Нейтрон-нейтронный метод с регистрацией тепловых нейтронов

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. Однако качественно зависимости сохраняют вид, подобный изображенному на рис. 43, а. В однородной среде изменение плотности тепловых нейтронов n_т с расстоянием r приближенно можно описать формулой

                  (II.9)

где τ - среднее время жизни нейтронов в тепловом состоянии (от момента их замедления до момента поглощения ядром); L_д - длина диффузии тепловых нейтронов (среднеквадратическое расстояние, проходимое нейтроном от точки, где он стал тепловым, до точки его поглощения).

Среднее время жизни тепловых нейтронов обратно пропор­ционально макроскопическому сечению поглощения нейтронов средой. Оно определяется в основном присутствием и концент­рацией в породе элементов с аномально высоким сечением по­глощения тепловых нейтронов, таких как хлор, бор, марганец, редкие земли и др. В осадочных горных породах основным эле­ментом с аномальным сечением поглощения нейтронов являет­ся хлор, присутствующий, как правило, в составе соленых пла­стовых вод. Соответственно среднее время жизни большинства осадочных пород уменьшается с увеличением коэффициента пористости горных пород и минерализации пластовых вод. Неф­теносные и газоносные породы имеют большее время жизни теп­ловых нейтронов по сравнению с водоносными пластами, насы­щенными соленой водой. Некоторое значение, особенно при ма­лой минерализации пластовых вод, имеет также поглощение нейтронов водородом, а в глинистых породах — калием, желе­зом и другими элементами.

Длина диффузии подобно параметру замедления уменьша­ется с увеличением водородосодержания, но в отличие от него несколько зависит также от поглощающих элементов, уменьшаясь с ростом концентрации последних. Однако обычно L_д (как и L_f) определяется в основном водородосодержанием пород.

Итак, 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, редкие земли и т. п. На­пример, водоносные пласты, содержащие по сравнению с нефте­носными больше хлора, отмечаются при равной пористости не­сколько меньшими показаниями ННМ-Т (см. рис. 40 и 43, б).

Однако в скважине влияние среднего времени жизни нейтро­нов ощущается гораздо слабее, чем это следует из формулы (11.9), не учитывающей влияние скважины. В результате для больших зондов, применяемых в нефтяных скважинах, основным фактором, влияющим на показания ННМ-Т, остается водородосодержание пласта, в частности, пористости пластов (см. рис. 40 и 43, б). Влияние поглощающих свойств в терригенных и кар­бонатных породах обычно не превышает 20—30% измеряемых величин.

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 (см. § 6). Длина зонда ННМ-Т в нефтя­ных и газовых скважинах берется равной обычно 40—50, иног­да 60 см..