выбором источника первичного излучения. В качестве последнего применяют 3475 Se (Еγ < 0,4 МэВ), 17069Tm (Еγсоставляет 52 и 84 кэВ) и др. [30].
§ 56. НЕЙТРОННЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
Нейтронные методы исследования разрезов скважин основаны на способности горных пород в зависимости от их вещественного состава с различной интенсивностью замедлять быстрые нейтроны, рассеивать их и поглощать.
Нейтроны, излучаемые источниками при исследовании скважин, обладают энергиями, достигающими 14 МэВ (нейтронный генератор). Проходя через среду, окружающую источник, нейтроны в процессе взаимодействия с ядрами элементов замедляются и теряют энергию до энергии теплового движения молекул. В тепловом состоянии нейтроны диффундируют и за промежуток времени, исчисляемый долями миллисекунды, захватываются одним из ядер элементов, составляющих породу.
Водород — наиболее интенсивный замедлитель нейтронов. Поэтому малые длины замедлений характерны для пород с большим водородосодержанием — высокопористых нефте- и водонасыщенных коллекторов и пород, содержащих в значительных количествах минералы с большим объемом кристаллизационной воды. К последним относятся гипс (48 % Н2О), глауконит (15—20 % Н2О) и большинство породообразующих минералов глин— каолинит (до 38 % Н2О), галлуазит (до 45 % Н2О), монтмориллонит (до 30 % Н2О) и др. Минералы глин еще содержат воду набухания.
Наряду с упругим рассеянием часть быстрых нейтронов теряет энергию за счет (n,n) реакции неупругого рассеяния, часть захватывается ядрами элементов в результате (n,р) и (n,α) реакций. Наиболее типичным процессом поглощения нейтронов в тепловом состоянии является радиационный захват — (n,γ) реакция и (n,α) реакция с легкими ядрами бора и лития.
Нейтронные свойства горных пород определяются:
1)длиной замедления быстрых нейтронов Ls = |
r 2 |
, где r2 |
— средний квадрат |
|
6 |
|
|
расстояния, на которое удаляется нейтрон от источника до точки, где он достигает теплового состояния;
2)длиной диффузии Ld — средним расстоянием по прямой от места зарождения теплового нейтрона до места его поглощения;
3)средним временем жизни τ тепловых нейтронов;
4) |
коэффициентом диффузии |
D = |
Ld 2 |
тепловых нейтронов; |
|
τ |
|||||
|
|
|
|
||
5) |
длиной миграции M n = L2s + L2d . |
|
|||
Вероятность поглощения нейтрона в области тепловых энергий значительно выше, чем в области более высоких энергий, поэтому поглощающие свойства пород удобно оценивать величиной поглощающей нейтронной активности An,п [2, 7], численно равной
нейтронов тепловых энергий в 1 м3 породы. В единицах
Так как среднее время жизни тепловых нейтронов
то при 20 °С
154
(201)
υ — скорость нейтронов, м/с,
Рис. 110. Зависимости длины замедления Ls (а) и диффузионной длины Ld (б) от объемной влажности ω и хлоросодержания CNaCl пород.
1 — песчаники; 2 — известняки Шифр кривых — Енач, МэВ (a), CNaCl, % (б)
Поглощающая нейтронная активность горных пород резко возрастает при повышенном содержании элементов с высокими сечениями захвата — В, Cl, Li, Mn, Ag, Cd, In, Cs, Sm, Eu, Gd, Er, Tm, Lu, Hf, Ir, Au, Hg.
В практике нейтронные свойства горных пород обычно оценивают условным параметром — коэффициентом kп,n нейтронной пористости, определяющим процесс замедления и поглощения нейтронов в горной породе, в которой этот процесс эквивалентен ему в чистом известняке (кальците) с пористостью kп = kп,n, заполненной неминерализованной водой, т. е. при равенстве единице водородного эквивалента Н3. В общем случае
(202)
здесь Н3=kвHв+ kнHн+ kгHг , Нв,Нн,Hг— водородные эквиваленты для воды, нефти и газа; kω,j —объемное содержание j-го минерала, содержащего связанную воду в объеме ωj; kм,i — объемное содержание i-го минерала, не имеющего связанной воды; aм,i — условный эквивалент минерала; для кальцита
ам,СаСОз = 0.
