книги / Геофизические исследования скважин

□ О ППг ГЖ~|д Ж > l^> l? I - > \ Е CZH7CZ> ШИ*

Рис.47. Схема распространения и регистрации нейтронов и гамма-квантов в методе ННМ-НТ (а), ННМ-Т (б), НГМ (в).

1-источник нейтронов; 2 — детекторы: надтепловых (Н), тепловых (Т) нейт­ ронов и гамма-излучения (Г); 3 — фильтр (экран); траектории; 4 — быстрых (включая надтепловые) нейтронов; 5 — тепловых нейтронов; б— гамма-кван­ тов; 7 — точка замедления нейтрона; 8 — точка поглощения нейтронов или гамма-кванта; 9 — регистрация излучения детектором

канием гамма-квантов радиационного захвата. При нейтрон-нейт- ронном методе (ННМ) регистрируют либо тепловые нейтроны, либо надтепловые нейтроны, энергия которых несколько больше тепло­ вой энергии (от нескольких десятых долей до единиц электронвольт). Соответственно эти две разновидности метода называются нейтрон-нейтронными методами по тепловым (ННМ-Т) и надтеп­ ловым (ННМ-НТ) нейтронам.

Нейтрон-нейтронный метод с регистрацией надтепловых нейтронов

Количество нейтронов, достигающих индикатора при ННМ-НТ, определяется особенностями процесса замедления нейтронов в сре­ де, в которой находится прибор ННМ. Рассмотрим этот процесс под­ робнее. Потеря энергии при соударении нейтрона с ядром, так же как и расстояние, проходимое им между соударениями, является случайной, поэтому замедление отдельных нейтронов до надтепло­ вой энергии происходит на разном расстоянии от источника. Плот­ ность надтепловых нейтронов, т. е. число последних в единице объе­ ма среды, уменьшается при удалении от источника примерно так, как изображено на рис. 48, а.

Закон уменьшения плотности потока нейтронов Ф в зависимости от расстояния г до источника весьма сложен. Грубо приближенно в однородной среде его можно представить в виде следующей относи­ тельно простой формулы:

71

а

Рис.48. Изменение плотности надтепловых (а) и тепловых (б) нейтронов в однородном водонасыщенном песчанике в зависимости от расстояния г от источника быстрых нейтронов

Песчаник насыщен 1 — пресной водой, 2 — соленой водой (200 г/л NaCl) Шифр кривых — fcn , %

8пЬ/%

где Q — интенсивность («мощность») источника, нейтр./с; %— замед­ ляющая способность среды; Lj—параметр замедления, характери­ зующий среднеквадратическое расстояние, проходимое нейтроном до замедления.

Это расстояние сокращается при уменьшении пробега между со­ ударениями (т. е. с ростом сечения рассеяния нейтронов), а также при уменьшении числа соударений, необходимых для замедления. Число же соударений, очевидно, тем меньше, чем больше потеря энергии нейтронов при одном соударении. Среди основных породо­ образующих элементов водород является аномальным элементом как в отношении сечения рассеяния, так и потери энергии нейтронов при соударении. Он обладает наибольшим сечением рассеяния, и при со­ ударении с ним нейтрон теряет больше всего энергии. Поэтому пара­ метр замедления Lj уменьшается с ростом концентрации водорода в горной породе. Влияние остальных элементов гораздо меньше по сравнению с влиянием содержания водорода и для разных элемен­ тов примерно одинаково. То же самое можно сказать о сомножителе X- Поэтому показания ННМ-НТ почти однозначно связаны с концен­ трацией водорода, присутствующего в основном в составе воды или углеводородов, заполняющих поры горной породы. Влияние измене­

72

ний химического состава скелета горной породы в большинстве слу­ чаев эквивалентно влиянию изменений водородосодержания поро­ ды не более 5— 6% от объема породы.

