Рис. 144. Зависимость коэффициента ηnγ,c от удельного сопротивления ρф фильтрата глинистого раствора при 20 °С и объемной концентрации Сυ хлористого натрия. Шифр кривых — dс, мм

в частности, для определения коэффициента пористости (см. § 92 и гл. XVII и XVIII). Обсадные колонны обусловливают уменьшение интенсивности Inγ. Так как обычно кривую Inγ регистрируют на всем или преобладающем участке в одинаковых условиях, то влияние крепления и цементации скважины учитывают при количественной интерпретации путем использования соответствующих палеток, составленных для этих условий. При интерпретации диаграмм Inγ, зарегистрированных в обсаженных скважинах, особенно следует остерегаться погрешностей, созданных желобообразованием, существенно изменяющим геометрию расположения прибора относительно изучаемых пород.

§ 60. УЧЕТ ЗАМЕДЛЯЮЩИХ И ПОГЛОЩАЮЩИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД

Плотность нейтронного потока и интенсивность гамма-излучения радиационного захвата, регистрируемые в скважине, определяются процессами замедления и поглощения нейтронов породами, окружающими скважину, и глинистым раствором. Эти процессы характеризуют различные параметры пород (водородосодержание, химический состав), влияние которых может иногда взаимно компенсироваться. Поэтому при количественной интерпретации диаграмм нейтронных методов в некоторых случаях желательно выделить долю эффекта, созданного порознь процессами поглощения и замедления нейтронов.

Повышенное содержание в породе элементов с высокими сечениями захвата устанавливают следующими способами:

1)экстраполированием в инверсионную область данных измерений Inϒ (In,т), выполненных зондами двух размеров:

2)совместным анализом диаграмм Inϒ и In,т;

3)определением по данным спектрометрии гамма-излучения радиационного захвата;

4)определением среднего времени жизни нейтронов тепловых энергий импульсными методами.

Сущность первого способа заключается в сопоставлении величины Inϒ,и, измеренной с зондом инверсионного размера Lnϒ,и, с величиной I nϒ,и, полученной инверсионным зондом в среде, где нет активного поглощения нейтронов. Интенсивность Inϒ,р, не учитывающую влияние элементов с высоким сечением захвата, рассчитывают по формуле

где Inϒ— интенсивность гамма-излучения радиационного захвата, измеренного используемым зондом; n — коэффициент, изменяющийся от 0,95 до 1,13, и тем больший, чем выше водородосодержание изучаемой среды. Отношение I nϒ,и/ Inϒ,и определяют (по В.В.Ларионову) графически [2, 3].

Вычисленные значения Inϒ,р используют для изучения водо-родосодержания породы. Долю интенсивности гамма-излучения, созданного повышенным содержанием элементов с

163

высокими сечениями захвата, вычисляют по формуле

(217)

а их концентрацию С3 оценивают по кривым зависимостей ∆Inϒ,3= f(С3), построенным по данным лабораторных или скважинных измерений с учетом минерального состава изучаемых пород и конструкции скважины.

Второй способ учета поглощающих свойств горных пород основан на противоположном их влиянии на параметры In,т и Inϒ (при регистрации Inϒ прибором без кадмиевого экрана). В связи с этим сумма δ∆Jnϒ+n=∆Jnϒ+∆Jn,т мало зависит от поглощающих свойств, а разность δ∆Jnϒ-n=∆Jnϒ-∆Jn,т в основном определяется этими свойствами. Параметры δ∆Jnϒ+n и δ∆Jnϒ-n в дальнейшем используются для оценки замедляющих (например, влажность) и поглощающих (высокая минерализация пластовых вод по хлору, присутствие некоторых элементов) свойств горных пород.

Определение элементов с высокими сечениями поглощения третьим способом осуществляют по данным измерения гамма-излучения энергий, характерных для (n,ϒ)- реакции выделяемого элемента

Четвертый способ основан на использовании импульсных нейтронных методов; он рассмотрен в § 62.

