С помощью ИНК решаются разнообразные геологические задачи. На нефтяных и газовых месторождениях это - литологическое расчленение разрезов, определение положения ВНК, ГНК, ГВК, как в разведочных, так и в эксплуатационных скважинах; на рудных - определение содержания элементов с повышенными нейтронными свойствами.
При ИННК-Т нефтяных скважин используют как непрерывные, так и поточечные измерения. При непрерывных записывают одновременно, как минимум, две диаграммы плотности потока тепловых нейтронов с разным временем задержки при постоянном ∆τзам.Каротаж производят при перемещении скважинного прибора снизу вверх со скоростью порядка 120 м/час и с постоянной времени прибора 12 с.
По отношению показаний в двух каналах судят о среднем времени жизни тепловых нейтронов τ п. Чем сильнее отличаются эти показания, тем меньше τ п. Количественно τ п рассчитывают по формуле:
(14.2)
где τ1, τ 2 - время задержки для 1 и 2 каналов;
N1 и N2- показания (скорость счета) в тех же каналах.
При выборе времени задержки τ 3 и времени замера ∆τзам, соблюдают условие
(14.3)
В настоящее время имеется аппаратура, которая автоматичеа рассчитывает τ п, и выдает этот параметр на регистратор. Среднее время жизни тепловых нейтронов зависит от содержания водорода и содержат поглотителей нейтронов (хлора) в среде. Для пластов, насыщенных нефтью или пресной водой, τ п =0,3-0,6 мс; для пластов, насыщеннь минерализованной водой τ п =0,11-0,33 мс; для газонасыщенных пласт τ п =0,6-0,8 мс.
Таким образом, по параметру τ п пласты, насыщеннь минерализованной водой, хорошо отличаются от нефте-газонасыщенных. На этом отличии основано применение метода ИННК-для прослеживания изменений положения ВНК и ГВК в процесс разработки месторождений нефти и газа (рис. 14.3).
При большой минерализации пластовых вод (более 100 г/л разделение водонасыщенных и нефтенасыщенных частей пласта возможно даже по одной кривой ИННК с большим временем задержки.
Над водонасыщенной частью Innm значительно ниже, чем на нефтенасыщенной, как это видно по рис. 14.4, где наряду с диаграмме ИННК-Т на времени задержки τ3=780 мкс приведена для сравнений диаграмма метода ННК-Т с ампульным источником, на которой ВНК н отбивается вовсе, но наиболее информативны точечные исследования.
Расстояние между точками наблюдения внутри нефтеносных пластов составляет от 0,4 до 0,8 м, в водоносных - 0,8-1,0 м. На каждой точке производят по несколько замеров, меняя время задержки г3 пр постоянном ∆τзам, и таким образом подробно исследуют зависимость плотности потока тепловых нейтронов от времени. Поскольку время жизни тепловых нейтронов в пласте больше, чем в скважине из-за большего количества водорода в скважине, то, спустя некоторое время поел испускания импульса, количество тепловых нейтронов в скважин становится меньше, чем в пласте, и они начинают диффундировать и пласта в скважину. С увеличением времени задержки детектор регистрирует все меньшее количество тепловых нейтронов, но эти нейтроны представляют наибольший интерес, т.к. они идут из наибольше глубины пласта.
При поточечных измерениях строят график зависимости логарифма показаний lnNi от времени задержки τ3i. Такой график (рис. 14.5) позволяет точнее определить значение τ п, пласта как величину котангенса угла наклона кривой ln N = f(τ) при больших τ3.
При малых τ 3 наклон кривой зависит, кроме τ п, также от диаметра скважины и свойств среды, ее заполняющей. При больших τ 3 такое влияние постепенно исчезает. Уменьшение влияния скважины является большим преимуществом импульсных нейтронных методов перед стационарными. Еще одно преимущество - более высокая чувствительность к содержанию элементов, сильно поглощающих нейтроны.
Рис. 14.5. Зависимость плотности потока тепловых нейтронов от времени задержки и определение
среднего времени жизни тепловых нейтронов в среде т„
В рудных скважинах импульсные методы позволяют определять гораздо меньшие концентрации элементов с повышенным сечением захвата тепловых нейтронов, чем стационарные методы.
Импульсный ННК с регистрацией запаздывающих нейтронов может использоваться для определения содержания урана в условиях буровых скважин. При этом применяют генератор нейтронов с малой частотой импульсов, а время задержки выбирают в 5-6 раз больше среднего времени жизни нейтронов в горной породе. При таких условиях детектор регистрирует практически только так называемые "запаздывающие" нейтроны, которые сопровождают распад некоторых продуктов деления урана, вызванный поглощением нейтронов искусственного источника.
Гамма-нейтронный каротаж
Гамма-нейтронный каротаж (ГНК) основан на явлении ядерного фотоэффекта и заключается в регистрации тепловых нейтронов, возникающих в результате облучения горных пород жестким γ-излучением.
