книги из ГПНТБ / Заворотько Ю.М. Методика и техника геофизических исследований скважин учеб. пособие

помеха или ее вклад в суммарную наведенную активность сво­ дится к минимуму (с погрешностью е = 0,1). Обычно этому требова­ нию соответствует условие tn = 3 -f- 47’1/ 2 [2].

При одновременном распаде нескольких изотопов в суммарном наведенном эффекте / та с течением времени доля распада коротко-

в течение максимального промежутка времени, в котором активность долгоживущего изотопа-помехи будет составлять заданную долю е = 0,1 от эффекта изучаемого изотопа. По истечении времени tumах наведенная активность долгоживущего изотопа станет превышать предельное значение ешах. Поэтому при выборе оптимального вре­ мени замера ta необходимо соблюдение неравенства ta< tsl max. Обычно в практике каротажа измерения выполняют в интервале

В некоторых конкретных случаях влияние изотойов-помех можно исключить, применяя источники, энергия нейтронов которых меньше пороговой для элементов, дающих изотопы-помехи. Если энергия нейтронов большая, то ее можно уменьшить экранированием источ­ ника парафин-кадмиевым фильтром.. Прп правильном выборе £а, іп, ta и источника нейтронов в большинстве случаев можно выделить но временной селекции (по Т 1/2) изучаемый изотоп среди других изотопов и определить его содержание в породе. При близких зна­ чениях Т 1/2 изотопов выделить изучаемый изотоп среди изотоповпомех по временной селекции невозможно. В таких случаях исполь­ зуют различие спектров гамма-излучепня изучаемого пзотопа н изо­ топов-помех (спектрометрический КНА).

При измерении / ѵа источник нейтронов располагают от индика­ тора на расстоянии 1,5—2 м (размер 'зонда), при котором исклю­ чается влияние радиационного гамма-излучения и прямого гаммаизлучения источника. Перед проведением КНА измеряют естествен­ ную радиоактивность пород J y и исключают ее из суммарного наведенного эффекта.

При точечном опробовании выбирают такое расстояние 1гш (шаг) между соседними точками измерений, чтобы наведенные активности в них не накладывались одна на другую. Обычно hm = 0,25 ч- 1,00 м. При hm = 1 м скрадываются детали количественного распределения элементов в породе, поэтому шаг измерений выбирают с учетом активационного опробования эталонного интервала скважин.

При малой величине Т 1/2 изучаемого изотопа измерения можно производить и при непрерывной записи. В этом случае скорость измерений рассчитывают по формуле [121

0,693

Исключить влияние составляющих J y, Jny и Jyy на результаты измерения наведенного эффекта можно при регистрации кривых при спуске или подъеме скважинного прибора (в зависимости от рас­ положения источника и индикатора).

Глубинность метода КНА при активации тепловыми нейтронами не превышает 12—15 см, а при активации быстрыми нейтронами — примерно в два раза меньше. Например, при активации флюорита (бп = 2,8 г/см3, 20% CaF2) быстрыми нейтронами в заполненных водой скважинах диаметром 110 мм глубинность метода составляет

Исследования на алюминий

При взаимодействии медленных нейтронов с ядрами 27А1 и быстрых

Последняя реакция является пороговой для нейтронов энергии 4,5 МэВ.

Для раздельного определения содержания А1 и Si в алюмосили­ катных породах используют Ро + В- и Ро + Be-источники нейтро­ нов. Поскольку Ро + В-источник испускает нейтроны энергии

где b — количество гамма-квантов на 1 % А120 3.

При облучении пород нейтронами Ро + Be-источника наведенная активность будет определяться суммой наведенных активностей А1 и Si:

где a, d — количество гамма-квантов на 1% глинозема и кремнезема; qsi — содержание кремнезема в %.

