Файл: Геофизические исследования скважин (гис).pdf

195
го применяют ампульные источники, излучателем в которых служит полоний, а в каче- стве мишени применяют бериллий. Средняя энергия нейтронов при этом 2,7 МэВ.
Тепловыми считают нейтроны с энергией 0,025—0,01 эВ. Нейтроны несколько более высоких энергий — до сотен электрон-вольт называют надтепловыми. Наиболь- шей замедляющей способностью обладают элементы, масса ядра которых близка к массе нейтрона. Поэтому аномальным замедлителем является водород. Высокой замед- ляющей способностью обладают углерод и бериллий. Концентрации этих элементов и обусловливают плотность надтепловых нейтронов в точках среды (пространственное распределение надтепловых нейтронов).
Тепловые нейтроны относительно легко захватываются элементами-поглотителями.
Аномальные поглотители — хлор, бор, кад- мий, литий, железо, марганец. Пространст- венное распределение тепловых нейтронов зависит как от концентрации замедлителей,
так и от концентрации элементов- поглотителей. От этих же факторов зависит и пространственное распределение гамма- квантов радиационного захвата. Однако зави- симости эти различны. Например, увеличение концентрации хлора приводит к снижению плотности тепловых нейтронов и росту числа квантов радиационного захвата, так как акт поглощения сопровождается излучением не- скольких гамма-квантов. При этом каждый элемент имеет характерный спектр энергий гамма-квантов. Это дает возможность иден- тифицировать химические элементы, сла- гающие разрез.
Выше указывалось, что нейтронные свойства пород характеризуются длиной за- медления и длиной диффузии или средним временем жизни тепловых нейтронов. Сле- дует отметить, что эти свойства, а также энергетический спектр гамма-излучения ра- диационного захвата зависят только от кон- центрации соответствующих элементов, но не от их химических связей.
Таким образом, можно реализовать че- тыре метода, основанных на взаимодействии стационарных потоков нейтронов с вещест- вом: нейтрон-нейтронный метод по надтеп- ловым нейтронам (ННМ-НТ); нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам
(ННМ-Т); нейтронный гамма-метод (НГМ) и нейтронный гамма-метод спектральный
(НГМ-С). При реализации каждого из них излучаются быстрые нейтроны, а регистри- руются, соответственно, надтепловые нейтроны, тепловые нейтроны, вторичные гам- ма-кванты. Изучают соответствующие пространственные распределения. Первые три метода интегральные, последний — спектральный.
Блок-схема скважинного прибора для всех четырех методов аналогична
(рис.7.17). Прибор содержит источник быстрых нейтронов 1 и парафиновый экран 2.
Парафин является водородосодержащим веществом, приводящим к быстрому замед- лению прямого (идущего не через горную породу) потока нейтронов до тепловых энергий. Гамма-излучение радиационного захвата, возникающее в парафине, ослабля- ется свинцовым экраном 3. Далее расположен детектор 4 соответствующего типа —
надтепловых нейтронов, тепловых нейтронов или гамма-квантов. В верхней части
Рис.7.17 Блок-схема скважинного прибора нейтронного каротажа (а) и диа- граммы зависимости плотности надтепловых нейтронов / от рас- стояния г до источника (б).
1 — источник быстрых нейтронов; 2 — пара- финовый экран; 3 — свинцовый экран; 4—де- тектор нейтронов; 5 — детектор гамма- квантов; 6 — блок электроники; 7 — расстоя- ние L между источником и детектором ней- тронов. Шифр кривых —
k
П

196
прибора расположен детектор 5 для регистрации естественного гамма-излучения. На- личие удаленного от источника детектора 5 позволяет одновременно с нейтронными характеристиками среды изучать ее естественную радиоактивность, т.е. реализовать гамма-метод (ГМ). Описываемые приборы являются, таким образом, двухканальны- ми. Информация от обоих каналов подается на поверхность по каротажному кабелю с помощью электронного блока 6. Наряду с самостоятельным значением, показания ка- нала ГМ необходимы для корректировки показаний канала НГМ, так как гамма- кванты радиационного захвата (полезная информация) суммируются в нем с гамма- квантами естественного происхождения (фон).
