Взаимодействие гамма-квантов с веществом

Известно 12 типов взаимодействия у-квантов с веществом. Из них в энергетической области 0,05-5-1,5 МэВ, характерной для применяемых в геофизике изотопных источников, существенны три: фотоэффект, комптон-эффект и образование пар.

Полное микроскопическое сечение взаимодействия квантов с веществом равно сумме сечений перечисленных процессов:

Фотоэффектом (фотоэлектрическим поглощением) называют такое взаимодействие кванта с атомом, при котором квант поглощается, а его энергия частично расходуется на отрыв электрона, частично же передается последнему в виде кинетической энергии.

Атом, потерявший в результате фотоэффекта электрон, оказывается в неустойчивом состоянии. Почти мгновенно освободившуюся оболочку заполняет электрон с более удаленного уровня. Избыток энергии, равный разности энергий этих уровней, выделяется в виде квантов характеристического — обладающего определенной для данного элемента энергией — рентгеновского излучения.

Комптон-эффектом называют упругое рассеяние у~квантов на электронах атомов. В результате кванты меняют направление и передают электронам часть энергии. При Eg>Ei атомные электроны можно считать свободными и покоящимися. Их связь с атомом практически не сказывается на закономерностях рассеяния.

(Eg-энергия гамма-квантов, Ei-энергия итого электрона, Z порядковый номер элемента).

Эффект образования пар заключается в образовании квантом электрона и позитрона при энергии, равной сумме энергий покоя этих частиц = 1,02 МэВ.

Позитрон практически мгновенно аннигилирует в результате столкновения со свободным электроном вещества. При этом образуются два g-кванта с энергией 0,51 МэВ.

Источники гамма-квантов и нейтронов являются важнейшими элементами скважинной аппаратуры радиоактивного каротажа. Если изменение плотности потока изучаемых частиц во времени связано только со статистическими флуктуациями, источник называют стационарным. Если же изменение вызвано не только статистическими флуктуациями, источник называют нестационарным. Обычно нестационарные источники работают

в импульсном режиме.

Флуктуа́ция - Случайное отклонение физической величины от её среднего значения; цикличные колебания, нестабильность.

Источники g-квантов представляют собой металлические ампулы, содержащие, как правило, (b-активные препараты. В результате b-распада возникает g-излучение. Излучение b-частиц гасится в корпусе ампулы или с помощью специальных филь-

тров. Тип препарата, обусловливающий -g активность, энергию излучения и другие параметры источника, зависит от рода решаемой задачи (табл. 3). Ампульные источники являются стационарными.

Детекторы излучения подразделяют на газонаполненные, сцинтилляционные и полупроводниковые. Принцип их работы основан на регистрации электронов и ионов или световых фотонов, возникающих в результате взаимодействия излучений с веществом.

Газонаполненные детекторы представляют собой стеклянную или металлическую трубку, наполненную инертным газом и имеющую два электрода. В отсутствии ионизирующего излучения ток между электродами не протекает. Гамма-кванты поглощаются в газе с образованием электронов, нейтроны — с образованием а-частиц и протонов. Заряженные частицы ионизируют газ, в результате чего возникают импульсы электрического тока.

Сцинтилляционные счетчики изготовляют из оптически активных веществ — сцинтилляторов. При взаимодействии ионизирующих излучений с оптически активным веществом происходит возбуждение атомов и молекул, от которого они освобождаются, излучая фотоны. При регистрации квантов в качестве сцинтилляторов применяют монокристаллы йодистого натрия NaJ или йодистого цезия CsJ, активированные для увеличения световыхода таллием Т1. Для регистрации тепловых нейтронов

применяют кристаллы йодистого лития, активированные европием [LiJ(Eu)], обогащенные изотопом 6Li, или кристаллы на основе сернистого цинка активированные серебром [ZnS(Ag)].

Полупроводниковые детекторы основаны на генерации свободных носителей заряда в твердом теле под влиянием ионизирующих излучений. Пробег частиц в твердом теле приблизительно в 103 раз меньше, чем в газе, и вероятность ионизации

много выше.