Из формулы (118) следует, что характер зависимости показаний ННМ-НТ от водоросодержания горной породы (от параметра замед­ ления) различен на разных расстояниях от источника. На небольших расстояниях от источника (обычно до 10 — 30 см), где сомножи­ тель e~r/L' меняется слабо, зависимость Ф от водородосодержания определяется сомножителем U f и (как показывают расчеты) с умень­ шением водородосодержания показания метода уменьшаются. На больших расстояниях, наоборот, преобладает влияние сомножителя и показания растут с ростом параметра замедления, т.е. с уменьше­ нием содержания водорода в горной породе.

При средних величинах г, при которых происходит пересечение кривых зависимости Ф(г) для различных значений коэффициента пористости кп (см. рис. 48), зависимость показания от кпслабая.

Зонды с таким расстоянием между индикатором и источником при­ нято называть инверсионными (область 2 на рис. 48), зонды меньшего размера — доинверсионными (область 1) и зонды большего размера

— заинверсионными (область 3). В скважинах не очень малого разме­ ра, заполненных жидкостью, доинверсионная область выражена сла­ бо или даже практически отсутствует. Поэтому при ННМ-НТ в таких условиях зонды размером менее 20— 30 см обычно не используют.

В заинверсионной области чем больше длина зонда, тем выше чув­ ствительность метода к изменению водородосодержания пород, а так­ же больше радиус зоны исследования метода. Однако очень большие зонды (более 60 см) не применяют, так как с увеличением размера зонда резко уменьшается плотность нейтронов и для получения измеримой плотности нейтронов необходимо применять источники очень большой интенсивности, что повышает опасность работ. На практике исполь­ зуют зонды ННМ-НТ размером 30— 40, реже 50 см.

При таких зондах показания метода растут с уменьшением водо­ родосодержания породы. Наибольшее количество водорода обычно характерно для глин, аргиллитов и мергелей. Они имеют большую пористость и содержат значительное количество химически связан­ ной воды в составе глинистых минералов. Наконец, против этих по­ род часто наблюдаются каверны (увеличение диаметра скважины), что также способствует росту среднего количества водорода вблизи зонда ННМ. Эти породы, а также гипсы, содержащие много связан­ ной воды, отмечаются на кривых ННМ-НТ минимальными показа­ ниями. Плотные малопористые известняки, ангидриты, неразмытые соли, магматические и метаморфические породы и другие, содержа­ щие в своем составе мало водорода, характеризуются самыми высо­ кими показаниями на кривых ННМ-НТ (см. рис. 44).

Промежуточными показаниями отмечаются породы умеренной пористости: пористые известняки и доломиты, песчаники и др. При прочих равных условиях, чем выше пористость пласта, тем ниже показания метода. Это позволяет по данным ННМ-НТ определять

73

коэффициент пористости пласта. При количественной оценке кп в показания необходимо внести поправку за влияние скважинных фак­ торов (диаметр скважины, наличие и толщина глинистой корки), а также глинистых и иных минералов, содержащих химически свя­ занную воду.

Количество водорода в нефти и воде примерно одинаково, по­ этому нефтенасы щ енны е породы при равной пористости х а ­ рактеризуются такими же показаниями, что и водонасыщенные. Га­ зоносные пласты, за исключением пластов с весьма высокими пла­ стовыми давлениями, содержат при равной пористости меньше водорода в единице объема породы, чем нефтеносные и водоносные. Поэтому они отмечаются более высокими показаниями, если отсут­ ствует зона проникновения фильтрата бурового раствора в пласт (например, в обсаженных неперфорированных скважинах) или если радиус этой зоны меньше радиуса зоны исследования метода, со­ ставляющего примерно 30 см. Однако в необсаженных скважинах, имеющих чаще всего значительную по глубине зону проникнове­ ния фильтрата, где газ почти полностью вытесняется фильтратом бурового раствора, показания против газоносных пластов практи­ чески не отличаются от показаний против водоносных и нефтенос­ ных пород той же пористости.