При облучении одного и того же пласта обоими источниками

График этой зависимости представляет собой прямую, отсе­ кающую на осях X = /ро+ве/^Ро+в и У = т отрезки Ь(а

4 75

и (—a/d). Зная gA1 и qSl по результатам опробования керна в поро­ дах эталонных скважин месторождения, можно по формуле (63) построить эталонировочиый график и по нему находить содержание А1 и Si в разрезах разведочных скважин.

• Оптимальными условиями измерений при непрерывной записи являются [12]: L — 1,2 -4- 2 м, ѵ — 22 -т- 32 м/ч, Qn = (1 -f 2) х X ІО7 нейтр./с. В связи с малой наведенной активностью результаты непрерывной записи могут быть использованы только для подуколичествениых определений. Более точное определение содержа­ ний А1 и Si в породах производят по результатам точечных замеров. Оптимальные условия проведения измерений при этом: £а = 5 мин; £п = 0,5 мин; £„ = 4,5 мин.

Методика измерений в скважине заключается в следующем. При спуске скважинного прибора записывают кривую ГК и выделяют на ней интервалы повышенной радиоактивпости, которым обычно соответствуют высокоглпноземпстые породы. При подъеме прибора на этих интервалах с шагом hm = 0.5L регистрируют / ѵ в отдельных точках. Точечные измерения начинают и заканчивают на 2—3 м ниже и выше исследуемого пласта. Выбранные точки привязывают к временным меткам на кабеле. Продолжительность измерения / т в каждой точке 2 мин.

При спуске прибора с Ро + В-источником записывают диаграмму и уточняют положение пластов, исследованных ранее методом ГК, а также выделяют те из них, которые не обладают повышенной радиоактивностью. Затем при максимально возможной скорости поднимают прибор и устанавливают источник на 3—4 м выше первой точки замера. Спустя 20—30 мин совмещают источник с первой точ­ кой замера и активируют ее в течение £а = 5 мин. После этого уста­ навливают детектор в точку активации, через tn — 3 с после начала спуска включают пересчетный прибор и в течение tn = 4,5 мин реги­ стрируют / ѵа. Установка детектора в точку активации, а следова­ тельно, и источника — в следующую точку должна производиться в течение 3—4 с. В таком же порядке проводят активацию и измере­ ние J yа в последующих точках. Затем точно так же измеряют / ѵа в точках, смещенных на 0,5L вниз относительно ранее отмеченных. Для учета собственного гамма-излучения источника в нескольких верхних точках пласта производят замер J ѵа. Найденные расхожде­ ния между первичным и повторным замерами усредняют, и получен­ ный результат учитывают при камеральной обработке.

Затем в такой же последовательности и в тех же точках проводят измерения с Ро + Ве-источником.,

Исследования на медъ

Применение метода KHÂ на медь основано на регистрации наве­ денного гамма-излучения изотопов e4Cu и eeCu, образующихся при захвате медленных нейтронов ядрами 63Си и 05Си. При активации медных руд образуется ряд изотопов-помех (Z8A1, 24Na, 42К, 6вМп,

176

fl9Zn, 75As), на фоне которых не всегда возможно выделить наведен­ ный эффект меди.

Взависимости от химического состава медных руд и содержания

вних отдельных элементов применяется та или иная методика акти­ вационного опробования [15].

При одинаковом содержании Zn и Си в медноколчеданных рудах наведенный эффект 04Си будет практически на два порядка выше эффекта, связанного с 0flZn. При концентрации Zn, равной 8—10%,

наведенный эффект 09 Zn будет соизмерим с наведенным эффектом e4Cu при содержании меди в руде 0,08—1,00%. Определение содер­ жания 04Си по временной селекции возможно с погрешностью менее

10% при условии ^ 10 [15]. При наличии в медных рудах 5eFe влияние 50Мп, образующегося на быстрых нейтронах

спорогом реакции 2,9 МэВ, можно исключить применением Ро +

+В-источиика. В зависимости от концентрации меди в горных породах влияние 50Мп и 75As может, быть сведено к минимуму путем подбора величин ta и tn.