Водородный эквивалент воды
(203)
где Ср (в кг/кг) и Сυ (в кг/м3) — массовая и объемная концентрация солей в воде при t
=20 °С; δв,t,p (в кг/м3) — плотность чистой воды при температуре и давлении в точке исследования. Водородный эквивалент нефти (СnНnx)
155
(204)
Водородный показатель смеси газа (СnН2n+2)
(205)
где υn — удельный объем, занимаемый газом СnН2n+2 в смеси; δn,г — плотность газа в пластовых условиях; δн — плотность нефти в тех же условиях.
На рис. 110 и 111 показаны зависимости Ls, Ld и An,п,п от объемной влажности и хлоросодержания — основных факторов, контролирующих нейтронные свойства осадочных пород.
Рис. 111. Зависимости нейтронной поглощающей активности водных растворов Аn,п,в от концентрации хлористого натрия CNACI (а) и пород Аn,п,п от объемной влажности ω [коэффициента пористости kп] (б)
при различных концентрациях NaCI в поровых водах (шифр кривых). 1 — кварцевые песчаники; 2 — известняки
§ 57. ДИАГРАММЫ НЕЙТРОН-НЕЙТРОННЫХ МЕТОДОВ
Диаграммы интенсивностей счета Іn,т и Іn,н нейтронов тепловых и надтепловых энергий по конфигурации в большинстве случаев подобны, что позволяет изложить основы интерпретации диаграмм этих методов совместно с учетом того, что плотность Іn,н в малой степени зависит от поглощающих свойств горных пород.
При размерах зондов Ln, меньших инверсионного Ln,и в породах, не содержащих элементов с высокими сечениями захвата, повышение водородосодержания (влажности) приводит к увеличению Іn,т и Іn,н. При размерах зондов Ln >> Ln,и с ростом водородосодержания понижаются Іn,т и Іn,н. Размер инверсионного зонда не является постоянной величиной и в зависимости от конструкции скважины и нейтронных свойств соприкасающихся сред изменяется от 20 до 35 см. На диаграммах зондов инверсионного размера породы слабо и неоднозначно дифференцируются по водородосодержанию. Эти зонды применяют в тех случаях, когда стоит задача выделения по диаграммам Іn,т пород с повышенными поглощающими свойствами. В породах высокого водородосодержания (влажности), в условиях которого Іn,т (так же и Іn,н) изменяется в небольших пределах (см. рис. 112), влияние поглощающих свойств пород наиболее значительно. Наоборот, при низком водородосодержании, при котором Іn,т варьирует в больших пределах, изменение водородосодержания является доминирующим.
156
В пластах мощностью, в несколько раз превышающей размер нейтронного зонда, интенсивность счета нейтронов
Рис. 112. Зависимость показаний нейтронных методов от объемной влажности ω среды, окружающей скважину различного диаметра.
а — надтепловые нейтроны; б — гамма-излучение радиационного захвата; 1 — зонд расположен у стенки скважины; 2 — зонд расположен на оси скважины. Шифр кривых — dc,мм
пропорциональная мощности Q источника нейтронов, является функцией (НСп, НСР, dc, Ln) нейтронных свойств НСп (Ls,п, Ld,п, τп ) исследуемой породы, нейтронных свойств НСР (Ls,р, Ld,р, τр) глинистого раствора, диаметра dc скважины, размера Ln нейтронного зонда. Интенсивность счета зависит также от следующих факторов: от спектра излучаемых источником нейтронов, учитываемого ψ параметром; от размеров индикатора нейтронов, усредняющего интенсивность их счета и определяемого коэффициентом ηи; от коэффициента ηа полезного действия аппаратуры, определяющего отношение числа зарегистрированных нейтронов к числу нейтронов, прошедших через индикатор.
Так как фон тепловых и надтепловых нейтронов мал, то при интерпретации данных нейтрон-нейтронных методов обычно используют относительные (Jп) или эталонные δІэт единицы.
В случае использования относительных единиц (см. § 48) в разрезе скважины выбирают опорную породу выдержанного химического состава столь большой мощности, для которой при принятом параметре υτЯ интенсивность Іn практически достигает предельного ее значения в среде неограниченной мощности. Этим условиям удовлетворяют мощные плотные ангидриты, чистые плотные известняки, изверженные породы (водородосодержание близко к нулю), гипсы с известным объемным содержанием воды и глины, образующие каверны с диаметром, превышающим 50 — 60 см. В дальнейшем интенсивность счета нейтронов на другом участке разреза оценивают отношением
зависящим только от соотношений между нейтронными свойствами опорного и исследуемого пластов и глинистого раствора, диаметра скважины и размера зонда.
При использовании эталонных единиц измерительный прибор перед спуском в скважину помещают в эталонное устройство, в котором Іn оценивается определенным числом единиц, принимаемых за эталон.