Полупроводниковый детектор (ППД) представляет собой кристалл полупроводникового кремниевого или германиевого материала с малыми р- и n-областями, отличающимися высокой концентрацией примесей, и расположенной между ними протяженной беспримесной областью L Ширину области i удается довести до 8—12 мм с помощью компенсации примесей ионами лития. Поэтому существующие ППД обычно кремние-литиевые или германиелитиевые. При ионизации i-области воз-

никает импульс тока, сила которого пропорциональна энергии

ионизирующей частицы.

Применяют ППД главным образом для регистрации квантов. Сравнительно малый рабочий объем приводит к тому, что эффективность ППД невысока — большинство квантов проходит его, избежав поглощения.

Вопрос

физические основы яфм - смотри выше ( начало 31 ). Плюс это!

Детекторы - смотри выше (31).

Упругое рассеяние нейтронов — ядерная реакция, при которой внутренняя энергия ядра не меняется и сумма кинетической энергии системы до и после соударения сохраняется.

Замедление продолжается до теплового равновесия нейтронов со средой, т. е. до тех пор, пока их энергия не станет в среднем соизмеримой с энергией теплового движения атомов и молекул. Именно поэтому такие нейтроны называют тепловыми.

Вопрос

Плотностной ГГК

Плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГК-П) применяют для определения плотности горных пород и оценки качества крепления скважин. Соответственно существуют гамма-гамма-плотномеры и гамма-гамма-цементомеры.

Физические основы ГГК-П можно уяснить, анализируя явления, возникающие при облучении вещества жесткими у-квантами. При реализуемой в скважинных условиях геометрии источники и детекторы оказываются по одну сторону от исследуемого объекта (рис. 94). Поэтому в детектор через специальные— коллимационные — отверстия в экране из металла с большим Z (свинец, вольфрам) попадают только рассеянные

кванты. Следовательно тип взаимодействия гамма квантов с веществом регулируется камтон-эффектом.

Комптон-эффектом называют упругое рассеяние у~квантов на электронах атомов.

Отношение величины Z, кол-во протонов к А-

скорость убывания числа одинаковых ядер во времени =0.5.

В свою очередь при Z/А=0,5, согласно соотношению mк пропорционально объемной плотности вещества d. Ниже пояснения..

акции и обозначается mк

Для камптон эффекта :

Выполнение условия Z/Л =0,5 означает, что объемная плотность среды равна ее электронной плотности 6е. Плотность твердой фазы бтв большинства горных пород, в частности песчаников и карбонатов, практически равна ее электронной плот-

ности бе тв. В то же время для жидкой фазы (воды, нефти и некоторых других пластовых флюидов) Z/А=0,5 из-за влияния водорода. Поэтому для жидкой фазы плотность dв и электронная плотность dев существенно отличаются. Например, для воды:

1)

Для пористых водонасыщенных пород можно записать:

2)

Если вычесть одно из другого и воспользоваться равенством 1 получим:

Таким образом погрешность за счет влияния водородсодержания невелика, приблизительно постоянна и поддается учету при интерпретации.

Зонды

Существуют однозондовые (один источник — один детектор) и двухзондовые (один источник — два детектора) плотномеры. Полной длиной зонда Lз(зонда) называют расстояния между серединами источника и детектора, длиной зонда L — расстояние

по внешней образующей зонда между ближними краями коллимационных отверстий. Максимальная длина зонда ограничена допустимой с точки зрения техники безопасности активностью источника, минимальная — размерами экрана. Для большинства двухзондовых приборов малый зонд имеет Lз= 15-25 см (L=10-18 см), большой — Lз = 35-45 см (L = 30-35 см).

ГГМ обладают малой глубинностью, в связи с чем на их показания большое

влияние оказывают глинистая корка и каверны. По этой же причине их нельзя применять для определения параметров горных пород в обсаженных скважинах.