Вслучае совместного нахождения e3Cu и ,4As горную породу облучают в течение времени ta = 16 ч. При этом допустимый предел влияния 75As не превышает 10%.

влияние 56Мп не превышает 10% наведенной активности 64Си, соста­ вляет соответственно 16 и 6 ч. При средних содержаниях меди за время tn = 8 ч- 10 ч распадаются короткоживущие изотопы, и вли­ яние 56Мп можно учесть по временной селекции.

Методика работ.при активационном опробовании на 64Си состоит в следующем. Другими методами каротажа в скважине определяют интервалы залегания медноколчеданных руд. При помощи свободной жилы кабеля и. электрода, расположенного на косе скважинного приббра РК, в интервале залегания сульфидной руды записывают кривую токового каротажа или ПС и с учетом расстояния между точками записи кривой электрокаротажа и прибора РК на кабель наносят временные метки с шагом hm = 0,25 ч- 0,50 м. При помощи

eeCu. Хотя наведенный эффект eeCu и менее интенсивен, чем 64Си, однако работа по eoCu более производительна в свя'Зи с ее малым периодом полураспада. При этом наведенную активность изотопапомехи 28А1 можно учесть по временной селекции. Последователь­ ность выполнения работ в этом случае практически не отличается

Исследования на марганец

Метод КНА используется для количественных определений Мп в породах как по временной селекции (Г1/2 — 2,58 ч), так и по спек­ трометрическим исследованиям в области энергий Еуя = 0,84 МэВ. Помехой обычно является изотоп 28А1, влияние которого исключают паузой fn = 15 -ь 20 мин.

Рудный интервал скважины облучают Ро + Be-источником мощ­ ностью Qn — ІО7 нейтр./с в течение ta = 3 мин, а затем, спустя tn = = 18 мин в течение t„ = Змин, измеряют наведенную активность. Порог чувствительности метода на марганец составляет первые единицы процентов. Трудность определения содержания марганца в руде состоит в том, что при концентрациях более 40% наведенная активность Jya мало зависит от содержания, т. е. эталонировочный график достигает насыщения [2].

Определение водо-нефтяного контакта

Определение ВПК методом КНА основано на изучении наведен­ ной активности a4Na, 38С1 и 52Ѵ. Поскольку водоносный коллектор характеризуется повышенным содержанием Na и С1, то наведенная активность против него будет больше, чем против нефтеносного коллектора.

При активации 37С1 точку облучают Ро + Be-источником в тече­

между ними должны соответствовать 2—3 замера. В обоих случаях на результаты измерений будет оказывать влияние наведенная активность 56Мп (реакции на 55Мпи 56Fe).

Основной помехой при определении ВНК по 38С1 и 24Na является наведенная активность 58Мп, которую можно учесть по временной селекции. ‘

С целью учета нестабильности аппаратуры и переменной мощ­ ности источника нейтронов результаты КНА выражают в виде

ßci= 0,06 -=- 0,12, ßNa= 0,35 -f- 0,45. В карбонатном разрезе против нефтеносного пласта ßCi = 0,1 н- 0,2, против водоносного — ßci = = 0,4 - 0,8 [2].

Метод КНА по С1 и Na дает хорошие результаты при минерали­ зации пластовых вод свыше 40—70 г/л [50].

Поскольку в ряде случаев нефть характеризуется повышенным содержанием 0ІѴ, то ВНК в пеобсаженной скважине можно опре­

будет складываться с наведенных активностей б2Ѵ, 38С1 и 28А1, кото­ рые определяют по временной селекции [29].

Техника работ

Подготовка радиометрической аппаратуры к работе и техника проведения измерений на скважине в методе КНА осуществляются так же, как и в других методах РК.

