§53. Нейтронный гамма-метод

На взаимодействии нейтронов с ядрами элементов, входя­щих в состав горных пород, основаны нейтронные методы ис­следования скважин: нейтронный гамма-метод (НГМ) и спек­трометрический нейтронный гамма-метод (НГМ-С).

Физические основы НГМ

Сущность нейтронного гамма-метода состоит в исследова­нии интенсивности искусственного гамма-поля, образовавшегося в результате поглощения (радиационного захвата) тепловых нейтронов породообразующими элементами.

Интенсивность гамма-излучения радиационного захвата за­висит в основном от числа тепловых нейтронов, поглощаемых единицей объема горной породы, и длины зонда. Число нейтро­нов, поглощаемых единицей объема породы, пропорционально плотности тепловых нейтронов, которая зависит от замедляю­щих и поглощающих свойств горной породы. Как отмечалось выше, замедляющие свойства среды зависят от водородосолер* жания, а поглощающие свойства — от водородосодержаиия и содержания элементов с высоким сечением захвата тепловых нейтронов в окружающей среде (хлора, бора, железа, марганца и др.).

Различные элементы при захвате одного теплового нейтрона испускают неодинаковое количество гамма-квантов. Это свой­ство называется эмиссирующей способностью. Так, минимальной эмиссирующей способностью обладают водород, кислород и углерод (около 1 гамма-кванта на один захват), максимальный — натрий и хлор (3,09 и 2,36 гамма-квантов на один захват). Гамма-кванты, образовавшиеся при захвате теп­ловых нейтронов, различаются по энергиям. Поскольку прони­кающая способность гамма-квантов зависит от энергии, коли­чество их, достигших индикатора, зависит от ядер элементов — поглотителей тепловых нейтронов. Количество гамма-квантов, зарегистрированных аппаратурой при захвате 1 нейтрона, назы­вают эффективной эмиссирующей способно­стью. Бороносные пласты, например, обладают низкой эф­фективной эмиссирующей способностью, поэтому характеризу­ются резким понижением интенсивности радиационного захвата /г,у, хотя бор отличается высокой эмиссирующей способностью и большим сечением захвата тепловых нейтронов, но испускает мягкое гамма-излучение (£_?<0,5 МэВ). Присутствие в породе аномально активных поглотителей тепловых нейтронов (хлора, марганца, кадмия и др.), вызывающих жесткое гамма-излуче­ние, приводит к повышению 1_пу при прочих равных условиях,

так как эти поглотители характеризуются высокой эффектив­ной эмнссирующей способностью.

Таким образом, число поглощаемых нейтронов, а следова­тельно, количество вторичных гамма-квантов определяются за­медляющими и поглощающими свойствами горных пород.

Зонды НГМ также подразделяются на доинверсионные, ин­версионные и заинверсионные. Однако размеры ¿„у доинверси- онных и инверсионных зондов больше размеров зондов ННМ-Т, так как кроме всех факторов, определяющих ¿„_т, следует учи­тывать свободный пробег вторичных гамма-квантов, образовав­шихся при радиационном захвате тепловых нейтронов. При работе с заинверсионнымн зондами показания нейтронного гамма-метода находятся в обратной зависимости от водородо- содержания, близкой к экспоненциальной. В тех случаях, когда норовое пространство горных пород заполнено минерализован­ной жидкостью, изменение их объемного водородосодержания сопровождается одновременным изменением содержания в по­родах и водорода, и хлора, что отражается на характере связи Л*у *=/(«>) (рис. 110). На величину /„у в этом случае основное влияние оказывает изменение хлоросодержання пород, пропор­ционального при данной минерализации пластовых вод коэф­фициенту открытой пористости.

Таким образом, показания НГМ зависят и от водородосо- держання, и от хлоросодержання, причем по-разному: при по­вышении водородосодержания /_Пу уменьшается, а при повы­шении хлоросодержання — увеличивается. Это обстоятельство необходимо учитывать при интерпретации данных НГМ.

Изменение размера зонда влияет на глубинность исследо­вания нейтронного гамма-метода: с увеличением размера глу­бинность возрастает, затем достигает некоторого максимального значения и начинает уменьшаться. При изучении терригенных отложений используют зонды максимальной глубинности дли­ной 45—50 см, карбонатных отложений—длиной 60—70 см. В практике радиометрических работ в качестве стандартного зонда НГМ обычно используется заинверсионный зонд с = 60 см.

Радиус (глубинность) исследования НГМ оценивается фор­мулой

(

/ усл.еЗ.

70 25 30 и/,%

где ^у — полный линейный коэффициент ослаб­ления гамма-квантов, М — полная длина миг­рации нейтронов) и составляет

Рис. 110. Кривые I_nf=f(w), полученные на моделях среды в условиях повышенной минерализации пластовых

вод.

Шифр кривых — минерализация волы в т/я по хлору

20—40 см, уменьшаясь с повышением объемного водородосо- держания 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 ннзкопористых чистых песчаниках, плотных карбонатных, газоносных пластах, меньше —в высокопористых породах, насыщенных нефтью или водой, глинах и гипсах.