§ 61. БОКОВЫЕ НЕЙТРОННЫЕ ЗОНДИРОВАНИЯ. СПОСОБ ОТНОШЕНИЙ

Боковым нейтронным гамма-зондированием и нейтронным зондированием называют методику исследования скважин, заключающуюся в регистрации кривых Inϒ(In) серией зондов различных размеров Lnϒ(Ln) и последующего анализа зависимостей lg Inϒ (lg In) = f [Lnϒ (Ln)] или lg ∆Inϒ( Ln) = f [Lnϒ (Ln)]. Характер указанных зависимостей, рис. 115, а, позволяет более точно получить дополнительные сведения об изучаемом разрезе, скважине (например, о коэффициенте пористости пород, насыщенных водами высокого хлоросодержания), в тех случаях, когда эти вопросы не могут быть достаточно полно изучены по данным измерений Inϒ(In) зондом одного размера.

164

Рис. 115. Кривые нейтронного гамма-зоидирования.

а Inϒ =f (Lnϒ) в песчаной породе при объемной влажности: 1— 36 %, 2 — 13 %, 3 — 3,5 %; б Inϒ/ Inϒ,оп=f (Lnϒ); 4 — глины; 5 — песчаники; 6 — брекчии; 7 —известняки; 8 — кристаллический фундамент

Основным изучаемым параметром является тангенс µnϒ угла наклона касательной к средней части кривой lg Inϒ = f(Lnϒ) (см. рис. 115). Величина µnϒ возрастает с увеличением водородосодержания изучаемой породы и диаметра скважины (когда последняя заполнена водородосодержащей средой). В сухих скважинах µnϒ мало зависит от их диаметра.

Когда интенсивности Inϒ измеряют разрядными счетчиками, то после исключения Iϒ и Iф вводят поправку за длину lnϒ индикатора и для построения кривой lg Inϒ = f(L nϒ ) используют исправленное значение

(218)

где

(219)

берут из зависимости ξ=f(µnϒL nϒ) построенной по формуле (219). Причем µnϒ находят по кривой lg Inϒ = f(Lnϒ), предварительно построенной без внесения поправок.

Другой способ интерпретации данных бокового нейтронного зондирования по В. В. Ларионову заключается в построении зависимости Inϒ/ Inϒ,оп (рис. 115, б). Изучение горных пород этим способом основано на сопоставлении полученных зависимостей с их аналогами для известных пород.

Измерения Inϒ, выполненные с двумя зондами L'nϒ и I»nϒ, используют также для изучения пород по отношению I'nϒ/ I»nϒ или, что лучше, по отношению

	,δ∆Jnϒ, L=	(∆Jnγ )L1			,где (∆J	nϒ)L1 и (∆J nϒ)L2−∆J	nϒ — значения ∆J nϒ для измерений,
		(∆J	nγ	)L
				2

проведенных с зондами L′nϒ и L′′nϒ.Эффективность изучения некоторых полезных ископаемых существенно возрастает, если вместо ∆J nϒ использовать

отношение (∆Jnγ )E1 =σ∆Jnγ ,Ε ,где через (∆Jnϒ)Е обозначен двойной разностный параметр для

(∆Jnγ )E2

заранее заданного интервала энергий ∆Е (см. гл. XVIII).

§ 62. ИМПУЛЬСНЫЕ НЕЙТРОННЫЕ МЕТОДЫ

Из импульсных нейтронных методов исследования разрезов скважин в настоящее время практическое применение получил импульсный нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам. При интерпретации его данных исходят из характера пространственно-

165

временного распределения тепловых нейтронов в среде, окружающей источник быстрых нейтронов [33]. Согласно этому распределению, при достаточно большом времени τ>200 мкс интенсивность счета тепловых нейтронов

(220)

здесь Dэф, τэф — эффективные значения коэффициента диффузии и среднего времени жизни тепловых нейтронов в системе скважина — окружающие породы; τ — время, прошедшее с момента прекращения очередного импульса излучения нейтронов до измерений Inτ,т ; Q — мощность источника нейтронов; ηа — коэффициент, определяющий эффективность аппаратуры.