Поскольку аппаратура работает на скважине продолжительное

8—10 ч через 10—20 мин измеряют количество импульсов в 1 мин

измерений осуществляют после прогрева ее в течение 1 ч по ско­ ростям счета от эталона С-41, располагая его таким же образом, как на базе. Полученные показания не должны отличаться от показаний, зафиксированных на базе, более чем на 5%.

Для установки оптимального уровня дискриминации канала скорости счета против характерного для данного месторождения

Оптимальный уровень дискриминации должен соответствовать максимальной величине ѵ.

Измерения должны производиться эталонированной аппаратурой. Эталонирование осуществляется при помощи радиевого эталона. Нелинейность аппаратуры при максимальной скорости счета на выбранном диапазоне панели РК не должна быть более 3%.

Оценка качества диаграмм

Подлинники диаграмм КНА имеют такую же форму заголовка, как и в методах НГК и ННК.

Результаты точечных замеров фиксируют в журнале полевых наблюдений, составленном в произвольной форме. В нем указы­ ваются общие сведения о скважине и измерительной аппаратуре,

180

тип и количество индикаторов, размер кристалла, тип источника

иего активность в момент проведения измерений, натуральный фон,, интенсивность излучения (в мкР/ч или имп/мин) от источника изве­ стной интенсивности при расположении его в фиксированной точке, дата последней эталонировки, шаг измерений, глубина точек замера

исоответствующая им естественная гамма-активность, начало и конец, активации (время активации ta), время остывания (пауза tn), время

между последующими отсчетами наведенной активности, скорости счета за выбранный интервал времени замера, общее время замера t„.

Если замер спада наведенной активности произведен в данной точке скважины при включенной протяжке каротажного регистра­ тора, то подлинник диаграммы должен иметь такой же заголовок, как и при непрерывной записи; на полученной кривой проставляют глубину расположения точки замера, начальное и конечное время регистрации. При этом каждая диаграмма должна иметь масштаб­ ную шкалу, выраженную в имп/мин или мкР/ч.

Качество измерений оценивают но контрольному показанию, определяемому до и после измерений" в разведочной скважине,, а также по результатам повторных замеров против опорных пластов. При этом среднеквадратичная погрешность измерений не должна превышать 5% [26].

§ 40. ИМПУЛЬСНЫЙ НЕЙТРОН-ИЕЙТРОННЫЙ КАРОТАЖ

Методика работ

Облаетъ применения метода

В методе импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) горные породы облучаются в течение времени АТ кратковременными потоками быстрых нейтронов энергии 14,1 МэВ от импульсногогенератора, следующими один за другим через определенный ин­ тервал времени ТП, а затем через промежуток t (задержка, время ожидания) в течение времени At («окно» временного анализатора,, или просто «окно») происходит регистрация тепловых нейтронов- (рис. 54).

Образование быстрых нейтронов происходит в ускорительной. трубке в результате бомбардировки тритиевой мишени положитель­ ными ионами дейтерия по реакции

3Н + 2Н = п-Ь*Не.

Считается, что спустя время t3 = 10 -г- 102 мкс нейтроны ста­ новятся тепловыми, а затем наступает процесс диффузии, заканчива­ ющийся поглощением тепловых нейтронов.

При работе нейтронного источника в импульсном режиме можнорегистрировать не только плотность тепловых нейтронов, но и ин­ тенсивность радиационного гамма-излучения (ИНГК). Однако- в практике каротажа чаще всего регистрируют плотность тепловых нейтронов.

181

Коэффициент диффузии D тепловых иейтроиов определяется водородосодержанием среды и не зависит от минерализации пласто­ вых вод. Поскольку количество ядер водорода в водоносных и нефте­ носных пластах примерно одинаково, коэффициенты диффузии в них близки между собой. Следовательно, по коэффициенту D выделить продуктивные пласты невозможно, однако его можно использовать для определения пористости пластов [13].

