Нейтронні методи

В нейтронних методах гірська порода опромінюється швидкими нейтронами, які випромінюються стаціонарним або імпульсним джерелом нейтронів.

У різних методах можуть реєструватися або нейтрони, розсіяні ядрами атомів гірської породи, гама-випромінювання радіаційного захоплення нейтронів, або гама-випромінювання штучних радіоактивних ізотопів, що утворюються при поглинанні нейтронів ядрами.

До стаціонарних нейтронних методів дослідження свердловин відносять: метод щільності надтеплових нейтронів, метод щільності теплових нейтронів, нейтронний гама-метод, метод наведеної активності, метод індикації елементами з аномальними нейтронними властивостями.

Нейтрон-нейтронний метод. Суть нейтронного методу (НМ) зводиться до опромінення гірських порід швидкими нейтронами і реєстрації характеристик надтеплових або теплових нейтронів.

Дослідження НМ проводять за допомогою свердловинного приладу, у якому розміщені джерело нейтронів і детектор нейтронів.

Розрізняють швидкі нейтрони з енергією 1-15 МеВ, надтеплові – 10-0,1 еВ і теплові нейтрони з енергією 0,025 еВ.

Нейтрон-нейтронний метод з реєстрацією надтеплових нейтронів (ННМ-Н). Кількість нейтронів, які досягають індикатора у ННМ-Н, визначається особливостями процесу сповільнення нейтронів у середовищі, у якому знаходиться свердловинний прилад.

Серед основних породотвірних елементів водень є аномальним елементом як у відношенні розсіювання, так і втрати енергії нейтронів. Вплив інших елементів значно менший у порівнянні з впливом вмісту водню і для різних елементів приблизно однаковий. Тому покази методу тісно пов’язані з концентрацією водню, який присутній, в основному, у складі води або вуглеводнів, що заповнюють пори гірської породи.

Характер залежності показів методу від вмісту водню у гірській породі різний на різних віддалях від джерела нейтронів. На практиці використовують зонди розміром 30-40 см, рідше 50 см. При таких зондах покази методу зростають із зменшенням вмісту водню у породі. Щільні, низькопористі породи, у яких мало водню, характеризуються найвищими показами на кривих ННМ-Н. Пористі вапняки, доломіти, пісковики характеризуються проміжними показами. При інших рівних умовах, чим вища пористість пласта, тим нижчі покази методу. Це дозволяє за даними ННМ-Н визначати коефіцієнт пористості пласта. При рівній пористості нафтонасичені і водоносні породи характеризуються однаковими показами на кривих ННМ-Н. Газоносні пласти переважно характеризуються більш високими показами. Радіус дослідження ННМ-Н складає приблизно 30 см.

Нейтрон-нейтронний метод з реєстрацією теплових нейтронів (ННМ-Т). На покази ННМ-Т впливають процеси сповільнення і дифузії теплових нейтронів. Зменшення щільності теплових нейтронів з віддалю проходить дещо повільніше, ніж у випадку надтеплових нейтронів.

Середній час життя теплових нейтронів визначається в основному присутністю і концентрацією в породі елементів з аномально високим перерізом поглинання теплових нейтронів, таких як хлор, бор, марганець та інші. В осадових породах основним елементом з аномальним перерізом поглинання нейтронів є хлор. Відповідно середній час життя теплових нейтронів більшості осадових порід зменшується із збільшенням коефіцієнта пористості гірських порід і мінералізації пластових вод. Нафтоносні і газоносні породи характеризуються більшим часом життя теплових нейтронів у порівнянні з водоносними пластами, насиченими мінералізованою водою.

Нейтронний гама-метод (НГМ). При дослідженнях нейтронним гама-методом реєструють гама-випромінювання, яке виникає при захопленні теплових нейтронів ядрами гірської породи (гама-випромінювання радіаційного захоплення). Інтенсивність цього випромінювання в однорідному середовищі зменшується при віддаленні від джерела так, як інтенсивність нейтронів, однак дещо повільніше. Кількість гама-квантів, які досягають детектора, прямо пропорційна кількості нейтронів, які поглинаються одиницею об’єму в зоні розміщення детектора, і числу квантів, що утворюються при захопленні одного нейтрона.

Форма кривої НГМ близька до такої які ННМ. Вона визначається в першу чергу вмістом водню у гірській породі і в свердловині: при великих зондах, які переважно застосовуються на практиці, покази НГМ зростають при зменшенні вмісту водню у середовищі, яке оточує свердловинний прилад.

За впливом на покази НГМ після водню в осадових породах друге місце займає хлор. При відсутності хлору основна кількість нейтронів в осадових породах поглинається здебільшого воднем.

Зокрема, водоносні пласти, насичені високо мінералізованою пластовою водою, відмічаються більшими показами в порівнянні з нафтоносними пластами такої ж пористості. Вплив свердловини на покази НГК дещо менший, ніж на покази ННК.

Імпульсні нейтронні методи. При імпульсних нейтронних методах джерело випромінює нейтрони на протязі порівняно коротких інтервалів часу. Такі імпульси генератора нейтронів повторюються періодично з періодом T=10^-3-10^-1с^-1, тобто 10-10³раз в 1 с. За допомогою спеціальної схеми – почасового аналізатора реєстрація випромінювання здійснюється не безперервно, а лише в деякі (спеціально вибрані) інтервали часу.

В даний час застосовують дві модифікації імпульсних нейтронних методів – з реєстрацією теплових нейтронів (ІННМ-Т) та гама-квантів радіаційного захоплення (ІНГМ). Реєстрація нейтронів (і гама-квантів) в цих методах здійснюється в інтервалі між двома імпульсами джерела через деякий час затримки після кожного імпульсу, який складає від декількох сотень до двох-трьох тисяч мікросекунд.

Імпульси джерела повторюються через невеликий час (переважно 10-400 раз в 1 с) і при ІННМ реєструється інтенсивність теплових нейтронів (гама-квантів) для деякого значення часу затримки, усереднена за великим числом імпульсів джерела.

Вимірювання при ІННМ (ІНГМ) виконують при русі приладу по стовбуру свердловини і в результаті отримують неперервні діаграми для двох-трьох каналів з різними значеннями часу затримки.

У випадку великих часів затримки вплив діаметру свердловини і властивостей середовища, яке заповнює свердловину, на покази ІННМ (ІНГМ) поступово зникає, що є перевагою імпульсних методів. Інша перевага імпульсних методів полягає у більшій в порівнянні із стаціонарними методами чутливості до вмісту елементів, які сильно поглинають нейтрони.

В нафтових і газових свердловинах це дозволяє розрізняти продуктивні і водоносні пласти при порівняно малій мінералізації пластових вод (20-30г/л). Зі збільшенням мінералізації вод вирішення цієї задачі можливе навіть за результатами вимірювання за одним значенням часу затримки. У інших рівних умовах водоносні пласти відмічаються значно меншими показами ІННМ для великих затримок в порівнянні з нафтоносними пластами.

Точка реєстрації зонда ІННМ і ІНГМ співпадає із серединою детектора.

За допомогою імпульсних методів вирішують такі ж задачі, як і стаціонарними нейтронними методами. Загальна інформативність імпульсних нейтронних методів вища порівняно зі стаціонарними. При високій мінералізації пластових вод ІННМ дає змогу визначити коефіцієнт нафтонасичення колекторів і стежити за поточним нафтонасиченням.

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.005 сек.