Из-за сравнительно малого диаметра зоны исследований на по­ казаниях всех стационарных нейтронных методов значительно ска­ зываются изменение диаметра скважины, удаление прибора от стен­ ки скважины (например, из-за наличия глинистой корки) и крепле­ ние скважины колонной. Поэтому количественная интерпретация результатов нейтронных методов требует учета влияния перечис­ ленных скважинных факторов.

С увеличением диаметра скважины увеличивается содержание водорода в зоне исследования метода и потому уменьшаются пока­ зания. К тому ж е результату приводит удаление скважинного при­ бора от стенки скважины, например, из-за роста толщины глинис­ той корки или крепления скважины колонной.

В сухой скважине показания НИМ выше, чем в заполненной жид­ костью, в связи с чем переход прибора от части скважины, запол­ ненной жидкостью, к сухой ее части приводит к повышению показа­ ний ННМ. При типичных скоростях движения приборов ННМ фор­ ма переходных участков диаграмм на границах пластов определяется в основном влиянием инерции прибора и близка к форме диаграмм ГМ при равном значении итя (см. рис. 45). За точку записи диаграмм всех СНМ принимают середину расстояния между источником и де­ тектором.

Нейтрон-нейтронный метод с регистрацией тепловых нейтронов

На показания ННМ-Т оказывают влияние как процесс замед­ ления, так и процесс диффузии тепловых нейтронов. В результате диффузии тепловые нейтроны удаляются от источника в среднем

74

на несколько большее расстояние, чем надтепловые нейтроны, по­ этому уменьшение их плотности с расстоянием происходит несколь­ ко медленнее, чем в случае надтепловых нейтронов. Однако каче­ ственно зависимости сохраняют вид, подобный изображенному на рис. 43, а. В однородной среде изменение плотности тепловых нейт­ ронов тет с расстоянием г приближенно можно описать формулой

где т — среднее время жизни нейтронов в тепловом состоянии (от момента их замедления до момента поглощения ядром); Ьд — длина диффузии тепловых нейтронов (среднеквадратическое расстояние, проходимое нейтроном от точки, где он стал тепловым, до точки его поглощения).

Среднее время жизни тепловых нейтронов обратно пропор­ ционально макроскопическому сечению поглощения нейтронов сре­ дой. Оно определяется в основном присутствием и концентрацией в породе элементов с аномально высоким сечением поглощения теп­ ловых нейтронов, таких как хлор, бор, марганец, редкие земли и др. В осадочных горных породах основным элементом с аномальным се­ чением поглощения нейтронов является хлор, присутствующий, как правило, в составе соленых пластовых вод. Соответственно среднее время жизни большинства осадочных пород уменьшается с увели­ чением коэффициента пористости горных пород и минерализации пластовых вод. Нефтеносные и газоносные породы имеют большее время жизни тепловых нейтронов по сравнению с водоносными пла­ стами, 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 Ьд (как и L f ) определяется в основном водородосодержанием пород.

Итак, показания ННМ-Т, так же как и ННМ-НТ, зависят в основ­ ном от содержания в породе водорода. Характер зависимости опре­ деляется длиной зонда. Здесь существуют, как и при ННМ-НТ, доинверсионная область, где показания растут с ростом водородосо­ держания, и заинверсионная область, где показания уменьшаются при увеличении концентрации водорода. Кроме того, на показания ННМ-Т в отличие от ННМ-НТ некоторое влияние оказывают также элементы с аномальным поглощением нейтронов. При равном водородосодержании показания меньше для пород с большим содержа­ нием таких поглотителей нейтронов, как хлор, бор, редкие земли и т. п. Например, водоносные пласты, содержащие по сравнению с нефтеносными больше хлора, отмечаются при равной пористости не­ сколько меньшими показаниями ННМ-Т (см. рис. 44 и 48, б).

75

Однако в скважине влияние среднего времени жизни нейтронов ощущается гораздо слабее, чем это следует из формулы (11.9), не учитывающей влияние скважины. В результате для больших зон­ дов, применяемых в нефтяных скважинах, основным фактором, вли­ яющим на показания ННМ-Т, остается водородосодержание пласта, в частности, пористости пластов (см. рис. 44 и 48, б). Влияние погло­ щающих свойств в терригенных и карбонатных породах обычно не превышает 20— 30% измеряемых величин.

