Стационарные нейтронные методы каротажа. Нейтрон-нейтронный каротаж (ННК) и нейтрон-гамма каротаж (НГК)

В основе нейтронных методов каротажа лежат процессы взаимодействия нейтронов с веществом. В ядерной геофизике используются различные источники нейтронов, это и стационарные ампульные источники и импульсные генераторы нейтронов, что, в свою очередь, позволяет исследовать как стационарные, так и изменяющиеся во времени поля нейтронов, и связанные с ними процессы.

К стационарным методам нейтронного каротажа относятся в основном три типа методики и аппаратуры: нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННК-Т), нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННК-НТ) и нейтрон-гамма каротаж (НГК).

В процессе ННК-Т породу облучают нейтронами от стационарного ампульного источника

Нейтронный каротаж (НК) основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного ампульного источника и измерении плотностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов и (или) гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Измеряемая величина — скорость счёта в импульсах в минуту (имп/мин); расчётная величина – водородный индекс W. Водородный индекс – это отношение количества атомов водорода в среде к их количеству в дистиллированной воде. В зависимости от регистрируемого излучения различают: нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам — ННК-НТ; нейтронный каротаж по тепловым нейтронам — ННК-Т; нейтронный гамма-каротаж — НГК. Первые два вида исследований выполняют, как правило, с помощью компенсированных измерительных зондов, содержащих два (или больше) детектора нейтронов; НГК — однозондовыми приборами, содержащими один детектор гамма-излучения.

Областями эффективного применения НК при определении пористости и литологическом расчленении разреза являются:

для ННК-НТ — породы с любым водородосодержанием, любыми минерализациями пластовых вод С_пл и промывочной жидкости С_пж (в том числе с любой контрастностью С_пл и С_пж в зоне исследования метода), при невысокой кавернозности ствола скважины;

для ННК-Т — породы с любым водородосодержанием, невысокими С_ш и С_пж (меньше 50-70 г/л NaCl) и слабой контрастностью С_пл и С_пж,

для НГК — породы с низким (меньше 8-12 %) водородосодержанием и любыми С_пл и С_пж, а также породы со средним (8-20 %) водородосодержанием, если С_пл и С_пж не превышают 100 г/л.

Областями эффективного применения НК при выделении газоносных пластов, газожидкостного контакта, определении коэффициента газонасыщенности являются:

для ННК-НТ - породы с любым водородосодержанием при диаметре скважины, не превышающем 200 мм;

для ННК-Т — породы с водородосодержанием более 10 % при диаметре скважины, не превышающем 250 мм;

для НГК — породы с водородосодержанием менее 20 %.

Точка записи — середина расстояния между источником и детектором для однозондовых приборов и середина между двумя детекторами для компенсированных (двухзондовых) приборов.

Из-за сравнительно малого диаметра зоны исследований (порядка 20-30 см) на показаниях всех стационарных нейтронных методов сказываются изменение диаметра скважины, удаление прибора от стенки скважины (например, из-за наличия глинистой корки) и крепление скважины колонной. Поэтому количественная интерпретация результатов нейтронных методов требует учета влияния перечисленных скважинных факторов. Поправки должны учитывать и геологические факторы – плотность пород и литологию.

Нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам — ННК-НТ

В ННК-НТ измеряются плотности нейтронов, замедлившихся от быстрых до надтепловых (единицы эВ). Количество нейтронов, достигающих индикатора, определяется особенностями процесса замедления нейтронов в среде, в которой находится прибор. Закон уменьшения плотности потока нейтронов Ф приближенно в однородной среде его можно представить в виде следующей формулы:

(6.6)

, где Q — интенсивность мощность источника [нейтр./с]; χ — замедляющая способность среды; L —параметр замедления, характеризующий среднеквадратическое расстояние, проходимое нейтроном до замедления. Водород обладает аномальным сечением рассеяния и при со­ударении с ним нейтрон в среднем теряет больше всего энергии. Поэтому параметр замедления L, уменьшается с ростом концентрации водорода в горной породе и показания ННК-НТ однозначно связаны с концентрацией водорода.

Характер зависимости показаний ННК-НТ от водоросодержания горной породы различен на разных расстояниях от источника. На небольших расстояниях от источника (обычно до 10 — 30 см) с уменьшением водородосодержания показания метода уменьшаются. На больших расстояниях, наоборот, показания растут с уменьшением содержания водорода в горной породе (Рисунок 39).

Зонды с расстоянием между индикатором и источником, попадающим в область 2 на рисунке, принято называть инверсионными, зонды меньшего размера — доинверсионными (область 1) и зонды большего размера — заинверсиоиными (область 3).

На практике используют зонды ННК-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 ННК. Эти породы, а также гипсы, содержащие много связанной воды, отмечаются на кривых ННК-НТ минимальными показаниями.

Рисунок 39. Зависимости плотности надтепловых нейтронов от длины зонда при разных значениях водородосодержания в водонасыщенном песчанике. Шифр кривых – водородосодержание [11]

Плотные малопористые известняки, ангидриты, неразмытые соли, магматические и метаморфические породы и другие, содержащие в своем составе мало водорода, характеризуются самыми высокими показаниями на кривых ННК-НТ. Промежуточными показаниями отмечаются породы умеренной пористости: пористые известняки и доломиты, песчаники. При прочих равных условиях, чем выше пористость пласта, тем ниже показания метода. Это позволяет по данным ННК-НТ определять коэффициент пористости пласта. При количественной оценке KП 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 содержат, при равной пористости, меньше водорода, чем нефтеносные и водоносные. Поэтому они отмечаются более высокими показаниями.