При увеличении диаметра скважины, смещении прибора относительно ее стенки, обычно определяемом толщиной глинистой корки, повышении минерализации глинистого раствора ухудшается степень дифференциации кривых (см. рис. 112, а). С ростом температуры и плотности глинистого раствора интенсивность In возрастает.
157
Зависимость In,т oт температуры излучаемой среды, нейтронных свойств глинистого раствора и минерального состава исследуемых пород требует при решении задач введения соответствующих поправок.
Поправки могут быть подразделены на три категории: 1) поправки за температуру изучаемой среды; 2) поправки за влияние скважины — за состав глинистого раствора, диаметр скважины,наличие глинистой корки; 3) поправки за минеральный состав породы. Эти поправки вносят при использовании данных нейтронных методов с целью решения количественных задач (определения коэффициентов пористости, глинистости и др.), и их описание дается ниже, при изложении соответствующих разделов курса (В некоторых методиках влияние всех перечисленных факторов учитывается в величине параметра, изучаемого нейтронными методами, например, влажности ωист (коэффициента пористости),
рассчитываемой по формуле ωист =ωопр+ ∑∆ωi , где ωопр — исходное значение влажности,
определенное без поправок; ∆ωi — поправки в ωопрза влияние i-гo искажающего фактора температуры, диаметра скважины и т. п.). Эта недостаточно аргументированная методика в учебнике не рассматривается). Поправку за температуру вводят путем приведения регистрируемой интенсивности Іn,t к ее значению при t = 20 °С:
(206)
где βt, зависит от типа радиометра и варьирует в пределах (1,25 — 1,5)ּ10-3°С. Влияние скважины — ее диаметра, толщины глинистой корки, состава глинистого
раствора — учитывают приведением измеренных интенсивностей I n,т(In,н) к стандартным значениям при dc — const, ηгк = 0 с помощью коэффициентов ηгк,dc , числовые значения которых находят по палеткам, аналогичным приведенным на рис. 11З для нейтронного гамма-метода. Поправка за минерализацию глинистого раствора для тепловых нейтронов противоположна по знаку аналогичной поправке для гамма-излучения радиационного захвата (см. рис. 114). Для надтепловых нейтронов эта поправка ничтожна и не вводится.
Поправку за плотность глинистого раствора вводят путем замены истинного диаметра dc скважины на фиктивный, рассчитанный по формуле
где ωтв — содержание кристаллизационной воды в твердой фазе; dп — внешний диаметр радиометра; Hω — водородный эквивалент жидкой фазы глинистого раствора.
§ 58. ДИАГРАММЫ НЕЙТРОННОГО ГАММА-МЕТОДА И ИХ ОБЩАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
В однородной среде, в условиях, когда макроскопическое сечение захвата нейтронов тепловых энергий значительно превышает сечение захвата нейтронов более высоких энергий, интенсивность Inγ определяется функцией N распределения нейтронов тепловых энергий в изучаемой среде, средним числом гамма-квантов, испускаемых при захвате одного нейтрона в этой среде, средним коэффициентом поглощения радиационного [гаммаизлучения, пропорциональным плотности δ среды и расстояниям от точек радиационного захвата нейтронов до индикатора гамма-излучения и размером Ln нейтронного-гамма-зонда.
Как и в случае нейтронного метода по тепловым нейтронам, при размере Lnγ нейтронного гамма-зонда, большем размера Lnγ зонда, соответствующего инверсионной области, увеличение водородосодержания приводит к понижению Inγ. В средах высокого водородосодержания Inγ в большей степени зависит от поглощающих свойств пород; наоборот, в средах низкого водородосодержания влияние замедляющих свойств среды на Inγ доминирует.
Влияние поглощающих свойств пород на Inγ различно. При обычно наблюдаемых реакциях радиационного захвата увеличение An,п сопровождается повышением
158
интенсивности Inγ; следовательно, характер аномалий на диаграммах Inγ будет противоположен по знаку аномалиям на диаграммах нейтрон-нейтронного метода. Наоборот, при (n,α)-реакциях активно протекающих в породах, содержащих бор и литий, повышение их концентрации приводит к понижению Inγ. Получение на диаграмме Inγ аномалий, согласных по знаку аномалиям на диаграммах In или противоположных им, является одним из поисковых признаков некоторых элементов (гл. XVIII).
