Нейтрон-нейтронный метод с регистрацией надтепловых нейтронов

Нейтроны с энергией 0,1-10ЭВ. Количество нейтронов, достигающих индикатора при ННМ-НТ, определяется особенностями процесса замедления нейтронов в сре­де, в которой находится прибор ННМ. Закон уменьшения плотности потока нейтронов Ф в зависимости от расстояния r до источника весьма сложен. Грубо приближенно в однородной среде его можно представить в виде следующей относи­тельно простой формулы:

(9)

где Q – интенсивность («мощность») источника, нейтр./с; χ – замед­ляющая способность среды; L_f – параметр замедления, характери­зующий среднеквадратическое расстояние, проходимое нейтроном до замедления.

На практике исполь­зуют зонды ННМ-НТ размером 30-40, реже 50 см. При таких зондах показания метода растут с уменьшением водо­родосодержания породы. Наибольшее количество водорода обычно характерно для глин, аргиллитов и мергелей. Они имеют большую пористость и содержат значительное количество химически связан­ной воды в составе глинистых минералов. Наконец, против этих по­род часто наблюдаются каверны (увеличение диаметра скважины), что также способствует росту среднего количества водорода вблизи зонда ННМ. Эти породы, а также гипсы, содержащие много связан­ной воды, отмечаются на кривых ННМ-НТ минимальными показа­ниями. Плотные малопористые известняки, ангидриты, неразмытые соли, магматические и метаморфические породы и другие, содержа­щие в своем составе мало водорода, характеризуются самыми высо­кими показаниями на кривых ННМ-НТ (рис. 2).

Промежуточными показаниями отмечаются породы умеренной пористости: пористые известняки и доломиты, песчаники и др. При прочих равных условиях, чем выше пористость пласта, тем ниже показания метода. Это позволяет по данным ННМ-НТ определять коэффициент пористости пласта. При количественной оценке k_п в показания необходимо внести поправку за влияние скважинных фак­торов (диаметр скважины, наличие и толщина глинистой корки), а также глинистых и иных минералов, содержащих химически свя­занную воду.

Количество водорода в нефти и воде примерно одинаково, по­этому нефтенасыщенные породы при равной пористости ха­рактеризуются такими же показаниями, что и водонасыщенные. Га­зоносные пласты, за исключением пластов с весьма высокими пла­стовыми давлениями, содержат при равной пористости меньше водорода в единице объема породы, чем нефтеносные и водоносные. Поэтому они отмечаются более высокими показаниями, если отсут­ствует зона проникновения фильтрата бурового раствора в пласт (например, в обсаженных неперфорированных скважинах) или если радиус этой зоны меньше радиуса зоны исследования метода, со­ставляющего примерно 30 см. Однако в необсаженных скважинах, имеющих чаще всего значительную по глубине зону проникнове­ния фильтрата, где газ почти полностью вытесняется фильтратом бурового раствора, показания против газоносных пластов практи­чески не отличаются от показаний против водоносных и нефтенос­ных пород той же пористости.