Таким образом, в нефтяных и газовых скважинах ННМ-Т, как и ННМ-НТ, применяют в основном для расчленения пород с различ­ ным водородосодержанием и определения коэффициента пористос­ ти пород. В последнем случае достаточно точные данные получают­ ся лишь при учете содержания хлора в буровом растворе и в приле­ гающей к скважине части пласта (в пласте или зоне проникновения). При благоприятных условиях (высокая минерализация вод и посто­ янная пористость пласта, обсаженные скважины, где нет зоны про­ никновения фильтрата) ННМ-Т можно применять также и для оп­ ределения положения водонефтяного контакта.

Влияние скважинных факторов на показания ННМ-Т подобно их влиянию на показания ННМ-НТ. Исключение составляет минерали­ зация бурового раствора, которая на показаниях ННМ-НТ практи­ чески не сказывается, в то время как существенно уменьшает пока­ зания ННМ-Т. Преимущество ННМ-НТ при определении пористос­ ти пород — отсутствие влияния поглощающих свойств породы и бурового раствора. Однако из-за меньшей чувствительности детек­ торов надтепловых нейтронов по сравнению с детекторами тепло­ вых нейтронов ННМ-НТ при одинаковой мощности источника дает несколько меньшую статистическую точность (см. § 6). Длина зонда ННМ-Т в нефтяных и газовых скважинах берется равной обычно 40— 50, иногда 60 см.

Нейтронный гамма-метод

При изучении нейтронным гамма-методом (НГМ) регистрируют гамма-излучение, образующееся при захвате тепловых нейтронов ядрами горной породы (гамма-излучение радиационного захвата). Интенсивность этого излучения в однородной среде уменьшается при удалении от источника примерно по такому же закону, что и интен­ сивность нейтронов (см. рис. 48), однако несколько медленнее. Коли­ чество гамма-квантов, достигающих детектора, прямо пропорцио­ нально количеству нейтронов, поглощаемых единицей объема в зоне расположения детектора, и числу квантов, образующихся при зах­ вате одного нейтрона.

Вобщих чертах форма кривой НГМ обычно оказывается близкой

ктаковой для ННМ и определяется в первую очередь содержанием водорода в горной породе и в скважине: при больших зондах, приме­ няемых обычно на практике, показания НГМ растут при уменьше­ нии водородосодержания среды, окружающей скважинный прибор (см. рис. 48).

76

На втором месте по влиянию на показания НГМ после водорода стоят элементы, обладающие одновременно высоким сечением по­ глощения тепловых нейтронов и аномально высокой (или аномально низкой) интенсивностью гамма-излучения радиационного захвата.

Восадочных горных породах таким элементом является хлор, даю­ щий при захвате одного нейтрона в среднем 2,3 относительно высо­ коэнергетических гамма-квантов.

При отсутствии хлора основное количество нейтронов в осадочных горных породах поглощается, как правило, водородом, дающим все­ го один гамма-квант на каждый поглощенный нейтрон. Поэтому по­ вышение концентрации хлора в горной породе сопровождается при равном водородосодержании увеличением среднего числа гаммаквантов на один нейтрон и, следовательно, ростом показаний НГМ.

Вчастности, водоносные пласты, насыщенные высокоминерализо­ ванной пластовой водой, отмечаются большими показаниями по срав­ нению с нефтеносными пластами той же пористости. Хотя этот эф ­

фект невелик (обычно до 15—20%), но в благоприятных условиях (вы­ сокая минерализация пластовых вод и малые изменения пористости) он может использоваться для определения положения водонефтя­ ного контакта в обсаженных скважинах.