Изменения плотностей надтепловых и тепловых нейтронов, а следовательно, и гамма-квантов радиационного захвата по мере удаления от источника нейтронов зави- сят от концентрации замедлителей и поглотителей (см. рис. 7.17). В средах с большой их концентрацией, где малы длина замедления, диффузионная длина и среднее время жизни, соответствующие плотности на малых расстояниях от источника значительны, а на больших — малы (см. гл. 5). В средах с малыми концентрациями плотности снижа- ются медленно и значительны даже на больших расстояниях от источника. Точку U, в которой при больших и малых концентрациях показания совпадают, называют точкой инверсии.
Протяженность детекторов и наличие в скважинном приборе экранов приводят к тому, что детектор 4 расположен за точкой инверсии. Поэтому среды с большой кон- центрацией замедлителей, например пористые нефтеносные пласты, отличаются на диаграммах нейтронных методов пониженными показателями, а пласты плотные, низ- копористые — повышенными. Зонды нейтронных методов, детекторы в которых рас- положены за точкой инверсии, называют заинверсионными.
В осадочных горных породах, поры которых насыщены водой, нефтью или газом,
общее содержание водорода оценивают водородным индексом, который равен отноше- нию объемной концентрации атомов водорода в данной среде к его концентрации в пресной воде при нормальных условиях. В горных породах эту величину именуют эк- вивалентной влажностью
ω
. Для пресной воды
ω
в
= 1, для нефтей
ω
н
≈
ω
в
=
1. Для чис- тых, не содержащих химически связанной воды пород, насыщенных водой (
ω
вп
) или нефтью с водой (
ω
нп
),
ω
нп
≈
ω
вп
= k
п
ω
в
=
k
п
, т.е. водородный индекс таких пород равен их пористости. Для газа
ω
г
<
ω
в
≈
ω
н
, поэтому на диаграммах нейтронных методов газонасыщенные пласты отмечаются более высокими амплитудами (кажутся более плотными), чем равные им по пористости нефтеводонасыщенные. Именно кажущееся увеличение плотности (реальную плотность оценивают с помощью ГГМ-П) позволяет идентифицировать газоносные пласты. В глинистых коллекторах, скелет которых со- держит химически связанную воду
ω
нп
≈
ω
вп
= k
п
+k
гл
ω
св
, где
k
гл
— коэффициент гли- нистости. Такое же явление наблюдается в загипсованных породах.
Применение заинверсионных зондов обусловливает обратную, близкую к экспо- ненциальной зависимость показаний нейтронных методов от водородсодержания. Для примера на рис.7.18 приведена соответствующая зависимость для плотности надтеп- ловых нейтронов.
Когда поровое пространство заполнено минерализованной водой, изменение во- дородсодержания сопровождается изменением хлоросодержання. В результате зави- симость между интенсивностью регистрируемого излучения и коэффициентом порис- тости для ННМ-Т и НГМ изменяется, причем для НГМ ее график с ростом хлоросо- держания выполаживается и даже изменяет знак (рис.7.19). В принципе это явление при минерализации воды более 100 г/л может быть использовано для нахождения по- ложения водонефтяного контакта, так как хлоро-содержание водоносной части пласта много выше, чем нефтеносной. Однако если зона проникновения велика (превышает два диаметра скважины), обнаружить положение водонефтяного контакта, как прави- ло, не удается. В этих условиях все три интегральных нейтронных метода применяют

197
лишь для определения пористости. Независимость показаний ННМ-НТ от хлоросо- держания (в частности, хлоросодержания промывочной жидкости) является, таким об- разом, его преимуществом перед ННМ-Т и НГМ. Вместе с тем, радиус исследования у
ННМ-НТ меньше, чем у ННМ-Т, а у ННМ-Т — чем у НГМ.
Нейтронные методы позволяют решать следующие задачи: литологическое рас- членение разреза; определение пористости пород; определение положения газожидко- стного контакта. Методы ННМ-Т и НГМ позволяют определить местоположение водо- нефтяного контакта при значительной минерализации пластовых вод и небольшой зоне проникновения, а также в обсаженных скважинах на основе наблюдений за расформи- рованием зоны проникновения. Методы ННМ-НТ и ННМ-Т применяют при поисках угольных пластов (уголь содержит до 12 % водорода) и для выделения пород с высо- ким содержанием бора.
