№ 34. Стационарные источники нейтронов.

Используют смесь порошков бериллия с радиоактивным веществом, испускающим аль­фа-частицы (например, полоний, плутоний). При бомбардиров­ке ядер атомов бериллия альфа-частицами радиоактивного вещества происходит ядерная реакция: , где через ₀¹n обозначен нейтрон. Эти источники представляют герметические ампулы и называются ампульными, дают быстрые нейтро­ны с энергией 11 МэВ; максимумы распределения по энергии приходятся на 3 и 5 МэВ. Интенсивность таких источников составляет не менее (3 ± 4)•10^-6 нейтр./с, для чего ак­тивность Ро или Ри должна быть порядка 10¹¹ Бк.

Нейтронный источник другого типа - генератор нейтронов. Титановая или циркониевая мишень с растворенным в ней изотопом водорода тритием (₁³H) бомбардируется дейтонами (ядрами тяжелого водоро­да ₁²H), ускоренными линейным ускорителем под напряжением око­ло 10⁵В. По реакции образуются нейтроны с энергией 14 МэВ. Более высокая энергия ней­тронов и монохроматизм излучения являются преимуществом таких генераторов. Другое преимущество — возможность выключения ис­точника, что повышает безопасность работ и позволяет доводить его интенсивность до 10⁸—10⁹ нейтр./с.

Источники третьего типа — некоторые изотопы трансурановых элементов, например, калифорния (²⁵²Cf), претерпевающие интен­сивное самопроизвольное деление ядер с испусканием нейтронов.

Будучи электрически нейтральными, нейтроны не испытывают действия электронной оболочки и заряда ядра, поэтому обладают большой проникающей способностью. Кроме того, при соударении с ядрами они вызывают разнообразные ядерные реакции, что делает их весьма полезными при изучении ядерного, а, следовательно, и хи­мического состава горных пород. Реакции с участием нейтронов раз­деляются на две группы: рассеяние (упругое и неупругое) и поглощение нейтронов.

№ 35. Нейтронный гамма-метод: физические основы, принцип измерения в скважине, область применения.

Р егистрируют гамма-излучение, образующееся при захвате тепловых нейтронов ядрами горной породы (гамма-излучение радиационного захвата). Коли­чество гамма-квантов, достигающих детектора, прямо пропорцио­нально количеству нейтронов, поглощаемых единицей объема в зоне расположения детектора, и числу квантов, образующихся при зах­вате одного нейтрона.

В общих чертах форма кривой НГМ обычно оказывается близкой к таковой для ННМ и определяется содержанием водорода в горной породе и в скважине: при больших зондах, приме­няемых обычно на практике, показания НГМ растут при уменьше­нии водородосодержания среды, окружающей скважинный прибор:

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

На втором месте по влиянию на показания стоят элементы, обладающие одновременно высоким сечением по­глощения тепловых нейтронов и аномально высокой (или аномально низкой) интенсивностью гамма-излучения радиационного захвата. В осадочных горных породах таким элементом является хлор, даю­щий при захвате одного нейтрона в среднем 2,3 относительно высо­коэнергетических гамма-квантов.

При отсутствии хлора основное количество нейтронов в осадочных горных породах поглощается, как правило, водородом, дающим все­го один гамма-квант на каждый поглощенный нейтрон. Поэтому повышение концентрации хлора в горной породе сопровождается, при равном водородосодержании, увеличением среднего числа гамма-квантов на один нейтрон и, следовательно, ростом показаний НГМ. В частности, водоносные пласты, насыщенные высокоминерализо­ванной пластовой водой, отмечаются большими показаниями по срав­нению с нефтеносными пластами той же пористости. Хотя этот эф­фект невелик (обычно до 15—20%), но в благоприятных условиях (вы­сокая минерализация пластовых вод и малые изменения пористости) он может использоваться для определения водонефтя­ного контакта в обсаженных скважинах.

Наиболее существенно НГМ отличается от ННМ по влиянию ми­нерализации бурового раствора. Если показания ННМ_НТ не зависят от содержания хлора в растворе, а показания ННМ_Т уменьшаются с ростом минерализации, то показания НГМ при этом возрастают.

При НГМ, кроме гамма-излучения радиационного захвата, реги­стрируется также гамма-излучение естественных радиоактивных элементов горных пород, поэтому при интерпретации НГМ из его показаний вычитают показания ГМ, помноженные на некоторый ко­эффициент, учитывающий различие чувствительности детекторов в каналах НГМ и ГМ.

В нефтяных и газовых скважинах НГМ применяют для решения тех же задач, что и ННМ-Т, т. е. для расчленения пород, различаю­щихся водородосодержанием, количественного определения коэффициента пористости, а также установления газожидкостного и реже водонефтяного контактов в обсаженных скважинах. Из всех нейт­ронных методов в нашей стране получил наиболее широкое приме­нение гибридный метод, при котором детектор кроме гамма-излуче­ния радиационного захвата частично регистрирует также тепловые нейтроны. Поскольку содержание хлора в буровом растворе и в пласте приводит к уменьшению плотности тепловых нейтронов и к увеличению интенсивности гамма-излучения радиационного зах­вата, то при применении такого метода влияние хлора оказывается слабее, чем при ННМ_Т или НГМ. Одновременная регистрация нейтронов и гамма-квантов способствует увеличению также числа регистрируемых частиц и позволяет повысить точность замеров или уменьшить требуемую величину мощности источника.

№ 25. Нейтронные методы исследования скважин (ННМ_Т, ННМ_НТ): физические основы, принцип измерения в скважине, область применения.

Н НМ_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.

№ 26. Индикаторы плотности тепловых и надтепловых нейтронов, применяемые в радиометрической аппаратуре.

см. №25

№ 27. Двухканальная аппаратура ДРСТ6: назначение, применяемые типы, блок-схема, принцип действия.

Дискриминаторы радиометрической аппаратуры, выполненной на электронных лампах (ДРСТ и др.), представляют собой одновибратор с катодной связью (рисунок ниже). На пентоде Л1 собран усилитель, а на триодах Л2, ЛЗ — одновибратор. Параметры схемы выбраны таким образом, чтобы обеспечивали заданный порог срабатывания дискриминатора и длительность выходного импульса (в приборе ДРСТ-200-250 мВ и 20—40 мкс соответственно).

Одновибратор — это каскад, охваченный положительной обратной связью и имеющий два состояния: устойчивое при отсутствии сигнала (импульса с детектора) и квазиустойчивое в течение времени τ_и после воздействия сигнала. Лампы Л2 и ЛЗ выполняют роль вентилей.

В качестве измерителей средней частоты в радиометрической аппаратуре применяют устройства, выполненные по аналоговому принципу, а также основанные, на цифровой технике: аналоговые измерители средней частоты, называемые интеграторами, и счетчики импульсов с каскадами задания интервала времени измерения. В аналоговых измерителях на регистрирующие устройства выводят значение средней частоты. В «счетчике импульсов» среднюю частоту определяют по числу зарегистрированных импульсов за время t как n = N/t.