Нейтрон-нейтронный метод с регистрацией тепловых нейтронов

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 6Следующая ⇒

Энергия нейтронов0,025ЭВ .На показания ННМ-Т 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. 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, доинверсионная область, где показания растут с ростом водородосодержания, 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 содержанием таких поглотителей нейтронов, как хлор, бор и т. п. Например, водоносные пласты, содержащие по сравнению с нефтеносными больше хлора, отмечаются при равной пористости несколько меньшими показаниями ННМ-Т.

Таким образом, в нефтяных и газовых скважинах ННМ-Т, как и ННМ-НТ, применяют в основном 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.

Влияние скважинных факторов на показания ННМ-Т подобно их влиянию на показания ННМ-НТ. Исключение составляет минерализация бурового раствора, которая на показаниях ННМ-НТ практически не сказывается, в то время как существенно уменьшает показания ННМ-Т. Преимущество ННМ-НТ при определении пористости пород – отсутствие влияния поглощающих свойств породы и бурового раствора. Однако из-за меньшей чувствительности детекторов надтепловых нейтронов по сравнению с детекторами тепловых нейтронов ННМ-НТ при одинаковой мощности источника дает несколько меньшую статистическую точность. Длина зонда ННМ-Т в нефтяных и газовых скважинах берется равной обычно 40 – 50, иногда 60 см.

30. При импульсном нейтронном каротаже изучаются нестационарные нейтронные и гамма-поля. Для проведения ИНК используют аппаратуру, в скважинном приборе которой имеется генератор нейтронов, содержащий поток быстрых нейтронов с энергией 14 МэВ, и детектор тепловых нейтронов или -у-квантов, устанавливаемый на расстоянии 30—40 см от точки поступления нейтронов (длина зонда L). В наземной аппаратуре размещаются временной анализатор, разделяющий счетные и маркерные импульсы, и схема регистрации счета импульсов в 1 мин. Генератор нейтронов работает в импульсном режиме с частотой следования'импульсов от 10 до 500 Гц.

В настоящее время получили применение две модификации импульсных нейтронных методов – с регистрацией тепловых нейтронов (ИННМ) и гамма-квантов радиационного захвата (ИНГМ). Регистрация нейтронов (и гамма-квантов) в этих методах осуществляется в интервале между двумя импульсами источника через некоторое время задержки t после каждого импульса, составляющее от нескольких сотен до двух-трех тысяч микросекунд.

Быстрые нейтроны, испускаемые импульсным источником, замедляются до тепловой энергии в среднем за время, составляющее неболее нескольких десятков микросекунд, и при дальнейшей диффузии поглощаются ядрами среды. После окончания процесса замедления плотности нейтронов и гамма-квантов радиационного захвата уменьшаются во времени примерно по закону

В рудных скважинах импульсные методы позволяют определять гораздо меньшие концентрации элементов с аномальными поглощениями нейтронов (бор, кадмий, редкие земли, марганец и др.), чем стационарные.

Из-за ограниченной глубинности ИНК он может применяться для контроля за нефтегазонасыщением коллекторов в обсаженных скважинах, если: произошло расформирование зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости; в пластах, в интервале которых обсадная колонна не вскрыта перфорацией.

Задача определения характера насыщения нефтеносных и водоносных коллекторов может быть уверенно решена, если минерализация воды в пласте С_в ≥ 50 г/л и пористость пласта k_п ≥ 20%.

Выделение газонасыщенных коллекторов по данным ИНК может быть сделано по наличию остаточного газа в зоне проникновения в газоносном коллекторе, или после расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости. Эффективность решения этой задачи увеличивается, если используется двух и многозондовый прибор ИНК. В этом случае рост значений τ с увеличением длины зонда так же является признаком газоносного коллектора.

Оба импульсных метода дают примерно одинаковые результаты. При ИНГМ влияние скважины несколько меньше, чем при ИННМ, но преимуществом последнего является отсутствие влияния естественного гамма-излучения, доля которого при ИНГМ на больших временах задержки значительна.

Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 324; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!