Импульсные нейтронные методы

    Наземное  оборудование выполнено в виде отдельных  блоков, которые размещаются в типовых стойках серийных геофизических станций. Обмен командами управления и информации между наземным оборудованием и скважинным прибором и питание глубинного прибора обеспечиваются с помощью трехжильного геофизического кабеля 15.

    Принцип действия аппаратуры основан на облучении  горных пород импульсами быстрых нейтронов и анализе временного распределения плотности тепловых нейтронов в зависимости от характера насыщения и элементного состава горных пород.

    Основными конструктивными узлами генераторов  нейтронов являются ускорительная трубка и источник питания высокого напряжения (рис. 119). Ускорительная трубка представляет собой стеклянный баллон, заполненный дейтерием (изотопом водорода ²Н). Ионизация дейтерия производится электронами, эмиссируемыми накаленным вольфрамовым катодом 2. Электроны ускоряются цилиндрическим анодом 4 и под действием продольного магнитного поля, образованного катушкой 3, перемещаются вдоль него по спиральным траекториям. Высоковольтный электрод 5, в котором расположена мишень 6, питается переменным синусоидальным напряжением со вторичной обмотки высоковольтного трансформатора Тр. При отрицательном потенциале на электроде 5 электроны, не доходя до конца цилиндрического анода, отражаются и таким образом совершают внутри цилиндра колебательные движения, ионизирующие дейтерий. В это же время образовавшиеся положительно заряженные дейтроны ускоряются и, бомбардируя мишень 6 из циркония или титана, насыщенных дейтерием или тритием, генерируют нейтроны соответствующих энергий.

    Расход  дейтерия в ускорительной трубке восполняется с помощью натекателя 1, который представляет собой спираль из титановой проволоки, насыщенной дейтерием. При работе генератора натекатель нагревается током, и сорбированный дейтерий выходит из него в объем трубки. 

    Генератор нейтронов может работать в непрерывном  и импульсном режимах. Импульсный режим работы обеспечивается подачей положительного потенциала. На цилиндрический анод 4 подается переменное напряжение в виде прямоугольных импульсов требуемой длительности от специального генератора, синхронизированного с высоковольтным трансформатором Тр. Имеются и другие конструкции генераторов нейтронов.

    В аппаратуре ИГН-4 используется генератор нейтронов, основанный на реакции ³T(d, n)⁴  Не и обеспечивающий энергию нейтронов 14,1 МэВ и средний выход (1-2)*10⁷ нейтр./с. Длина зонда для регистрации тепловых нейтронов равна 43 см.

    Аппаратура  ИГН-4 обеспечивает частоту повторения импульсов нейтронного излучения 360—440 Гц, задержки , равные 50, 150, 250, 400, 600, 1000, 1300, 1600, 1900, 2200 мкс, ширину фиксированных временных окон 100 и 200 мкс и постоянные времени интегрирования _я равные 6, 12, 24, 48 с.

    Существуют  два варианта скважинных измерений ИННМ-Т - непрерывная запись и запись по точкам. При точечной записи получают более точные значения среднего времени жизни тепловых нейтронов в пласте . Точки замеров выбирают по дифференциальным кривым ИННМ-Т (при фиксированном окне и на различных задержках ₃). Расстояния между точками замеров в однородных нефтеносных пластах большой мощности должны быть 0,6-0,8 м, в литологически неоднородных пластах малой мощности 0,4-0,5 м, в водоносных пластах 0,8-1,0 м. Время замера в каждой точке должно обеспечивать скорость счета в интегральном канале 5(10⁵-10⁶) импульсов.

    Среднее время жизни тепловых нейтронов в пласте можно определить и по непрерывным кривым ИННМ-Т, записанным при различных задержках и фиксированном временном окне, хотя погрешность измерений в этом случае больше.

    При выборе времени  ₃ и временного окна должно соблюдаться условие ₃ > _п п > . С целью уменьшения статистических погрешностей измерения при записи кривых ИННМ-Т в нефтяных и газовых скважинах ограничиваются временами задержек ₃ = 1000 ч-1300 мкс.

    С увеличением  при выбранном ₃ повышается скорость счета в канале, а следовательно, уменьшаются погрешности измерений. Учитывая диапазон изменения в продуктивных пластах, для газоносных пластов следует брать больше, чем для нефтеносных. Обычно при изучении продуктивных пластов принимают = 200 мкс.