Метод ННМ-Т используют для выделения в разрезах скважин пород, содержащих элементы с большим сечением захвата: ртути, лития, хлора, кобальта, вольфрама, мар- ганца, сурьмы, кадмия и некоторых редкоземельных. Железо, марганец, ртуть и хроми- ты идентифицируются НГМ.
Метод НГМ целесообразно использовать при поисках углей, поскольку его пока- зания меньше зависят от диаметра скважины, чем показания ГГМ-П. Это позволяет оп- ределять зольность углей с точностью 5—8 % даже при наличии хлоридных пород. Ме- тод также применяют для оценки водоносности и пористости в гидрогеологических и инженерно-геологических скважинах. Необходимо еще раз подчеркнуть, что НГМ сле- дует применять в комплексе с ГМ, чтобы исключить из общего числа зарегистрирован- ных гамма-квантов те, которые вызваны естественной радиоактивностью.
Нейтронный гамма-метод спектрометрический (НГМ-С) применяют для опреде- ления положения водонефтяного контакта по хлору, для поисков железных, хромито- вых, марганцевых, никелевых и других руд. Реализация НГМ-С сопряжена с серьезны- ми техническими трудностями.

198
оценивать их концентрации. Метод наведенной активности эффективен при поисках флюорита и других фторосодержащих пород, медных и марганцевых руд, бокситов,
меди и некоторых других полезных ископаемых.
7.3.6
Импульсные нейтронные методы (ИНМ)
При импульсных нейтронных методах горную породу облучают кратковремен- ными (длительностью
Δτ
= 1—200 мкс) потоками быстрых нейтронов, следующими через промежутки времени
τ
. Регистрацию плотности тепловых нейтронов или гамма- квантов радиационного захвата осуществляют через определенный промежуток време- ни задержки
τ
з
. Существуют импульсный нейтронный гамма-метод (ИНГМ) и им- пульсный нейтрон-нейтронный метод (ИННМ). Большее распространение получил
ИННМ.
Импульсный режим излучения достигается применением малогабаритных сква- жинных ускорителей, в которых ионы разгоняются до высоких скоростей в магнитном поле большой напряженности. Бомбардируя специальную мишень, они выбивают бы- стрые нейтроны, имеющие энергию 14,1 МэВ. Столь высокая энергия обеспечивает глубинность исследования до 60—70 см, что больше, чем при использовании стацио- нарных источников. Кроме того, при отключенном электропитании импульсный источ- ник не излучает и, следовательно, безопасен. Этим не исчерпываются преимущества импульсных методов.
При ИНМ процессы замедления и диффузии происходят как бы последовательно во времени и могут быть исследованы раздельно в зависимости от времени задержки регистрации. Интенсивность регистрируемого излучения во время замедления (до 10 2
мкс) характеризует водородосодержание горных пород, во время диффузии (10 2
—10 4
мкс) — концентрацию поглотителей. Существенно, что время жизни тепловых нейтро- нов в скважине меньше, чем в породе, а в пластах, насыщенных минерализованной во- дой, оно меньше, чем в нефтенасыщенных пластах. Это позволяет, применив соответ- ствующие задержки (более 800 мкс), получить информацию, не зависящую от влияния скважинной жидкости и характеризующую тип порозаполнителя. Определение поло- жения водонефтяного контакта импульсными нейтронными методами возможно при концентрации солей более 30 г/л, в то время как в стационарных методах эта величина не менее 100 г/л. В принципе, ИНМ решают те же задачи, что и стационарные методы,
однако эффективность решения выше. К недостаткам ИНМ следует отнести сложность аппаратуры и малую скорость проведения каротажа.
7.3.7
Рентгенорадиометрический метод (РРМ)
Рентгеновские кванты отличаются от гамма-квантов физикой своего возникнове- ния. Гамма-кванты возникают в результате радиоактивного распада и некоторых ядер- ных реакций (например, реакции радиационного захвата нейтронов). Рентгеновские кванты возникают при переходе электронов с орбиты на орбиту. Такие переходы про- исходят при взаимодействии мягкого гамма-излучения с электронами глубоких орбит.