Аппаратура и методика исследований НГМ

При исследовании скважин НГМ используется скважинный прибор, аналогичный радиометрам ННМ-НТ и ННМ-Т (пре­имущественно ДРСТ). Детектором радиационного гамма-излу- чення служит сцннтилляционный счетчик, состоящий из кри­сталлов Nal(TI).

Дифференцирующая способность НГМ по водородосодер- жанию возрастает с увеличением толщины и плотности фильтра между источником нейтронов и индикатором гамма-квантов при окружении индикаторов кадмиевым экраном, а также при увеличении диаметра гильзы прибора. С увеличением толщины фильтрирующего экрана снижается фон от прямого гамма-излу­чения нейтронных источников. В качестве фильтра использу­ется свинец, который хорошо поглощает гамма-кванты. При ок­ружении индикаторов кадмием в регистрируемой величине

рсг появляется составляющая от взаимодействия тепловых нейтронов с кадмиевым окружением /«_vCd, которая пропорцио­нальна плотности тепловых нейтронов и определяется водоро- досодержаннем и хлоросодержанием. При увеличении диаметра гильзы прибора уменьшается толщина слоя промывочной жид­кости близ него в скважине, что экйивалентно уменьшению диа­метра скважины.

При выбранном размере зонда мощность источника нейтро­нов должна быть такой, чтобы скорость счета в канале НГМ превышала скорость счета естественного гамма-излучения в 10—15 раз, но не достигала максимально допустимой для самого грубого диапазона измерений аппаратуры. Обычно этому условию удовлетворяют источники нейтронов мощностью (4—10) • 10⁶ нетр./с. При выборе скорости измерений и постоян­ной интегрирующей ячейки х_п интегратора руководствуются темн же соображениями, что и в методах ГМ, HHM-IIT, ННМ-Т.

Масштаб записи кривой НГМ выражают в имп/мин • см, условных единицах или в единицах вида /„_vn_Cp (см. § 41).Для определения условной единицы используют эталоннровочное устройство, аналогичное описанному для ННМ-НТ. В этом слу­чае за условную единицу принимается величина

Iпу уел. ед ⁼ (^пу я б— ^у б) (^пу и в— /у в),

где /„_vи б, /пун в — скорости счета в градуировочном устрой­стве (баке) и в воздухе при подсоединенном источнике; /_Yв, /_ув — то же, 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 уел. ед./см, а в скважинах диаметром 250—300 мм — от 0,2 до 0,3 уел. ед./см, в песчано-глинистых разрезах с минимальной пористостью более 10 % —0,1 уел. ед./см.

Кривые НГМ

Интерпретация диаграмм нейтронного гамма-метода начи­нается с расчленения разреза и выделения пород с различным водородосодержанием. При этом необходимо учитывать, что в пластах высокого водородосодержания величина 1_пу значи­тельно зависит от поглощающих свойств пород, а в пластах низкого водородосодержания—от замедляющих свойств и энергии гамма-квантов, образовавшихся в результате взаимо­действия нейтронов с элементами-поглотителями.

Отбивка границ пластов с разным водородосодержанием производится так же, как в ННМ-ИТ. Зарегистрированные ам­плитуды /_пv против пластов ограниченной мощности исправ­ляют за искажающее влияние инерционности аппаратуры.

Регистрируемая интенсивность гамма-излучения /_п> рсг в ней­тронном гамма-методе представляет собой сумму нескольких составляющих:

/ лу per — /лу п "Ь /лу с Ч" /у Ч" /уу /у ф»

где /„у,, и /_Пу_С — интенсивности гамма-излучения при радиа­ционном захвате нейтронов в исследуемой породе и в скважине (промывочной жидкости, обсадных колоннах и цементе); /_v — интенсивность гамма-излучения пород, колонны, цемента и про­мывочной жидкости, регистрируемая каналом НГМ; /_YV — ин­тенсивность рассеянных породой гамма-квантов источника нейтронов; /уф—интенсивность гамма-фона прибора и источ­ника нейтронов.

Исследование разрезов скважин НГМ основано на изучении интенсивности, 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 обычно одновременно с НГМ, поэтому /_v может быть вычтена из /„_у per. При этом следует учитывать различие чувствительности каналов ГМ и НГМ, которое уста­навливается экспериментально. Остальные составляющие реги­стрируемой интенсивности учесть трудно, поэтому они исклю­чаются не полностью. Для максимального их исключения при интерпретации данных НГМ обычно используют относительные единицы и единицы двойного разностного параметра — 1_пу и Л(см. § 41).

Выбор опорных пластов базируется на тех же условиях, что и в ННМ-НТ. Иногда при интерпретации данных НГМ ис­пользуют также вероятностную нормализованную единицу / лу вер (см. § 41).