    Масштабы  записи кривых ИННМ-Т выбираются такими, чтобы в исследуемом интервале разреза скважины была максимальная дифференциация пластов в пределах ширины диаграммной ленты.

    В методе ИННМ-Т, как и в других методах  радиометрии скважин, от скорости записи v и постоянной интегрирования _я зависят статистическая точность измерений и влияние на форму кривых инерционности аппаратуры, поэтому при выборе этих величин руководствуются теми же требованиями, что и при проведении гамма-метода. Обычно v = 100-120 м/ч при _я=12 с.

    Наиболее  близкие к истинным коэффициент диффузии переднее время жизни нейтронов получают при достаточно больших временах задержки и при условии > ( - время жизни тепловых нейтронов в скважине), когда характер связи n_nT=f(x) перестает зависеть от параметров скважины. В первый момент времени после действия импульса быстрых нейтронов в скважине плотность тепловых нейтронов в ней становится выше, чем в пласте, следовательно, диффузия нейтронов направлена преимущественно из скважины в пласт. В следующий момент времени тепловые нейтроны быстрее поглощаются в скважине, так как . Затем наступает момент, когда плотность тепловых нейтронов в пласте становится выше, чем в скважине, и они диффундируют, наоборот, в скважину. Регистрируемая плотность тепловых нейтронов в этот момент времени будет пропорциональна плотности нейтронов в горной породе, т. е. будет отражать нейтронные характеристики исследуемых пластов.

    В случае, когда < , промывочная жидкость в скважине должна быть заменена более минерализованной, чтобы выполнялось неравенство >

    5.ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ИННМ-Т И РЕШАЕМЫЕ ИМ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАДАЧИ

    Импульсный  нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам применяется для литологического расчленения разрезов скважин, выделения полезных ископаемых, определения характера насыщения и пористости пород, положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов.

Для литологического  расчленения разреза скважин  используют среднее время жизни тепловых нейтронов, определяющее поглощающие свойства горных пород, так как коэффициент их диффузии варьирует в относительно небольших пределах. Наиболее высокими значениями характеризуются такие основные породообразующие минералы, как кварц (1065 мкс), доломит (956 мкс) и кальцит (630 мкс). Из осадочных горных пород повышенные значения характерны для существенно кварцевых песчаников, низкопористых разностей известняков и доломитов (около 800 мкс), пониженные - для глинистых и полимиктовых песчаников и глинистых пород  (300—330 мкс), а также хлорсодержащих солей, горных пород, обогащенных элементами с аномально высокими сечениями захвата нейтронов (В, Li, Cd и др.), и горных пород, содержащих марганец, железо, титан. Достаточно контрастно выделяются повышенными значениями угольные пласты.

  Пониженными значениями отличаются пласты-коллекторы. Однако они более уверенно выделяются в комплексе с другими методами промысловой геофизики.

  Определение характера насыщения коллекторов и установление ВНК, ГВК и ГНК основаны на различном водородосодержании и хлоросодержании продуктивных и водоносных пластов (см. рис. 117). Различное водородосодержание фиксируется величинами D и , а хлоросодержание только _п. Однако в отличие от стационарных нейтронных методов импульсный нейтронный метод по тепловым нейтронам позволяет решать эти задачи даже при пониженной минерализации пластовых вод (20—50 г/л).

  При высокой минерализации пластовых  вод ИННМ-Т можно определить также коэффициент нефтенасыщения коллекторов, а следовательно, следить за текущим нефтенасыщением разрабатываемых месторождений.

  Импульсный  нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам дает положительные результаты при поиске и разведке промышленных скоплений ртути, марганца, меди и железа, обладающих высоким сечением поглощения тепловых нейтронов. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    6.ИМПУЛЬСНЫЙ НЕЙТРОННЫЙ КАРОТАЖ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

    Одной из основных задач при контроле за выработкой газовых залежей и эксплуатацией подземных хранилищ газа (ПХГ) является определение положения газожидкостного контакта (ГЖК) и текущего коэффициента газонасыщенности (к_г) коллектора (резервуара). На большинстве газодобывающих объектов и ПХГ эта задача решается на основе периодических измерений комплексом нейтронного гамма-каротажа (однозондовый и двухзондовый варианты НГК), термометрии (Т_о), диэлькометрии (Д), барометрии (Р). При этом текущее значение к_г определяется по палеткам, построенным статистико-эмпирическим способом для конкретных объектов эксплуатации. Палетки построены для условий наблюдательных (неперфорированных) и эксплуатационных скважин с учетом характера заполнения ствола скважины и наличия (отсутствия) НКТ в зоне исследований и опорных пластов.