Влияние скважины на показания НГМ в основном подобно ее вли­ янию на показания ННМ, однако количественно оно несколько мень­ ше. Наиболее существенно НГМ отличается от ННМ по влиянию ми­ нерализации 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, реги­ стрируется также гамма-излучение естественных радиоактивных элементов горных пород, поэтому при интерпретации НГМ из его показаний вычитают показания ГМ, помноженные на некоторый ко­ эффициент, учитывающий различие чувствительности детекторов

вканалах НГМ и ГМ.

Внефтяных и газовых скважинах НГМ применяют для решения

тех же задач, что и ННМ-Т, т. е. для расчленения пород, различаю­ щихся водородосодержанием, количественного определения коэф­ фициента пористости, а также установления газожидкостного и реже водонефтяного контактов в обсаженных скважинах. Из всех нейт­ ронных методов в нашей стране получил наиболее широкое приме­ нение гибридный метод, при котором детектор кроме гамма-излуче­ ния радиационного захвата частично регистрирует также тепловые нейтроны (см. § 6). Поскольку содержание хлора в буровом растворе и в пласте приводит к уменьшению плотности тепловых нейтронов и к увеличению интенсивности гамма-излучения радиационного зах­ вата, 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

77

В качестве стандартного при исследовании разрезов нефтяных и газовых скважин принят зонд размером 60 см. Реже применяют зон­ ды размером 50 и 70 см.

Двухзондовые нейтронные методы

Один из основных недостатков рассмотренных вариантов ней­ тронных методов с одним детектором — сильное влияние изменений скважинных факторов. Оно уменьшается, если для определения водородосодержания использовать отношение показаний двух детек­ торов, удаленных на разное расстояние от источника (примерно на 25— 40и50— 60 см). Обычно применяют два детектора тепловых ней­ тронов (двухзондовый ННМ-Т). Поскольку влияние хлоросодержания пласта и скважинных факторов на показания двух детекторов примерно одинаково, влияние указанных помех для двухзондового ННМ-Т в несколько раз меньше, чем для однозондового метода. Точ­ ку записи относят к середине расстояния между детекторами.

Эталонирование приборов стационарных нейтронных методов

Показания всех нейтронных методов зависят (кроме свойств пла­ стов) еще и от чувствительности детекторов, мощности источников, размеров и особенностей конструкции зондов. Для исключения вли­ яния различий мощности источника и чувствительности детектора осуществляют эталонирование приборов путем измерений в двух эталонных средах с различным водородосодержанием в зоне иссле­ дования методом, а интерпретацию проводят, используя параметр

где Ij и 12 — показания приборов в эталонных средах; I — то же, в исследуемом пласте.

В качестве эталонных сред используют модели пластов с различ­ ной пористостью, например, модель, изготовленную из мраморных блоков (кп~1%), и бак с водой (кп= 100%). Применяют также имита­ торы пластов в виде пустых труб различного диаметра, опускаемых в бак с водой. Воздушный зазор между трубой и спускаемым внутрь него прибором действует так же, как некоторое уменьшение кп по сравнению с пористостью среды за трубой. Изменяя диаметр трубы (толщину зазора), меняют эффективную пористость такой модели. Истинное значение пористости определяет предприятие, изготавли­ вающее такие имитаторы, путем сравнения показаний эталонного прибора в них с показаниями на моделях пластов, в точности пов­ торяющих условия измерений в скважине.

Импульсные нейтронные методы

При импульсных нейтронных методах источник испускает ней­ троны в течение сравнительно коротких интервалов времени ДТ<100 — 200 мкс (рис. 44, а). Такие импульсы источника пов­ торяются периодически с периодом Т=10_3— 10~х с-1 , т.е. 10— 103 раз в 1 с.

78

С помощью специальной схемы — временного анализатора реги­ страция излучения осуществляется не непрерывно, а лишь в неко­ торые (специально выбранные) интервалы времени.

В настоящее время получили применение две модификации им­

ц и о н н о г о з а х в а т а (ИНГМ). Регистрация нейтронов (и гаммаквантов) в этих методах осуществляется в интервале между двумя

импульсами источника через некоторое время задержки t после каж­ дого импульса, составляющее от нескольких сотен до двух-трех ты­ сяч микросекунд (см. рис. 49, а).

