Нейтронные методы исследования скважин (ННМТ, ННМНТ): физические основы, принцип измерения в скважине, область применения

ННМ_НТ.Количество нейтронов, достигающих индикатора, определяется особенностями процесса замедления нейтронов в сре­де, в которой находится прибор. Плот­ность надтепловых нейтронов уменьшается при удалении от источника примерно так, как изображено на рис:

Рис. изменения плотности :а – надтепловые нейтроны, б – тепловые нейтроны в водонасыщенном песчанике.

Закон уменьшения плотности потока нейтронов Ф приближенно в однородной среде его можно представить в виде следующей формулы:

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

Из формулы следует, что характер зависимости показаний ННМ_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.

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 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. 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 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 содержат, при равной пористости, меньше водорода, чем нефтеносные и водоносные. Поэтому они отмечаются более высокими показаниями.

Из-за сравнительно малого диаметра зоны исследований 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.

ННМ_Т.На показания оказывают влияние как процесс замед­ления, так и процесс диффузии тепловых нейтронов. В результате диффузии тепловые нейтроны удаляются от источника в среднем на несколько большее расстояние, чем надтепловые нейтроны, по­этому уменьшение их плотности с расстоянием происходит несколь­ко медленнее, чем в случае надтепловых нейтронов. Однако каче­ственно зависимости сохраняют вид, как на Рисунке. В однородной среде изменение плотности тепловых нейт­ронов n_Т с расстоянием г приближенно можно описать формулой: , где τ — среднее время жизни нейтронов в тепловом состоянии (до момента поглощения ядром); L_Д — длина диффузии тепловых нейтронов (среднеквадратическое расстояние, проходимое нейтроном от точки, где он стал тепловым, до точки его поглощения).

Среднее время жизни тепловых нейтронов обратно пропор­ционально макроскопическому сечению поглощения нейтронов сре­дой. Оно определяется присутствием в породе элементов с аномально высоким сечением поглощения теп­ловых нейтронов, таких как хлор (присутствующий в составе соленых пластовых вод), бор, марганец, редкие земли. Среднее время жизни в большинстве осадочных пород уменьшается с увели­чением коэффициента пористости горных пород и минерализации пластовых вод. Нефтеносные и газоносные породы имеют большее время жизни тепловых нейтронов по сравнению с водоносными пла­стами, насыщенными соленой водой. Некоторое значение, особенно при малой минерализации пластовых вод, имеет также поглощение нейтронов водородом, а в глинистых породах — калием, железом и другими элементами.

Длина диффузии подобно параметру замедления уменьшается с увеличением водородосодержания, но в отличие от него несколько зависит также от поглощающих элементов, уменьшаясь с ростом концентрации последних. Однако обычно L_Д (как и L_f) определяется в основном водородосодержанием пород.

Итак, показания ННМ_Т, так же как и ННМ_НТ, зависят в основ­ном от содержания в породе водорода. Характер зависимости опре­деляется длиной зонда. Здесь существуют, как и при ННМ_НТ, до-инверсионная область, где показания растут с ростом водородосо­держания, и заинверсионная область, где показания уменьшаются при увеличении концентрации водорода. На показания ННМ_Т влияние оказывают элементы с аномальным поглощением нейтронов. Например, водоносные пласты, содержащие по сравнению с нефтеносными больше хлора, отмечаются при равной пористости не­сколько меньшими показаниями ННМ_Т. В нефтяных и газовых скважинах ННМ_Т и ННМ_НТ применяют для расчленения пород с различ­ным водородосодержанием и определения коэффициента пористос­ти пород. В последнем случае достаточно точные данные получают­ся лишь при учете содержания хлора в буровом растворе и в приле­гающей к скважине части пласта (в пласте или зоне проникновения). При благоприятных условиях (высокая минерализация вод и посто­янная пористость пласта, обсаженные скважины, где нет зоны про­никновения фильтрата} ННМ_Т можно применять также и для оп­ределения положения водонефтяного контакта.