Стационарные нейтронные методы ГИС

Стационарные нейтронные методы ГИС заключаются в облучении породы ста- ционарными потоками быстрых нейтронов (энергия больше 0,5 МэВ) и регистрации плотности нейтронов, замедлившихся до надтепловых или тепловых энергий или гам- ма-квантов, возникающих при захвате тепловых нейтронов ядрами атомов (радиацион- ный захват). Для получения нейтронов обычно используют реакции поглощения альфа- частиц ядрами некоторых элементов. В промыслово-геофизической практике чаще все-

го применяют ампульные источники, излучателем в которых служит полоний, а в каче-

стве мишени применяют бериллий. Средняя энергия нейтронов при этом 2,7 МэВ.

Тепловыми считают нейтроны с энергией 0,025—0,01 эВ. Нейтроны несколько более высоких энергий — до сотен электрон-вольт называют надтепловыми. Наиболь- шей замедляющей способностью обладают элементы, масса ядра которых близка к массе нейтрона. Поэтому аномальным замедлителем является водород. Высокой замед- ляющей способностью обладают углерод и бериллий. Концентрации этих элементов и обусловливают плотность надтепловых нейтронов в точках среды (пространственное распределение надтепловых нейтронов).

Рис.7.17 Блок-схема скважинного прибора нейтронного каротажа (а) и диа- граммы зависимости плотности надтепловых нейтронов / от рас- стояния г до источника (б).

1 — источник быстрых нейтронов; 2 — пара- финовый экран; 3 — свинцовый экран; 4—де- тектор нейтронов; 5 — детектор гамма- квантов; 6 — блок электроники; 7 — расстоя- ние L между источником и детектором ней- тронов. Шифр кривых — kП

Тепловые нейтроны относительно легко захватываются элементами-поглотителями. Аномальные поглотители — хлор, бор, кад- мий, литий, железо, марганец. Пространст- венное распределение тепловых нейтронов зависит как от концентрации замедлителей, так и от концентрации элементов- поглотителей. От этих же факторов зависит и пространственное распределение гамма- квантов радиационного захвата. Однако зави- симости эти различны. Например, увеличение концентрации хлора приводит к снижению плотности тепловых нейтронов и росту числа квантов радиационного захвата, так как акт поглощения сопровождается излучением не- скольких гамма-квантов. При этом каждый элемент имеет характерный спектр энергий гамма-квантов. Это дает возможность иден- тифицировать химические элементы, сла- гающие разрез.

Выше указывалось, что нейтронные свойства пород характеризуются длиной за- медления и длиной диффузии или средним временем жизни тепловых нейтронов. Сле- дует отметить, что эти свойства, а также энергетический спектр гамма-излучения ра- диационного захвата зависят только от кон- центрации соответствующих элементов, но не от их химических связей.

Таким образом, можно реализовать че- тыре метода, основанных на взаимодействии стационарных потоков нейтронов с вещест- вом: нейтрон-нейтронный метод по надтеп-

ловым нейтронам (ННМ-НТ); нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам

(ННМ-Т); нейтронный гамма-метод (НГМ) и нейтронный гамма-метод спектральный

(НГМ-С). При реализации каждого из них излучаются быстрые нейтроны, а регистри-

руются, соответственно, надтепловые нейтроны, тепловые нейтроны, вторичные гам- ма-кванты. Изучают соответствующие пространственные распределения. Первые три метода интегральные, последний — спектральный.

Блок-схема скважинного прибора для всех четырех методов аналогична (рис.7.17). Прибор содержит источник быстрых нейтронов 1 и парафиновый экран 2. Парафин является водородосодержащим веществом, приводящим к быстрому замед- лению прямого (идущего не через горную породу) потока нейтронов до тепловых энергий. Гамма-излучение радиационного захвата, возникающее в парафине, ослабля- ется свинцовым экраном 3. Далее расположен детектор 4 соответствующего типа — надтепловых нейтронов, тепловых нейтронов или гамма-квантов. В верхней части

прибора расположен детектор 5 для регистрации естественного гамма-излучения. На- личие удаленного от источника детектора 5 позволяет одновременно с нейтронными характеристиками среды изучать ее естественную радиоактивность, т.е. реализовать гамма-метод (ГМ). Описываемые приборы являются, таким образом, двухканальны- ми. Информация от обоих каналов подается на поверхность по каротажному кабелю с помощью электронного блока 6. Наряду с самостоятельным значением, показания ка- нала ГМ необходимы для корректировки показаний канала НГМ, так как гамма- кванты радиационного захвата (полезная информация) суммируются в нем с гамма- квантами естественного происхождения (фон).

Изменения плотностей надтепловых и тепловых нейтронов, а следовательно, и гамма-квантов радиационного захвата по мере удаления от источника нейтронов зави- сят от концентрации замедлителей и поглотителей (см. рис. 7.17). В средах с большой их концентрацией, где малы длина замедления, диффузионная длина и среднее время жизни, соответствующие плотности на малых расстояниях от источника значительны, а на больших — малы (см. гл. 5). В средах с малыми концентрациями плотности снижа- ются медленно и значительны даже на больших расстояниях от источника. Точку U, в которой при больших и малых концентрациях показания совпадают, называют точкой инверсии.