При пересечении нейтронным гамма-зондом объекта, отличающегося по нейтронным свойствам от вмещающих пород, на диаграммах Inγ наблюдается изменение интенсивности гамма-излучения от величины Inγ,вм, соответствующей нейтронным свойствам вмещающих пород, до значения Inγ,опт, тем более близкого к величине І∞nγ,п при неограниченной мощности изучаемой породы, чем больше ее мощность и меньше υτя.
Точку записи кривых Inγ условно относят к середине расстояния от источника нейтронов до центра индикатора гамма-излучения. В этом случае при пересечении пластов ограниченной мощности на кривых Inγ при υτя = 0 возникают симметричные аномалии, по конфигурации близкие к аномалиям, наблюдаемым на кривых Iγ. При υτя = 0 аномалии смещаются по направлению движения зонда тем больше, чем больше произведение υτя.
Данные лабораторных исследований показывают, что протяженность аномалии ∆ Inγ на кривых Inγ зависит не только от мощности изучаемого объекта, но и от размера зонда и соотношения между нейтронными свойствами изучаемого объекта и вмещающей среды [2, 3]. Однако эти зависимости незначительны и в практике обычно не учитываются.
Определение границ пластов, истинной мощности, а также исключение влияния вмещающих пород на величину ∆ Inγ (приведение ∆ Inγ к ее значению ∆ I∞nγ, в пласте неограниченной мощности) выполняют способами, применяемыми при интерпретации кривых Iγ (см. § 50, рис. 104). В частности, ∆ I∞nγ = ∆ Inγ /νγ.
§ 59. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОБРАБОТКА ДИАГРАММ НЕЙТРОННОГО ГАММА-МЕТОДА
В большинстве случаев, за исключением применения нейтронных методов (обычно в вариантах спектроскопии излучения радиационного захвата, см. гл. XVIII), для выделения и количественной оценки содержания рудных элементов количественная интерпретация диаграмм Inϒ (In,т In,н) сводится к определению условного параметра — коэффициента кп,n нейтронной пористости.
При нейтронном гамма-методе регистрируемое гамма-излучение
(207)
является суммой:
а) гамма-излучений Inϒ,п и Inϒ,c , возникающих при радиационном захвате нейтронов в исследуемой породе (Inϒ,п) и в скважине — глинистом растворе, обсадных колоннах и
цементе (Ihϒ,c);
б) естественного гамма-излучения Iϒ пород, цемента и глинистого раствора;
в) гамма-излучения источника нейтронов, рассеянного породой (Iϒϒ), и гаммаизлучения Iϒ,ф фона; Iϒ,ф слагается из радиационного гамма-излучения, образующегося в деталях прибора (Iϒ,пр), гамма-излучения Iϒ,яр, возникающего при ядерных реакциях в источнике, и Iϒ,cч,nϒ фонового гамма-излучения индикатора.
Разрез скважины изучают на основании изучения гамма-излучения горных пород Inϒ,п.Остальные составляющие искажают результаты исследований и должны быть по возможности исключены. Это можно сделать, исходя из следующих положений.
1. Интенсивность естественного гамма-излучения, измеряемая в гамма-методе, может быть вычтена из регистрируемого излучения Iрkϒ. При этом учитываются различные числа счетчиков, установленных в каналах ГМ и НГМ, и их спектральная характеристика. Пересчетный коэффициент
159
где ∆Iϒгм и ∆Iϒнгм — амплитуды аномалий на кривых, зарегистрированных в равных масштабах каналами ГМ и НГМ в пластах, для которых νϒ = 1 и i — порядковый номер аномалии.
В дальнейшем в формулу (207) подставляется значение
(208)
где Iγр—интенсивность гамма-излучения, отсчитанная по диаграмме Iγ; Iф, сч, γ — фон счетчиков канала ГМ.
2.Интенсивность Iф,и определяется как разность измерений Inγ в воздухе при наличии
иотсутствии источника:
Величины Iф,cч,ϒ и Iф,cч,nϒ должны быть определены: предварительно (например, путем измерения гамма-излучения в глубоком водоеме на расстоянии от поверхности, превышающем 5—10 м).
2.Учет гамма-излучения Ιϒϒ, рассеянного породами, наиболее сложен. Однако в связи
снебольшой жесткостью Ιϒϒ его интенсивность существенно ослабляется корпусом прибора и экраном индикатора. Обычно при интерпретации диаграмм Ιnϒ составляющая Ιϒϒ не выделяется и сумму Ιnϒ + Ιϒϒ рассматривают совместно. Недостаток такого подхода к интерпретации компенсируется тем, что при экспериментальных исследованиях Ιnϒ составляющая Ιϒϒ не исключается, что позволяет сопоставлять данные лабораторных и скважинных наблюдений.