    Для обеспечения требуемой точности оценки текущего к_г требуются контроль стандартности применяемой аппаратуры и надлежащее метрологическое обеспечение измерений. Однако даже при обеспечении названных условий такая методика может давать достоверные результаты в основном об изменении ГЖК и газонасыщенности 
пласта, а абсолютные значения к_г определяются с большой  
погрешностью, поскольку в ней не учитываются такие важные для  
определения к_г параметры, как пористость и глинистость объекта 
Методика оценки начального и текущего к_г для многих отложений 
отсутствует. 

  В связи с этим нами на основе проведенных  опытных и методических работ с применением двухзондовой аппаратуры ИННК - ИНК-9М, РГН-1, АИНК-43 и АИНК-42Т проведена оценка возможности количественного определения текущего значения  к_г  пласте с учетом их коллекторских свойств. 

Были  рассмотрены следующие вопросы: 

1. оценка влияния скважинных условий (конструкция и заполнение скважин) на измеряемые параметры; 
2. методика калибровочных и скважинных измерений, оценка качества измерений; 
3. методика и программное обеспечение обработки результатов измерений; 
4. качественная и количественная оценка газонасыщенности коллекторов; 

 5 преимущества и ограничения применения ИНК при исследовании 
разрезов газовых скважин.

Результаты  измерений на моделях пластов  показали:

1. Наличие  НКТ в обсаженной скважине, заполненной  водой, мало влияет на измеряемые декременты затухания (табл. 1), увеличивая лишь среднеквадратичную ошибку измерения (СКО) за счет снижения статистики. Зависимости относительного параметра R от пористости также близки и описываются близкими к линейной уравнениями. Различие литологии мало (не более ±3%) сказывается в случае заполнения порового пространства флюидом на углеводородной основе. В случае заполнения порового пространства пресной водой влияние литологии при отсутствии НКТ отмечается занижением пористости с 39,6 до 37,81% (на 4,5%). При наличии НКТ пористость занижается на 19,4% (с 39,6 до 31,9% на задержке 560 мкс).

  2. В случае сухой скважины информативность ИННК ухудшается, что приводит к увеличению погрешности измерения декремента затухания плотности тепловых нейтронов до 11,7%.  

Декременты  затухания плотности тепловых  нейтронов (1/дс)

в моделях  пласта различной пористости в зависимости

от скважинных условий (Д_с- 196 мм,

скважина заполнена  пресной водой) 

  Примечания. 1. Модели пластов известняка пористостью 0,8; 14,9 и 36,4% насыщены пресной водой; 2. СО-ПР - составная модель с использованием стеклянных шариков (к_п = 39,4%) насыщена пресной водой; 3. СО-УВ - составная модель насыщена жидкостью на углеводородной основе.

      Наличие НКТ в стволе обсаженной скважины несколько улучшает условия измерений и, соответственно, приводит к снижению погрешности измерения этого параметра. Однако оценка пористости пластов при отсутствии в скважине жидкости сопряжена с большими погрешностями, так как зависимости относительного параметра R от пористости выше значений 15% сильно выполаживаются и показания ИННК (параметр R) становятся мало чувствительными к изменению пористости. В этих условиях увеличивается и влияние литологии, занижая определяемую пористость более чем в два раза.

    Условия измерений в случае отсутствия в  скважине жидкости (то есть в газовой среде) для ИННК являются неоптимальными и результаты могут  привести в заблуждение.

    Оценка  работы аппаратуры и качества измерений  ИНК производится по:

1. характеру спада плотности тепловых нейтронов и значению его параметра при измерениях в стандартных средах (в баке с пресной водой), а также по квантовым сигналам скважинных измерений;
2. повторяемости диаграмм измеряемых параметров.