В результате взаимодействия электроны покидают атом, а вакансии заполняются элек- тронами с орбит, более удаленных от ядра. Образующийся избыток энергии выделяется в виде фотонов (рентгеновских квантов), являющихся аналогами гамма-квантов, либо в виде вторичных электронов. Если, например, удален электрон с К-оболочки атома, за- полнение вакансий может произойти с L-оболочки. Соответственно испускается фотон характеристического излучения с энергией, равной разности энергий связи на К-й и L-й оболочках для данного элемента.
Порог чувствительности рентгенорадиометрического метода определяется соот- ношением уровней исследуемого характеристического излучения и фона. Фон состоит из характеристического излучения других элементов, гамма-излучения, рассеянного

199
породой, скважиной и деталями аппаратуры, а также излучения, вызываемого бета- частицами, испускаемыми источником вместе с гамма-излучением. Снижения фона до- биваются за счет специальной конструкции скважинной аппаратуры, блок-схема кото- рой во многом подобна применяемой при ГГМ (см. рис. 7.17). Различия обусловлены,
главным образом, мерами по снижению интенсивности рассеянного излучения. Против коллимационных отверстий сделаны плексигласовые окна (что, по существу, исключа- ет возможность применения РРМ в глубоких скважинах). Обязательно применение прижимного устройства. Глубинность РРМ уменьшается с увеличением концентрации определяемого элемента или снижением его атомного номера. При Z=40—60 глубин- ность не превышает 5 мм. При определении свинца, вольфрама, ртути и других элемен- тов с Z=60 глубинность достигает 10—20 мм.
РРМ применяют при исследованиях скважин на олово, медь, вольфрам, мышьяк,
свинец, цинк, молибден, сурьму и ртуть. В нефтегазовых скважинах РРМ не применя- ют.
7.4 Акустические методы исследования скважин
Акустический метод (AM) основан на измерении параметров упругого волнового поля в скважинах в звуковом (3— 20 кГц) и ультразвуковом (20 кГц — 2 МГц) диапа- зонах. Поскольку разрешающая способность волновых методов зависит от длин волн,
т.е. от частотного диапазона колебаний, AM отличается от сейсмических методов (в том числе от сейсмокаротажа и ВСП) не только методикой и типом регистрируемых волн, но, прежде всего, своей разрешающей способностью. Основное распространение получили акустические методы на головных волнах. Однако в настоящее время разви- тие получают и методы отраженных волн.
Акустические параметры горных пород функционально связаны с их физико- механическими свойствами, пористостью, структурой порового пространства и харак- тером насыщения. Характеристики акустических сигналов, зарегистрированных в об- саженных скважинах, тесно связаны с состоянием обсадки и, в частности, с качеством контактов цемент — порода и цемент—колонна. Все это создает предпосылки для применения AM при решении широкого круга задач нефтегазовой, угольной и рудной геофизики, а также при инженерно-геологических и гидрогеологических изысканиях,
7.4.1
Факторы, определяющие акустические свойства горных пород
В однородной твердой среде распространяются две независимые волны — про- дольная Р и поперечная S. Соответствующие скорости оценивают по формулам
,
,
2
σ
µ
σ
µ
λ
=
+
=
S
P
v
v
(7.4)
где
λ, μ
— константы Ламе;
σ
— плотность. Напомним, что константы Ламе по- ложительны, в связи с чем скорости продольных волн всегда больше скоростей попе- речных. Для горных пород в среднем
v
P
/v
S
= l,73.
Важнейшими характеристиками среды, позволяющими определить ее прочност- ные свойства, являются упругие константы: модуль Юнга
Е
, коэффициент Пуассона
δ
,
модуль сдвига
G
и модуль всестороннего сжатия
k
c
. Определив
v
P
и
v
S
или соответст- вующие интервальные времена
ΔT
P
и
ΔT
S
, а также
σ
(например, по данным ГГМ) во внутренних точках среды, можно рассчитать ее упругие константы:
E = 9μk
c
/(3k
c
+μ),
v = (3k
c
– E)/6 k
c
,
G = 3 k
c
(1 – 2v)/2(1+v) , k
c
= E/3(1 + 2v).
Из выражения (7.4), казалось бы, следует, что с увеличением плотности, характе- ризующей удельную массу и, следовательно, являющейся мерой инерционности, аку-