Реакции ядерного фотоэффекта пороговые, они возможны только тогда, когда энергия γ -кванта превышает энергию связи нейтронов в ядре. Для большинства химических элементов эта энергия лежит в пределах 4-16 МэВ. Радиоизотопные источники таких γ -квантов не дают. Наиболее удобные из них испускают γ -кванты с энергией не более 2,5-3,0 МэВ.
Наименьшей энергией связи нейтронов в ядре обладают бериллий (E=1,67 МэВ) и дейтерий (E=2,23 МэВ).
При использовании радиоизотопного источника Sb124 с энергией γ -квантов 1,69 МэВ на ядрах бериллия протекает реакция:
Скважинный прибор содержит источник γ -квантов и детектор нейтронов. В качестве детекторов используют пропорциональные газоразрядные или сцинтилляционные (на основе ZnS) счетчики тепловых нейтронов. Длина зонда 12-13 см. Глубина исследования примерно такая же, как в методе ННК-Т. Пример диаграммы ГНК приведен на рис. 14.6.
Поскольку других элементов, обладающих свойством ядерного фотоэффекта, в разрезе скважины нет, то ГНК на бериллий обеспечивает очень высокую точность в определении процентного содержания этого элемента - до 0,001%. Зависимость плотности потока тепловых нейтронов от содержания Be практически линейна (рис. 14.7). Влияние изменений нейтронных свойств руды и вмещающих пород (например, за счет содержания В и Li) может быть учтено комплексированием методов ГНК и ННК-Т.
Имеется также принципиальная возможность использования ГНК по дейтерию на месторождениях нефти для установления положения ВНК, поскольку содержание дейтерия в нефти в 1,5 раза выше, чем в воде. Преимущество этого метода при отбивке ВНК - независимость результатов от минерализации пластовых вод.
Нейтронно-активационный каротаж
Нейтронно-активационный каротаж (НАК) основан на измерении активности искусственных радиоактивных изотопов, образующихся в горных породах при облучении их тепловыми и быстрыми нейтронами.
Большинство химических элементов при облучении нейтронами образует искусственные радиоактивные изотопы. Ядра атомов этих изотопов могут испускать α-частицы, протоны и γ -кванты. Вероятность ядерной реакции, приводящей к образованию радиоактивных ядер, определяется сечением активации σа. Повышенными сечениями активации посредством тепловых нейтронов отличаются такие элементы, как Na, Al, Р, Cl, Са, Sc, V, Мп, Со, Си, Ag и др. Повышенными сечениями активации посредством быстрых нейтронов обладают F, О, Al, Si, Fe и некоторые другие элементы.
В каротаже используются те реакции активации, которые приводят к образованию радионуклидов, дающих γ -излучение.
На практике для возбуждения этого излучения в скважину помещают стационарный источник нейтронов и облучают им горную породу, предварительно измерив в этой точке естественную γ -активность. Время облучения должно быть соизмеримо с периодом полураспада исследуемого искусственного радионуклида, чтобы он успел накопиться в достаточном количестве. Затем на место источника нейтронов помещают детектор γ -квантов и измеряют наведенную активность. Наведенная активность пропорциональна числу ядер активируемого элемента в породе и спадает с течением времени, как и радиоактивность естественных элементов, по экспоненте. Поскольку одновременно с исследуемым элементом активируются и др. элементы, входящие в состав горной породы, то для выделения излучения исследуемого элемента используют временную (по периоду полураспада) или энергетическую селекцию.
При временной селекции регистрируют изменения наведенной активности I γ a во времени и строят кривую зависимости lnI γ a=f(t), предварительно вычтя из измеренных значений интенсивность естественного γ -излучения. По этой кривой рассчитывают период полураспада исследуемого изотопа.
При энергетической селекции используют γ-спектрометрическую аппаратуру, которую настраивают на энергию γ -излучения соответствующего изотопа.
НАК применяют, главным образом, на рудных месторождениях для определения содержаний Си, Мп, Al, Si, F.
Примеры реакций, которые при этом используются:
Методику определения процентного содержания Си в скважинах по долгоживущему изотопу впервые разработал проф. Г.С. Возжеников.
На угольных месторождениях НАК может использоваться для определения зольности углей по наведенной активности Al и Si (такая методика была разработана доц. И.И. Бредневым).
На месторождениях нефти НАК может использоваться для картирования ВНК по наведенной активности хлора и натрия:
При T1/2 ≤ 3 мин. активационный каротаж возможен в непрерывном варианте, при этом источник нейтронов движется впереди детектора и активирует породу. Скорость каротажа должна быть такой, чтобы время прохождения интервала, равного длине зонда, примерно соответствовало периоду полураспада изучаемого радионуклида.
Контрольные вопросы
1. Поясните устройство скважинного генератора нейтронов.
2. В чем заключаются преимущества каротажа с импульсным источником перед каротажем со стационарным источником нейтронов?