Задачи, решаемые с помощью гамма-гамма-плотнометрии:

выделение в разрезах скважин пород с различной плотностью; выделение и количественное определение содержания полезных ископаемых, плотность которых отличается от плотности вмещающих пород; определение коэффициента пористости.

Остановимся коротко на каждой из них. Гамма-гамма-плотнометрия позволяет разделить горные породы, плотность которых различается более, чем на 0,03-0,05 г/см3. Она однозначно выделяет каменные соли, ангидриты, в терригенном и карбонатном разрезах — коллекторы нефти и газа, отличающиеся пониженной плотностью.

С помощью гамма-гамма-плотнометрии можно определять глубину залегания, мощность и строение угольных пластов d=1,2-1,8 г/см3). Ее применяют также для выделения полезных ископаемых, плотность которых отличается от плотности вмещающих пород. В первую очередь это касается марганцевых и хромитовых руд d= 3,7-4,5 г/см3). Наличие корреляционной зависимости между зольностью углей и их плотностью, плотностью железистых кварцитов и содержанием в них железа позволяет применять ГГК-П для

подсчета запасов.

Коэффициент пористости определяют по формуле:

Полученной из формулы 2) (выше).

Вопрос

НЕЙТРОННЫЙ КАРОТАЖ

Метод ГИС, основанный на облучении горных пород стационарным потоком быстрых нейтронов и регистрации тепловых нейтронов, надтепловых нейтронов или g-квантов радиационного захвата называют нейтронным каротажем (НК).

Модификации НК

Существует нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННК-НТ), нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым, нейтронам (ННК-Т), интегральный нейтронный гамма-каротаж (НГК) и спектрометрический нейтронный гамма-каротаж (СНГК).

Скважинные приборы нейтронных методов приблизительно аналогичны (рис.).

В общем случае они содержат: хвостовик / с ампульным источником быстрых нейтронов 2 (при перевозке и хранении хвостовик с источником помещают в защитный контейнер); исключающие прямое облучение детектора экран-замедлитель 3 из водородсодержащего материала и экран-поглотитель 4 из свинца; детектор 5 нейтронов или 7-квантов; детектор 6 у-квантов естественного излучения; электронную схему 7. Таким образом, приборы предназначены для одновременного проведения НК и ГК.

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.

Модификация НК зависит главным образом от типа детектора и окружающих его фильтров. В измерительных установках ННК-Т применяют гелиевые, реже сцинтилля-

ционные • счетчики. Регистрируемая скорость счета обусловлена в основном потоком тепловых нейтронов. В измерительных установках ННК-НТ счетчики окружают кадмиевыми фильтрами, поглощающими тепловые нейтроны. В аппаратуре НГК применяют сцинтилляционные, реже газонаполненные детекторы

у-квантов, в спектрометрической аппаратуре СНГК — высококачественные пропорциональные сцинтилляционные детекторы. В некоторых случаях применяют полупроводниковые детекторы (ППД), обеспечивающие значительно более высокое энергетическое разрешение. Однако ППД требуют охлаждения, что существенно усложняет конструкцию приборов и технологи^ проведения измерений.

Важным параметром аппаратуры НК является длина зонда Lз — расстояние от середины источника до середины детектора (для многозондовых приборов — до начала детектора).

Физические основы

Показания нейтронных методов зависят от замедляющих, поглощающих и излучающих свойств породы. Рассмотрим па- раметры, обусловливающие эти свойства.

Длина замедления нейтронов Ls. Видно, что длина замедления определяется коэффициентом пористости пород, т. е. связана с их водородсодержанием; влияние литологии существенно меньше. Для

большинства породообразующих минералов, не содержащих кристаллизационной воды, различия в значениях Ls незначительны. При этом они обусловлены не только разными замедляющими свойствами элементов, входящих в минералы, но и различием плотностей.

В горных породах, поры которых насыщены водой, нефтью и газом, общее содержание водорода оценивают водородным индексом (ВИ), который равен отношению объемной концентрации водорода в данной среде к его концентрации в пресной

воде при нормальных условиях. тот параметр именуют также

эквивалентной влажностью w. Для пресной воды эквивалентная

влажность wв=1. Для нефтей wн ~ wв=1.