Протяженность детекторов и наличие в скважинном приборе экранов приводят к тому, что детектор 4 расположен за точкой инверсии. Поэтому среды с большой кон- центрацией замедлителей, например пористые нефтеносные пласты, отличаются на диаграммах нейтронных методов пониженными показателями, а пласты плотные, низ- копористые — повышенными. Зонды нейтронных методов, детекторы в которых рас- положены за точкой инверсии, называют заинверсионными.

В осадочных горных породах, поры которых насыщены водой, нефтью или газом, общее содержание водорода оценивают водородным индексом, который равен отноше- нию объемной концентрации атомов водорода в данной среде к его концентрации в пресной воде при нормальных условиях. В горных породах эту величину именуют эк- вивалентной влажностью ω. Для пресной воды ωв = 1, для нефтей ωн ≈ ωв = 1. Для чис- тых, не содержащих химически связанной воды пород, насыщенных водой (ωвп) или нефтью с водой (ωнп), ωнп ≈ ωвп = kп ωв = kп , т.е. водородный индекс таких пород равен их пористости. Для газа ωг < ωв ≈ ωн , поэтому на диаграммах нейтронных методов газонасыщенные пласты отмечаются более высокими амплитудами (кажутся более плотными), чем равные им по пористости нефтеводонасыщенные. Именно кажущееся увеличение плотности (реальную плотность оценивают с помощью ГГМ-П) позволяет идентифицировать газоносные пласты. В глинистых коллекторах, скелет которых со- держит химически связанную воду ωнп ≈ ωвп= kп+kглωсв , где kгл — коэффициент гли- нистости. Такое же явление наблюдается в загипсованных породах.

Применение заинверсионных зондов обусловливает обратную, близкую к экспо- ненциальной зависимость показаний нейтронных методов от водородсодержания. Для примера на рис.7.18 приведена соответствующая зависимость для плотности надтеп- ловых нейтронов.

Когда поровое пространство заполнено минерализованной водой, изменение во- дородсодержания сопровождается изменением хлоросодержання. В результате зави- симость между интенсивностью регистрируемого излучения и коэффициентом порис- тости для ННМ-Т и НГМ изменяется, причем для НГМ ее график с ростом хлоросо- держания выполаживается и даже изменяет знак (рис.7.19). В принципе это явление при минерализации воды более 100 г/л может быть использовано для нахождения по- ложения водонефтяного контакта, так как хлоро-содержание водоносной части пласта много выше, чем нефтеносной. Однако если зона проникновения велика (превышает два диаметра скважины), обнаружить положение водонефтяного контакта, как прави- ло, не удается. В этих условиях все три интегральных нейтронных метода применяют

лишь для определения пористости. Независимость показаний ННМ-НТ от хлоросо- держания (в частности, хлоросодержания промывочной жидкости) является, таким об- разом, его преимуществом перед ННМ-Т и НГМ. Вместе с тем, радиус исследования у ННМ-НТ меньше, чем у ННМ-Т, а у ННМ-Т — чем у НГМ.

Нейтронные методы позволяют решать следующие задачи: литологическое рас- членение разреза; определение пористости пород; определение положения газожидко- стного контакта. Методы ННМ-Т и НГМ позволяют определить местоположение водо- нефтяного контакта при значительной минерализации пластовых вод и небольшой зоне проникновения, а также в обсаженных скважинах на основе наблюдений за расформи- рованием зоны проникновения. Методы ННМ-НТ и ННМ-Т применяют при поисках угольных пластов (уголь содержит до 12 % водорода) и для выделения пород с высо- ким содержанием бора.

Рис. 7.18 Зависимость Iпн = f(ω)

Рис. 7.19 Зависимость Iпγ = f(ω).

Шифр кривых — минерализации воды

(концентрация хлора), г/л

Метод ННМ-Т используют для выделения в разрезах скважин пород, содержащих элементы с большим сечением захвата: ртути, лития, хлора, кобальта, вольфрама, мар- ганца, сурьмы, кадмия и некоторых редкоземельных. Железо, марганец, ртуть и хроми- ты идентифицируются НГМ.

Метод НГМ целесообразно использовать при поисках углей, поскольку его пока- зания меньше зависят от диаметра скважины, чем показания ГГМ-П. Это позволяет оп- ределять зольность углей с точностью 5—8 % даже при наличии хлоридных пород. Ме- тод также применяют для оценки водоносности и пористости в гидрогеологических и инженерно-геологических скважинах. Необходимо еще раз подчеркнуть, что НГМ сле- дует применять в комплексе с ГМ, чтобы исключить из общего числа зарегистрирован- ных гамма-квантов те, которые вызваны естественной радиоактивностью.

Нейтронный гамма-метод спектрометрический (НГМ-С) применяют для опреде- ления положения водонефтяного контакта по хлору, для поисков железных, хромито- вых, марганцевых, никелевых и других руд. Реализация НГМ-С сопряжена с серьезны- ми техническими трудностями.