Быстрые нейтроны, испускаемые импульсным источником, замед­ ляются до тепловой энергии в среднем за время, составляющее не более нескольких десятков микросекунд, и при дальнейшей диффу­ зии поглощаются ядрами среды. После окончания процесса замед­ ления плотности нейтронов и гамма-квантов радиационного захвата

Регистрируя тепловые нейтроны (ИНЫМ) или гамма-кванты (ИНГМ) при двух значениях времени задержки или более, можно определить с р е д н е е в р е м я ж и з н и т е п л о в ы х н е й т р о ­ н о в в горной породе т, которое, как указывалось выше, позволяет судить о концентрации элементов, имеющих высокое сечение погло­ щения тепловых нейтронов.

Импульсы источника повторяются через небольшое время (обыч­ но 10— 400 раз в 1 с) и при ИНЫМ (ИНГМ) регистрируется интен­ сивность тепловых нейтронов (гамма-квантов) для некоторого зна­ чения времени задержки t, усредненная по большому числу импуль­ сов источника. Измерения при ИНЫМ (ИНГМ) выполняют либо при движении прибора по стволу скважины (и в результате получают непрерывные диаграммы для двух-трех каналов с различными зна-

5

Рис.49. Распределение плотностей тепловых нейтронов пт во времени при ИНЫМ (а) и пример обработки его результатов (б). Заштрихован импульс источника

79

чениями времени задержки), либо иногда при неподвижном приборе (на точках) для повышения точности.

В первом случае о значении т судят по отношению показаний на двух каналах: чем меньше т, тем больше различаются эти показа­ ния. Количественное определение т получают по формуле (предпо­ лагается, что ширина «окон» At в обоих каналах одинакова)

где tl и t2 — время задержки для двух каналов; 7Хи /2— показания (скорость счета) для тех же каналов.

Разработана аппаратура для непрерывного вычисления х в про­ цессе замеров и получения непосредственно диаграмм изменения т по стволу скважины. В случае измерений на точках (с неподвижным прибором) интенсивность нейтронов или гамма-квантов обычно определяют при большом числе значений времени задержки t, (t= 1, 2,...) и строят график зависимости логарифма показаний 1п7от t (рис. 49,6). Такой график позволяет точнее определить значение х как ве­ личину, обратную коэффициенту наклона кривой lnl = /(t) при боль­ ших t.

При малых временах задержки t наклон кривой зависит (кроме т ) также от диаметра скважины и свойств среды, заполняющей сква­ жину. При больших значениях t такое влияние постепенно исчезает, что является преимуществом импульсных методов. Другое их пре­ имущество заключается в большей по сравнению со стационарными методами чувствительности к содержанию элементов, сильно погло­ щающих нейтроны. В нефтяных и газовых скважинах это позволяет различать продуктивные и водоносные пласты при сравнительно малой минерализации пластовых вод (от 20— 30 г/л). При большей минерализации вод решение этой задачи возможно даже по резуль­ татам измерения при одном значении времени задержки (рис. 44). При прочих равных условиях водоносные пласты отмечаются гораздо меньшими показаниями ИНЫМ при больших временах задержки t по сравнению с нефтеносными и газоносными пластами.

Оба импульсных метода дают примерно одинаковые результаты. При ИНГМ влияние скважины несколько меньше, чем при ИНЫМ, но преимуществом последнего является отсутствие влияния есте­ ственного гамма-излучения, доля которого при ИНГМ на больших временах задержки значительна. Точка записи зонда ИНЫМ и ИНГМ совпадает с серединой детектора.

§ 5. ДРУГИЕ МЕТОДЫ РАДИОМЕТРИИ

Нейтронный активационный анализ (метод наведенной активности)

Метод наведенной активности (МНА) основан на изучении ис­ кусственной радиоактивности, возникающей при облучении горных пород нейтронами. По периоду полураспада Т1/2 искусственно ра­ диоактивных ядер и энергии их гамма-излучения определяют воз-

80