Для чистых, не содержащих химически связанной воды пород, насыщенных водой и нефтью с водой:

т. е. ВИ таких пород равен их пористости. Для газа wг<wв~wн. Поэтому Ls в газонасыщенных коллекторах при прочих равных условиях больше, чем в водонефтенасыщенных. Для газонасыщенного пласта:

Среднее время жизни тепловых нейтронов t.С увеличением содержания элементов с высоким сечением поглощения t снижается. Аномально низкие значения

t характерны для хлоридов, низкие — для минералов железа, сульфатов, калиевых полевых шпатов, калий- и железосодержащих глинистых минераловю.

Коэффициент диффузии тепловых нейтронов D зависит в первую очередь от

водородсодержания среды, уменьшаясь по мере его роста.

Длина диффузии тепловых нейтронов— Lд. Будучи функцией D и t величина Lд зависит как от замедляющих, так и от поглощающих свойств среды. С ростом содержания водорода и числа элементов с высоким сечением поглощения величина Lд снижается.

Излучающая способность горных пород n представляет собой среднее число g-квантов, образующихся при радиационном захвате одного нейтрона.

Параметры миграции—суммарная длина миграции тепловых нейтронов Ln в процессе их замедления и диффузии и суммарная длина миграции нейтронов и гамма-излучения радиационного захвата Lnv определяются соотношениями:

радиус исследования у ННМ-НТ меньше, чем у ННМ-Т, а у ННМ-Т — чем у НГМ.

Нейтронные методы позволяют решать следующие задачи: литологическое расчленение разреза; определение пористости пород; определение положения газожидкостного контакта. Методы ННМ-Т и НГМ позволяют определить местоположение водонефтяного 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 высоким содержанием бора.

Вопрос

При импульсных нейтронных методах горную породу облучают кратковремен-

ными (длительностью Δτ = 1—200 мкс) потоками быстрых нейтронов, следующими

через промежутки времени τ. Регистрацию плотности тепловых нейтронов или гамма-

квантов радиационного захвата осуществляют через определенный промежуток време-

ни задержки τз. Существуют импульсный нейтронный гамма-метод (ИНГМ) и им-

пульсный нейтрон-нейтронный метод (ИННМ). Большее распространение получил

ИННМ.

мпульсный режим излучения достигается применением малогабаритных сква-

жинных ускорителей, в которых ионы разгоняются до высоких скоростей в магнитном

поле большой напряженности. Бомбардируя специальную мишень, они выбивают бы-

стрые нейтроны, имеющие энергию 14,1 МэВ. Столь высокая энергия обеспечивает

глубинность исследования до 60—70 см, что больше, чем при использовании стацио-

нарных источников. Кроме того, при отключенном электропитании импульсный источ-

ник не излучает и, следовательно, безопасен. Этим не исчерпываются преимущества

импульсных методов.

При ИНМ процессы замедления и диффузии происходят как бы последовательно

во времени и могут быть исследованы раздельно в зависимости от времени задержки

регистрации. Интенсивность регистрируемого излучения во время замедления (до 10

2мкс) характеризует водородосодержание горных пород, во время диффузии (10(2)

—10(4)мкс) — концентрацию поглотителей. Существенно, что время жизни тепловых нейтро-нов в скважине меньше, чем в породе, а в пластах, насыщенных минерализованной водой, оно меньше, чем в нефтенасыщенных пластах. Это позволяет, применив соответ-

ствующие задержки (более 800 мкс), получить информацию, не зависящую от влияния

скважинной жидкости и характеризующую тип порозаполнителя. Определение поло-

жения водонефтяного контакта импульсными нейтронными методами возможно при

концентрации солей более 30 г/л, в то время как в стационарных методах эта величина

не менее 100 г/л. В принципе, ИНМ решают те же задачи, что и стационарные методы,

однако эффективность решения выше. К недостаткам ИНМ следует отнести сложность

аппаратуры и малую скорость проведения каротажа.