Кривые Inτ,т по конфигурации подобны интегральным кривым In,т нейтроннейтронного метода. При этом степень дифференциации разреза по параметру Inτ,т возрастает с увеличением времени τ.

Основное преимущество импульсного нейтрон-нейтронного метода перед нейтронными интегральными методами — его высокая чувствительность к поглощающим свойствам среды и возможность определения по данным этого метода нейтронных параметров горных пород.

Выполняя измерения Inτ,т1 и Inτ,т2 с зондами двух размеров Ln,1 и Ln,2 при одном и том же времени τ и решая для этих условий уравнение (220) относительно длины миграции М

(τ)2 = Dэфτ + LS2,эф, получим

(221)

где К — отношение коэффициентов полезного действия каналов малого и большого зондов.

Определяя М (τ) для различных τ, можно рассчитать Dэф и Ls,эф

Если взять отношение двух значений Inτ ',т и Inτ «,т для каждого из зондов при различных τ' и τ» и решить его относительно τэф, то будем иметь

(222)

где М2 (τ)' = Dэфτ' + Ls2эф и М2 (τ)» = Dэфτ» + Ls2эф предварительного рассчитываются по формуле (221).

В том случае, когда для расчета τэф были взяты измерения Inτ ,т с зондами двух размеров Ln,1 и Ln,2 , причем временные задержки τ' и τ» были подобраны так, чтобы выполнялось условие

то (223)

В условиях существенного влияния скважины на измерение уравнения (220) заменяют более сложным, учитывающим различие длин Мz в осевом и Мr — радиальном направлениях [33]. Однако использование подобного уравнения для количественных

166

расчетов

Ls,п, Dп и τп сопряжено со значительными трудностями. Поэтому количественную интерпретацию данных импульсного нейтрон-нейтронного метода обычно заканчивают определением Ls,эф, Dэф и τэф, стремящихся к Ls,п ,Dп и τп при достаточно больших τ.

Рис. 116. Временное распределение плотности тепловых нейтронов

внеобсаженной скважине.

1— водоносный пласт, насыщенный сильноминерализованной водой; скважина заполнена водой; нефтеносный пласт, насыщенный сильноминерализованной водой:

2 — скважина заполнена водой, 3 — сухая скважина; 4 — асимптота кривой 3

При измерениях Inτ ,т с зондом одного размера, но с большим числом значений τ, интерпретацию сводят к построению кривой зависимости

lg Inτ ,т = f (τ). Такие кривые имеют следующий вид. В обычных условиях, когда скважина заполнена водород-содержащей жидкостью (рис. 116, кривая 1), после незначительного увеличения Inτ ,т наблюдается сначала резкий, а затем все более выполаживающийся спад кривой lg Inτ ,т = f(t). С возрастанием τ кривая стремится к

асимптоте,	уравнение которой близко к экспоненте	ехр -	τ		.Следовательно,	время	τп
		τΠ				Inτ,т
численно	равно интервалу ∆τ, на продолжении которого				интенсивность		на
асимптотическом участке убывает в е раз или, точнее, в		е			раз, где τ' и τ» — большее
		(τ'' /τ' )3/ 2

и меньшее время задержки на интервале ∆τ.

Критерием выхода кривой lg Inτ,т= f (τ) на асимптоту является выполнение неравенства

(224)

или при Dпτ>>Ls2

(225)

В тех случаях, когда коэффициент диффузии по разрезу скважины изменяется незначительно (породы имеют примерно одинаковое водородосодержание), пересечение контакта пород, различающихся поглощающими свойствами, отмечается на кривых импульсного нейтрон-нейтронного метода изменением Inτ,т.

При регистрации диаграмм Inτ,т в логарифмическом масштабе и достаточно большом значении τ аномалия

167