3. Какие модификации каротажа возможны с применением импульсного источника нейтронов?
4. От чего зависит время замедления нейтронов?
5. Какие факторы определяют среднее время жизни тепловых нейтронов?
6. При каком характере насыщения пор пластов-коллекторов (нефтяном, водном или газовом) среднее время жизни тепловых нейтронов минимально? При каком - максимально?
7. Как проявляется положение ВНК при ИННК-Т в обсаженных скважинах?
8. В чем заключается гамма-нейтронный каротаж?
9. На какие элементы применяют ГНК?
10. В чем заключается нейтронно-активационный каротаж?
11. В каких случаях возможно проведение НАК в непрерывном варианте?
Лекция 15
ПРОЧИЕ ВИДЫ КАРОТАЖА
Термометрия скважин
Термометрия занимается изучением естественных и искусственных тепловых полей в скважинах и окружающих их горных породах.
Естественные поля могут быть связаны с региональным (глубинным) тепловым полем Земли, а могут быть обусловлены и местными процессами, например, окислением сульфидных руд, радиоактивным распадом, растворением солей, притоком подземных вод или выделением газа в скважину.
Искусственные поля могут возникнуть под действием тепла бурового раствора, схватывающегося цементного камня или специальных скважинных нагревателей. Подробно все причины возникновения тепловых полей в скважинах перечислены на рис. 15.1.
Температурные измерения могут проводиться в установившемся или неустановившемся тепловом режиме скважины. При установившемся режиме температура бурового раствора не отличается от температуры стенок скважины, т.е. теплообмен между ними уже закончен.
При неустановившемся режиме происходит теплообмен между буровым раствором и горной породой. Разность температур между ними определяется по формуле:
где ∆t0 - разность температур в начальный момент времени т = 0;
d - диаметр скважины;
а - коэффициент температуропроводности (о нем дальше).
Расчеты показывают, что для установления стационарного режима с точностью до 5% необходима экспозиция около 100 суток (при диаметре скважины 20 см).
Физические основы метода
Согласно теории, распространение теплового поля в среде описывается дифференциальным уравнением теплопроводности (уравнение Фурье), которое для однородной изотропной среды имеет вид:
Величина, обратная λ, называется удельным тепловым сопротивлением 
Интегрирование этого уравнения в условиях неустановившихся тепловых процессов, когда ∂t/∂τ≠0, представляет собой сложную задачу, решаемую лишь для наиболее простых случаев.
При установившемся процессе теплообмена ∂t/∂τ= 0 это уравнение обращается в уравнение Лапласа: V2t=0, т.е. распределение теплового поля описывается тем же законом, что и стационарное электрическое поле или гравитационное поле в пространстве, где нет дополнительных масс.
Проследим аналогию установившихся тепловых и электрических полей более подробно (табл. 15.1).
Из приведенной аналогии видно, что удельное тепловое сопротивление ξ играет такую же важную роль для тепловых полей, как и удельное электрическое сопротивление р для электрических. Значения ξ для различных горных пород приведены в табл. 15.2.
Таблица 15.2. Коэффициент теплопроводности и удельное тепловое сопротивление горных пород (по Г.А. Череменскому, 1972)
| № п/п | Горная порода, вещество |
Коэффициент теплопроводности
| Удельное тепловое сопротивление
|
| 1. | Гранит | 2,3-4,1 | 0,24-4,3 |
| 2. | Габбро | 1,7-2,9 | 0,34-5,9 |
| 3. | Дунит | 3,1-5,0 | 0,20-5,0 |
| 4. | Глина | 0,17-1,7 | 0,58-5,8 |
| 5. | Песок | 0,35-3,5 | 0,29-2,9 |
| 6. | Песчаник | 0,7-5,8 | 0,17-1,43 |
| 7. | Известняк | 0,8-4,1 | 0,24-1,25 |
| 8. | Каменная соль | 6,2 | 0,16 |
| 9. | Вода | 0,6 | 1,67 |
| 10. | Нефть | 0,14 | 7,15 |
| 11. | Воздух | 0,024 | 41,6 |
Таким образом, удельное сопротивление различных горных пород различается больше, чем на порядок. Его величина сильно зависит от пористости и влажности пород. (Последним фактором объясняется большой диапазон изменения теплового сопротивления осадочных пород).
По данным новейших исследований тепловых свойств, проведенных методом оптического сканирования (Ю. Попов и др., 2001), тепловое сопротивление горных пород очень изменчиво и в пределах интервала в 5-10 м, а иногда и участка керна длиной 7-20 см, может изменяться на 70-100%. Так же, как и электрическое сопротивление, тепловое сопротивление одних и тех же горных пород может различаться в зависимости от направления, в котором оно измеряется. Наиболее велика анизотропия тепловых свойств у слоистых горных пород. Разница в теплопроводности по слоистости и поперек нее может достигать 2,0-2,5 раз 