36 вопрос

Смотри 35

37. Ядерно-магнитный каротаж в естественном поле Земли (ЯМК). Физические основы. Магнитные свойства горных пород. Вектор ядерной намагниченности. Продольная и поперечная релаксации.

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ

Ядерно-магнитный каротаж (ЯМК) основан на изучении ядерно-магнитных свойств водорода флюидов, заполняющих поры породы. Ядра атомов водорода, как и других элементов (фтора, алюминия, углерода-13 и др.), обладают собственным механическим моментом Р (спином) и магнитным моментом μ, оси которых совпадают.

Спин (верчение) характеризует собственный механический момент количества движений, которым обладают элементарные частицы. Он может принимать только целые или полуцелые значения (0; 0,5; 1; 1,5), выраженные в единицах h/2π, где h — постоянная Планка (6,6261·10-34 Дж·Гц-1). Спины электрона, позитрона, протона и нейтрона равны 0,5. Это означает, что они принимают значение 0,5 h/2π. При помещении таких ядер в постоянное внешнее магнитное поле Н их магнитные моменты μ стремятся ориентироваться в направлении вектора данного поля, что ведет к возникновению ядерной намагниченности. При снятии внешнего магнитного поля происходит разрушение приобретенной ядерной намагниченности из-за беспорядочного теплового движения атомов и молекул вещества. Так как это происходит в магнитном поле Земли, ядра ориентируются вдоль этого поля, прецессируя (совершая затухающие вращения) вокруг него подобно волчку в поле силы тяжести с так называемой ларморовой частотой

где Hз— напряженность магнитного поля Земли (Hз≈40 А/м); γгир= μ/Р — гиромагнитное отношение (отношение магнитного момента μ прецессирующих ядер к их механическому моменту Р). Наибольшее значение γгир свойственно водороду. Этим вызвано наиболее сильное выражение эффекта ядерного магнетизма у водорода. Во всех других породообразующих элементах этот эффект слишком мал, чтобы его можно было измерить в скважине. Главной задачей ЯМК является регистрация эффектов свободной прецессии протонов ядер водорода в земном магнитном поле. С этой целью в скважину опускают скважинный прибор, включающий в себя катушку удлиненной прямоугольной формы, коммутатор, попеременно подключающий выводы катушки то к источнику постоянного тока силой в 2—3 А, то к выходу усилителя. При подключении катушки к источнику тока в окружающей среде создается поляризующее постоянное магнитное поле. При подключении катушки к усилителю наведенная в ней под действием прецессии ядер водорода ЭДС усиливается и передается по кабелю на поверхность в наземную аппаратуру, где регистрируется (рис. 79).

Схематическое изображение процессов, происходящих при исследованиях методом ЯМК и возникающих при этом векторов ядерной намагниченности, дано на рис. 80. При отсутствии внешнего искусственного магнитного поля магнитные моменты ядер водорода μ ориентированы в направлении магнитного поля Земли Hз, прецессируя вокруг него (рис. 80, I, а).

При пропускании тока поляризации Iп через поляризующую катушку в течение времени tп (рис. 80, II, а) в исследуемой среде образуется постоянное магнитное поле напряженности Нп. Вектор этого поля составляет некоторый угол с вектором напряженности поля Земли Hз и значительно (примерно на два порядка) превышает его по величине. Возникающий при этом в течение времени tп вектор ядерной намагниченности М ориентируется по результирующему вектору Hср, представляющему собой сумму двух векторов напряженности Нп и Hз (рис.80,I,б).

Вектор ядерной намагниченности М устанавливается не сразу после включения тока Iп, а в течение времени Т1 продольной релаксации (установления равновесия), характеризующей скорость нарастания ядерной намагниченности по направлению приложенного поля поляризации (рис. 80, II, б):

где М0— вектор ядерной намагниченности при tп→∞; практически tп принимается равным (3—5)T1

После выключения поляризующего тока (ступенчато снижением до величины остаточного тока Iост и полным выключением через время tост) в среде действует только магнитное поле Земли, и вектор ядерной намагниченности процессирует вокруг вектора Hз с круговой частотой ω (VI.1), постепенно возвращаясь к своей первоначальной величине (рис. 80, I, в). Вектор ядерной намагниченности М по отношению к Hз может быть разложен на две составляющие: продольную Мll, совпадающую с направлением вектора Hз, и поперечную М⊥, перпендикулярную к Hз.

