостью и при полном насыщении пор пласта нефтью или слабоминерализованной водой. При изучении газоносных пластов с невысоким водородосодержа­нием ННМ-Т равноценен ННМ-НТ.

Отбивка водонефтяного контакта ННМ-Т по хлоросодержа­нию в лнтологически однородных пластах одинаковой пористо­сти возможна при повышенной минерализации пластовых вод (более 100—150 г/л). Из-за различия хлоросодержания в неф­теносной и водоносной частях пласта, а следовательно, боль­шего поглощения тепловых нейтронов в водоносной части про­исходит увеличение плотности тепловых нейтронов при пере­ходе от водоносной части разреза к нефтеносной. Эффект отбивки ВНК повышается в крепленных 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 ННМ-Т отмечается еще более рез­ким увеличением плотности тепловых нейтронов при переходе от водоносной части разреза к нефтеносной.

Метод плотности тепловых нейтронов находит широкое при­менение при выделении в разрезах скважин элементов с высо­ким сечением захвата тепловых нейтронов: бора, ртути, лития, хлора, кобальта, вольфрама, марганца, сурьмы, кадмия, а так­же некоторых редкоземельных.

Угольные пласты на кривых /„_т уверенно отмечаются ми­нимальными показаниями, так как они содержат значитель­ное количество (до 12%) водорода.