Гамма-излучения радиационного захвата, возникшие в исследуемых породах (Ιnϒ,п), глинистом растворе, цементе и колонне ((Ιnϒ,с),взаимно связаны и поэтому рассматриваются совместно (в дальнейшем обозначаются (Ιnϒ). Влияние на величину Ιnϒ, температуры, диаметра скважины, заполнения ее раствором, его плотности, глинистой корки, числа и диаметра колонн, среднего диаметра и толщины цементного кольца учитывают путем введения соответствующих поправок при интерпретации.
С целью максимального исключения влияния фона, рассеянного гамма-излучения и радиационного гамма-излучения глинистого раствора при интерпретации обычно используют разности между изучаемым излучением и излучением радиационного захвата в опорной породе или модели известного минерального состава и пористости. В этом случае
(209)
здесь ∆Inϒ,∆Iϒϒ и∆Iϒ — изменения интенсивностей гамма-излучений радиационного захвата, поступающего из породы и глинистого раствора, рассеянного и естественного гамма-излучений; последняя разность известна.
Если диаметр скважины достаточно постоянен, Iϒϒ рассматривают совместно с Inϒ и ∆Ιϒ предварительно вычитают, то величина
(210)
характеризует изменение нейтронных свойств изучаемой среды по отношению к нейтронным свойствам опорной породы. Для исключения влияния мощности источника и особенностей регистрирующей аппаратуры при интерпретации результатов измерений в нейтронном гамма-методе рекомендуется использовать не зависящий от параметров
160
аппаратуры относительный разностный параметр
(211)
где Inϒ,x, I′nϒ,oп, I′′nϒ,oп — регистрируемая интенсивность нейтронного гамма-излучения в изучаемом объекте, в опорных средах или эталонных устройствах; ∆I рnϒ, эт — разность этих ннтенсивностей.
Используя эталонную единицу НГЕ, равную 0,01 разности I′′nϒ,oп -I′nϒ,oп
(212)
В условиях изменяющегося спектра гамма-излучения радиационного захвата при интерпретации диаграмм Inϒ целесообразна использовать вероятностную единицу (см. § 48).
Учет влияния температуры сводится к пересчету интенсивностей к их значениям при температуре 20 °С с помощью зависимости, аналогичной зависимости (206).
Влияние скважины, определяемое ее диаметром, толщиной: глинистой корки, плотностью и минерализацией глинистого раствора, а в обсаженных скажинах — числом и диаметром колонн, толщиной и плотностью цементного кольца, учитывают приведением измеренных значений Inγ к некоторым величинам Inγ,ст, соответствующим стандартным условиям.
Предварительно вводят поправку за плотность глинистого раствора путем пересчета истинного диаметра скважины в фиктивное значение:
(213)
величину dc,ф используют при последующих расчетах.
Учет влияния диаметра скважины сводят к введению поправочного коэффициента
(214)
при нецентрированном положении прибора (ем. рис. 113, а).Однако, в большинстве случаев поправки за диаметр не вводят. При использовании результатов исследования скважин нейтронным гамма-методом для количественных определений (например kп) берут палетки для заданных значений dc (dc,ф).
161
Рис. 113. Зависимость коэффициентов
ηnγ,d от dc(a) и ηnγ,гкот hгк(б и в)
при различной объемной влажности пород (известняков).
Зонд Lnγ = 60 см. Шифр кривых — кп,n %
Влияние толщины глинистой корки и минерализации глинистого раствора учитывают путем умножения измеренной величины Inγ на поправочные коэффициенты:
(215)
— за влияние глинистой корки (при dc (dc,ф) = const), и
(216)
— за влияние минерализации (хлоросодержания) фильтрата глинистого раствора. В
формулах (214)—(216) Inγ,dс=ст, Inγ,hгк=0, InγcV,ф=0 — приведенные интенсивности Inγ к скважине эталонного диаметра dс,cт, к скважине в условиях отсутствия глинистой корки и в
пресном глинистом растворе.
Зависимости ηnϒ,d = f(dc), hnϒ,гк=ϕ(hк) и ηnϒ,c=Ψ(Cv,ф) для некоторых частных случаев показаны на рис. 113 и 114.
При использовании разностного относительного параметра ∆Jnγ поправка за влияние глинистой корки на интенсивность Inγ может быть введена с помощью палетки, изображенной на рис. 158, А. Поправка за минерализацию глинистого раствора обычно мала и не вводится. В дальнейшем исправленные значения ∆Jnγ используют для решения тех или иных разведочных задач,
162