Под действием вектора М⊥ в катушке наводится электрический синусоидальный сигнал (переменная ЭДС)—сигнал свободной прецессии (ССП), соответствующий Et амплитуде ССП (в В) в момент времени t (в с), прошедшего с начала прецессии, затухающей по экспоненциальному закону с постоянной времени поперечной релаксации Т2 (рис. 80, II, в):

Время поперечной релаксации Т2 характеризует скорость затухания сигнала (за Т2 обычно принимается время, в течение которого начальная амплитуда Е0 уменьшается приблизительно в 2,7 раза, E0 — начальная амплитуда ССП, пропорциональная вектору ядерной намагниченности М).

Для предотвращения влияния переходных процессов, вызванных выключением остаточного тока, момент подключения катушки к усилителю сдвинут на величину мертвого времени τ (см. рис. 80, II, г). ЭДС, индуцируемая в катушке зонда, усиливается и передается по кабелю на дневную поверхность, где регистрирующее устройство фиксирует амплитуду ЭДС Ut в момент времени t. Амплитуда Ut представляет собой огибающую сигнала свободной прецессии: Ut = U0exp(—t/T2), где U0 — начальная амплитуда сигнала свободной прецессии. Так как сигнал свободной прецессии убывает по экспоненциальному закону, достаточно иметь два значения его амплитуды U1 и U2 или U1 и U3, разделенных некоторыми временными интервалами t1, t2 и t3 (35, 50 и 70 мс) после начала прецессии, чтобы по ним путем экстраполяции восстановить амплитуду сигнала U0, по которой определяется индекс свободного флюида:

Аппаратура ЯМК позволяет одновременно автоматически регистрировать две или три каротажные кривые изменения с глубиной амплитуд сигнала свободной прецессии U1, U2 и U3 при фиксированных временах t1, t2 и t3 и постоянных значениях tп и tост. По этим данным оценивается (или непосредственно регистрируется при использовании счетно-решающего устройства) величина U0, приведенная к моменту выключения остаточного поляризующего тока. Кривые U1, U2, U3, U0, регистрируемые в функции глубины, называются кривыми ЯМК (рис. 81).

Ядерно-магнитный каротаж в естественном поле Земли (ЯМК). Зонд, методика определения индекса свободного флюида (ИСФ), факторы, влияющие на показания метода, глубинность и области применения ЯМК.

Интерпретация диаграмм ЯМК

Интерпретация диаграмм ЯМК заключается в определении величин сигнала свободной прецессии и времени продольной релаксации T1. Время поперечной релаксации Т2, будучи искажено неоднородностью поля Земли, для изучения разрезов скважин не используется. На основании интерпретации диаграмм ЯМК возможно решение основных задач: выделение коллекторов и оценка их коллекторских свойств; оценка характера насыщения коллектора и перспективы получения нефти, газа или воды из пласта.

Выделение коллекторов

Изучение коллекторских свойств пород производится по U0. На величину измеряемого сигнала свободной прецессии оказывают влияние только те ядра водорода, которые входят в состав молекул, способных перемещаться в поровом пространстве коллектора. Исследования показали, что связанная вода и твердые углеводороды (битум, кир, асфальтены), содержащие протоны малой подвижности, сигналом свободной прецессии на диаграммах ЯМК не отмечаются. Это вызвано тем, что в связи с наличием мертвого времени τ (см. рис. 80) в ЯМК регистрируются только те ССП, которые характеризуются временем Т2>30 мс. Величина U0 калибруется в единицах, называемых индексом свободного флюида (ИСФ) и характеризующих объем пор (в %), занятых жидкостью, участвующей в образовании ССП. Индекс свободного флюида условно считают соответствующим коэффициенту эффективной пористости

где kво — коэффициент остаточной водонасыщенности.