Влияние скважинных условий на абсолютную величину ре­гистрируемой интенсивности 1_пу такое же, как в методах плот­ности надтепловых и тепловых нейтронов, только в меньшей степени, так как радиус исследования НГМ несколько больше, чем в упомянутых методах. Кроме того, в НГМ величина 1_пу зависит от изменения минерализации С_р промывочной жидкости но хлору: с повышением С_р интенсивность /_пу растет.

На чувствительность нейтронного гамма-метода к хлоро- содержанию горных пород очень влияет также 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, НГМ практически не чувствителен к из­менению хлоросодержания горных пород. В связи с этим хлоро- содержание пород НГМ определяют только в закрепленных скважинах, простоявших достаточно длительное время, после чего под действием диффузионных и гравитационных сил в при- скважинной зоне восстанавилось первоначальное распределение хлора.

Области применения НГМ и решаемые им геологические задачи

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

Литологическое расчленение разреза по кривым НГМ осно­вано на различии интенсивности радиационного захвата против пород с разным водородосодержанием (см. рис. 92).

При определении пористости горных пород необходимо при­нимать во внимание минерализацию пластовых вод, так как при повышенной минерализации по хлору показания НГМ против высокопористых разностей пород будут завышены. В случае пренебрежения этим фактором получают заниженные значения пористости и ее можно определять методом радиационного за­хвата тепловых нейтронов по водородосодержанню или по хло- росодсржанию, используя специальные методики скважинных

исследований и интерпрета­ции полученных данных [16]. 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.

И

Is	НГМ-50 Х00 4*00 S2Q0MHi/кми	f	НГМ-50 НГМ-75 Ш) ЖЮнмд***
№00		1520
1620		Ib'tU
16W		>S 60	¡Г*

Рис. 111. Определение газоводяного (а) и газонефтяного контактов (б) (по В. В. Ларионову).

Кривые /. 3 — зарегистрированы до креп­ления скважины; 2. 4 — то же. через 1,6 года после крепления. Заштрихованы участки. соответствующие газоносным пластам

спользование двухзондо- вой установки НГМ для оп­ределения пористости связано с большими трудностями уче­та влияния естественного гам­ма-излучения, особенно при больших длине зонда и раз­мере экрана между детекто­ром и источником нейтронов.

Определение ГВК и ГНК по данным НГМ выполняется так же, как в ННМ-НТ и ННМ-Т (см. § 51, 52). Боковое нейтронное зондирование в этом случае производят зондами с ¿„«, = 35—40 см и L_nv2 = = 70—80 см (рис. 111).

Водонефтяной контакт определяется НГМ не по водородо- содержанню, а по хлоросодержанию, так как различие в со­держании водорода в нефти и воде мало (около 3 %) и не мо­жет быть зарегистрировано этим методом в скважинных ус­ловиях. Одним из важнейших условий определения ВНК по данным НГМ являются высокая минерализация пластовых вод (более 100—150 г/л) и постоянство литологическнх и коллек­торских свойств водоносной и нефтеносной частей пласта. Объемное хлоросодержание в таких условиях в водоносной ча­сти пласта выше, чем в нефтеносной, следовательно, водонос­ная часть будет фиксироваться повышенной интенсивностью

"V*

Эффект отбивки ВНК также повышается в крепленых и за­цементированных скважинах, простоявших длительное время, в течение которого произошли расформирование зоны проникно­вения 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 1_пу при переходе от водо­носной части пласта к нефтеносной. Наибольший эффект от­бивки ВНК дает комплектование ННМ-Т и НГМ благодаря различному влиянию хлора на интенсивности /_Пт и /_пу. Против водоносной части пласта показания ¡п_г понижены, а показания

1_пу повышены по сравнению с нефтеносной частью разреза (см. рис. 109).

При наличии не полностью расформировавшихся или не­глубоких зон проникновения фильтрата в проницаемые пласты можно применять НГМ с двумя зондами разной длины, так же как 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 водородосодержанию.

Нейтронный гамма-метод целесообразно использовать при исследованиях бурых углей в кавернозных породах, так как его показания в меньшей степени зависят от диаметра скважины, чем показания ГГМ-П. При этом зольность угольных пластов определяется с точностью 5—8 %.

Хорошие результаты дает метод НГМ в комплексе с мето­дом естественной радиоактивности горных пород на месторож­дениях калийных солей, которые на обеих кривых отмечаются максимальными значениями. Данные измерений ГМ и НГМ в этом случае могут быть использованы также для количест­венных определений калия и хлора. Однако по НГМ хлор можно обнаружить только при его концентрации не менее 10 %.

Результаты исследований НГМ в комплексе с ГМ, прове­денных в гидрогеологических скважинах, позволяют выделять водоносные горизонты и оценивать их пористость. Нейтронный гамма-метод применяют при инженерно-геологических изыска­ниях для изучения влагосодержання грунтов в зоне аэрации. Большие возможности этот метод имеет при изучении желез­ных, хромитовых марганцевых руд и скоплений ртути. Железо, хром, марганец и ртуть характеризуются большими сечениями захвата тепловых нейтронов, сопровождающегося жестким гам­ма-излучением.