При выделении продуктивных пластов в разрезах скважин обычно определяют время жизни тепловых нейтронов т„, т. е. время, в тече­ ние которого нейтрон, став тепловым, существует («живет») в среде

лями нейтронов, плотность тепловых нейтронов в них спустя время і3 после действия импульсного источника будет в несколько раз выше, чем в пласте, следовательно, диффузия нейтронов направлена пре­ имущественно из скважины в пласт.

Поскольку в методе ИННК тепловые нейтроны регистрируются через время t t3, нейтроны, замедлившиеся в скважине, будут постепенно поглощаться буровым раствором. Затем наступает момент (при условии тлп > т лс, где тлП и тлс — время жизни тепловых ней­ тронов в пласте и скважине), когда их плотность в пласте становится больше, чем в скважине, и индикатор регистрирует в скважине плотность тепловых нейтронов, пропорциональную в каждый момент времени плотности нейтронов в горной породе.

Когда тлс > т лп, регистрируемая плотность тепловых нейтронов •будет обусловлена временем их жизни в скважине и т,1Попределить невозможно. В таких случаях раствор в скважине должен быть заменен более минерализованным.

С увеличением задержки повышается вероятность регистрации тепловых нейтронов, идущих из пласта, и, следовательно, умѳнь-

182

шается влияние скважины, зоны проникновения и цементного кольца на результаты ИННК. Благодаря работе нейтронного источника в импульсном режиме и изменению величины задержки радиус иссле­ дования в методе ИННК составляет 60—80 см, т. е. больше, чем в стационарных нейтронных методах каротажа.

Хотя влияние зоны проникновения в методе ИННК значительноменьше, чем в стационарных методах, однако оно полностью не исключается. При больших задержках влияние зоны проникновения мало сказывается на результатах ИННК в том случае, когда ее диаметр меньше радиуса исследования метода и фильтрат буровогораствора имеет невысокую минерализацию. При высокой минерали­ зации фильтрата бурового раствора'зона проникновения диаметром 10—15 см значительно экранирует тепловые нейтроны, идущие из. нефтеносного пласта [13].

Если диаметр зоны проникновения превышает радиус исследова­ ния метода ИННК, отличить продуктивные пласты от водоносных практически невозможно. Это имеет место в карбонатных коллекто­ рах, характеризующихся глубоким проникновением фильтрата буро­ вого раствора, где стационарными нейтронными методами и методами электрокаротажа нефтеносные пласты часто не выделяются. Однако через некоторое время (месяцы или годы) после бурения скважины зона проникновения разрушается, восстанавливается естественная минерализация пластовых вод, и нефтеносные и водоносные карбо­ натные пласты начинают отличаться по содержанию в них хлора таким же образом, как и до вскрытия их скважиной. Поэтому ампли­ туды кривых ИННК против нефтеносных пластов при задержках 1000—1500 мкс увеличиваются в 2—10 раз но сравнению с водо­ носными пластами.

Как известно, выделение продуктивных пластов в тонкослоистых песчано-глинистых разрезах методом КС представляет определеннуютрудность, так как рк против них близко к значениям против глин. В методе ИННК максимальные амплитуды кривых соответ­ ствуют газонефтяным пластам и плотносцементированным породам, разделение которых производят с привлечением других методовкаротажа.

В осадочных породах нефтяных и газовых месторождений время жизни тепловых нейтронов хп в большой степени зависит от содер­ жания элементов с высоким сечением захвата тепловых нейтронов (В, Fe, Mn, Gl). В пластовых водах указанных месторождений раство­ рено наибольшее количество солей соляной кислоты, особенно NaCl (до 80—95%), поэтому водоносные коллекторы, насыщенные минера­ лизованной водой, характеризуются малым хп, следовательно, отме­ чаются на кривых ИННК резким уменьшением регистрируемой плотности тепловых нейтронов по сравнению с нефтеносными кол­ лекторами.

Таким образом, метод ИННК в большинстве случаев позволяет достаточно четко определить ВНК в разведочных, наблюдательных и эксплуатационных скважинах. Одиако при низкой минерализации

183