Индекс свободного флюида определяется как отношение начальной амплитуды ССП, зарегистрированной на образце породы, поры которого заполнены пресной водой, к начальной амплитуде ССП, измеренной на дистиллированной воде, занимающей такой же объем, как и образец породы. Соответственно ИСФ изменяется от 0 до 100%. Для установления масштаба кривых ЯМК в единицах ИСФ аппаратура эталонируется.

На характер зависимости ИСФ от содержания свободной воды не влияют литологические, структурные и иные особенности породы. Следовательно, в пластах, представляющих собой чередование прослоев коллекторов и неколлекторов, вклад в величину ИСФ вносят только прослои коллекторов, а остальные разности, не содержащие свободного флюида, не создают сигнала свободной прецессии. Поэтому эффективная пористость kп.эф, определенная для неоднородного пласта или пачки пластов, дает возможность определить полную емкость рассматриваемого объекта. Соответственно произведение kп.эф на мощность объекта Н дает суммарную эффективную емкость всех содержащихся в нем прослоев коллекторов.

В коллекторах с трещинной пористостью, входящей в общую систему пор, переход от ИСФ к kп.эф осуществляется так же, как для гранулярных коллекторов. Для коллекторов, характеризующихся наличием изолированных каверн, не связанных с общей системой пор, сравнение kп.эф и ИСФ неправомерно, так как общий объем изолированных каверн не входит в эффективную пористость, но входит в ИСФ. В данном случае необходимо исключить объем изолированных каверн, учтенных по кривой ИСФ, но не влияющих на kп.эф.

Однородные водородсодержащие пласты, мощности которых равны длине зонда или превышают ее, отмечаются на кривых ЯМК симметричными максимумами, расположенными в средней части пласта; границы пластов проводятся по середине наклонных линий (рис. 82). Если мощность пласта меньше длины зонда, происходит уменьшение ИСФ по сравнению с истинными величинами и расширение максимума; определение границ тонких пластов по кривым ЯМК затрудняется. В качестве существенных (характерных) величин (ИСФ)к принимаются их средние значения.

Для получения истинных значений (ИСФ)и по данным (ИСФ)к вводятся поправки за влияние скважины, глинистой корки, пространственной ориентации скважины и др. Для этого построены соответствующие палетки и номограммы.

Определение характера насыщения пород

Это определение производится по времени продольной релаксации Т1. Для измерения Т1 прибор устанавливается на заданной глубине в интервалах, охарактеризованных по кривой ИСФ как коллекторы, содержащие свободную жидкость. Время продольной релаксации Т1 можно определять с использованием Utп без учета ряда факторов, влияющих на амплитуду ССП,— диаметра скважины, толщины глинистой корки и пространственной ориентации скважины. Измерение Т1 выполняют на глубине залегания исследуемого пласта двумя способами: в сильном поле — Т1с. п и в слабом поле — Т1сл.п.

Для определения Т1с. п проводится серия измерений амплитуд Utп (в В) для различных времен tп (в с) и поляризующего магнитного поля Нп (в А/м). Одно из измерений выполняется с достаточно большим временем tп→∞, обеспечивающим равновесное состояние вектора ядерной намагниченности М∞с.п (в А/м) (см. рис. 81, II, а и б). Этому вектору соответствует амплитуда U∞с.п и Т1с. п может быть рассчитана:

Время продольной релаксации в слабом поле Т1с. п определяют по длительности действия остаточного поляризующего поля Ност. Для этого выполняют измерения амплитуд ССП при фиксированном времени поляризации tп, но при последовательно изменяющемся времени действия tост и соответственно остаточного тока Iост (см. рис. 80, II,в,г).

На практике для определения Т1 по результатам измерений не используют непосредственные зависимости амплитуд Utп и Utост от времен tп и tост. Величины Т1 находят графически.

Для этого по результатам измерений вычисляют значения так называемых функций продольной релаксации Fc. п(tп) и Fcл.п(tост), которые в сильном и слабом поле соответственно имеют вид:

где U(tп)—амплитуда ССП при времени поляризации tп;

где U(tост)—амплитуда ССП при времени действия остаточного тока; U(tост→∞) — амплитуда ССП при tост→∞, непосредственно не измеряемая, а вычисляемая по формуле U(tост→∞)=U0 (Iост/Iп).

Рассчитанные значения функции Fc. п(tп) или Fcл.п(tост) соответствуют реальным измерениям tп и tост и применяются для графического определения Т1. С этой целью вычисленные функции наносятся на бланк с полулогарифмической шкалой (рис. 83).

В однородной водонасыщенной среде, поры которой имеют одинаковые размеры, функция продольной релаксации даже при наличии связанной воды является однокомпонентной. В полулогарифмическом масштабе такая зависимость имеет вид прямой с постоянными Т1 и значениями функций около 0,37 (рис. 83, а). При наличии смеси флюидов с различными Т1 зависимость изображается в виде кривой, которая может быть разложена на несколько прямых. По этим прямым находят Т1 каждого компонента (рис. 83, б). Тангенс угла полученных прямых равен времени Т1.

Как видно из примера, изображенного на рис. 83, прямые, представляющие функции Fc. п(tп) или Fcл.п(tост), переносятся параллельно самим себе так, чтобы они пересекали ось ординат в точке, равной единице. Время Т1, соответствующее ординате 0,37, отсчитывается (в мс) на оси абсцисс. Для приближенной оценки Т1 достаточно произвести измерения при двух значениях времени поляризации. При точных определениях производится до 15 измерений для значений tп или tост.

В высокопроницаемых пластах наибольшие времена релаксации (больше 1 с) отмечаются в водонасыщенных пластах или нефтенасыщенных, содержащих легкую нефть. Однако дисперсия этих значений велика: на величину Т1 помимо характера насыщения коллектора влияют и такие факторы, как удельная поверхность коллектора, его гидрофильность или гидрофобность, тип пористости, глинистость, вязкость флюида. При различии нефте-, водонасыщенности пласта учитывают, что высоковязкие (смолистые) компоненты нефти при низких температурах характеризуются быстрозатухающими сигналами свободной прецессии и отмечаются низкими показаниями на диаграммах ЯМК. Согласно опыту изучения продуктивных горизонтов с закачиваемой пресной водой, время Т1 зоны проникновения у водоносных коллекторов лежит в пределах 200— 600 мс, а у нефтегазоносных — 700—1000 мс. Кроме того, нефтегазоносные пласты благодаря наличию остаточной нефти или газа в зоне проникновения характеризуются двумя компонентами в характеристике продольной релаксации.

Ядерно-магнитный каротаж предназначен для выделения пластов, содержащих подвижный флюид, определения их пористости и характера насыщения. Комплексирование результатов ЯМК с данными других каротажных исследований скважин позволяет расширить и уточнить возможности количественной оценки пористости коллекторов, их эффективной мощности, насыщенности и промышленной нефтеносности. Метод ЯМК используется также для разделения нефтеносных и битуминизированных пород.

Ограничения метода ЯМК связаны с невозможностью измерения ССП в среде (в глинистом растворе, породе) с повышенной магнитной восприимчивостью, в породах с малой эффективной пористостью (1,5—2%), в том числе в трещинных коллекторах, если часть трещин заполнена глинистым раствором. Этот метод неприменим при очень вязких нефтях — более 600 мПа·с, при наличии в промывочной жидкости свободного флюида — воды или нефти, создающего дополнительный ССП. Недостатками метода являются: длительность измерений (скорость движения прибора ЯМК ограничивается временем поляризации tп>3Т1 и не должна превышать 250 м/ч); малая глубинность исследования (около 0,2 м), вследствие чего влияние зоны проникновения на показания ЯМК велико. Ядерно-магнитный каротаж применим при исследовании разрезов скважин, необсаженных колонной.