Файл: Заворотько Ю.М. Методика и техника геофизических исследований скважин учеб. пособие.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 11.04.2024
Просмотров: 160
Скачиваний: 0
от |
таковой |
при исследовании наведенной активности 04Си. После |
||
облучения |
точки источником мощностью Qn = 1 ч- |
2 - ІО7 |
нейтр./с- |
|
в |
течение |
ta = 5 мин на протяжении £н = 25 ч- 30 |
мии |
измеряют |
наведенную активность 6 6Си. Скорости счета рядовых замеров опре деляют в течение 1 мин с паузой между ними 0,5 мин.
На месторождениях рудного Алтая чувствительность метода по оеСи оценивается в 0,5% Си при содержании в рудной зоне AI
иSi не более 2% в эквиваленте AI [53].
Вслучае трехкомпонентной среды (e5Cu, 27А1, 5БМи) для опре деления содержания меди измеряют / ѵа в двух спектральных обла стях: I — 0,94 + 1,14 МэВ и II — 1,24 + 1,44 МэВ [56]. Методика измерений аналогична вышеописанной.
Исследования на фтор
Выделение флюорита в скважине базируется на регистрации на веденного гамма-излучения,' возникающего в результате ядерных
реакций 19F(?£, Y)20F,19F (?г, a)leN и 19F (п,р) 1вО. |
Первая |
реакция |
происходит на медленных нейтронах, последующие — на |
быстрых |
|
нейтронах (пороговые энергии соответственно 1,6 и 4,2 МэВ). |
||
Влияние наведенной, активности 190 можно |
исключить путем |
|
применения Ро + В-псточнпка. Поскольку 20F имеет Т 1/2 — 10,7 с, измерение / ѵа производят при непрерывной записи. Оптимальными условиями измерений являются: L = 1 м, ѵ = 250 ч- 260 м/ч, Qn = = (5 ч- 15)-ІО6 нейтр./с; источник располагается выше индикатора МС-9. Совмещая по глубинам диаграммы, записанные при спуске и подъеме скважинного прибора, наведенную активность 20F находят по разности показаний между второй и первой кривыми, которая является мерой содержания CaF2 в породе (методика В. Я. Бардов ского). Контроль за качеством измерений в интервалах флюоритового оруденения осуществляют по трехкратной регистрации диа грамм. При этом среднеквадратичная погрешность измерений не превышает 3—4% [26].
Недостатком предложенной методики является малая чувстви тельность к фтору (порог 10—15% CaF2) в связи с большим фоновым излучением и низкой эффективностью газоразрядных детекторов. Гораздо большей чувствительностью к фтору (до 0,2%) обладает спектрометрический КҢА по изотопу 10N, основная гамма-линия которого Еуа = 6,14 МэВ существенно отличается от энергии гаммаизлучения других изотопов. Поскольку 16N имеет Т 1/2 = 7,35 с, измерения проводят при непрерывной записи. Оптимальные условия
проведения |
измерений |
следующие: источник Ро + Be активностью |
Qn — 5 Ku, |
L = 1,3 ч- |
1,5 м, V — 400 ч- 500 м/ч, кристалл Nal(Tl) |
большого размера. При применении двух сцинтилляционных детек торов с кристаллами 60 X 50 мм регистрируется 60—80 имп/мин на 1% CaF2. Кривые записывают дважды (при спуске и подъеме скважинного прибора) с целью учета радиационного гамма-излуче ния [2].
Исследования на марганец
Метод КНА используется для количественных определений Мп в породах как по временной селекции (Г1/2 — 2,58 ч), так и по спек трометрическим исследованиям в области энергий Еуя = 0,84 МэВ. Помехой обычно является изотоп 28А1, влияние которого исключают паузой fn = 15 -ь 20 мин.
Рудный интервал скважины облучают Ро + Be-источником мощ ностью Qn — ІО7 нейтр./с в течение ta = 3 мин, а затем, спустя tn = = 18 мин в течение t„ = Змин, измеряют наведенную активность. Порог чувствительности метода на марганец составляет первые единицы процентов. Трудность определения содержания марганца в руде состоит в том, что при концентрациях более 40% наведенная активность Jya мало зависит от содержания, т. е. эталонировочный график достигает насыщения [2].
Определение водо-нефтяного контакта
Определение ВПК методом КНА основано на изучении наведен ной активности a4Na, 38С1 и 52Ѵ. Поскольку водоносный коллектор характеризуется повышенным содержанием Na и С1, то наведенная активность против него будет больше, чем против нефтеносного коллектора.
При активации 37С1 точку облучают Ро + Be-источником в тече
ние ta — 40 мин, а спустя tn |
= 20 мин после облучения на протяже |
||||||||
нии |
ta |
= 40 мин |
измеряют |
наведенную |
активность 38С1 |
[18, |
47]. |
||
При |
активации |
23Na выбирают ta == 4 ч, |
tn = 20 мин, |
£и = |
4 ч. |
||||
В обоих случаях |
применяют источник мощностью Qn = |
(1 ч- 2) X |
|||||||
X ІО7 нейтр/с. Индикатор устанавливают в точку активации с точ |
|||||||||
ностью |
20 см. Измерения |
производят |
в |
отдельных точках через |
|||||
0,5—2,0 м. Водоносной и |
нефтеносной |
частям пласта и |
контакту |
||||||
между ними должны соответствовать 2—3 замера. В обоих случаях на результаты измерений будет оказывать влияние наведенная активность 56Мп (реакции на 55Мпи 56Fe).
Основной помехой при определении ВНК по 38С1 и 24Na является наведенная активность 58Мп, которую можно учесть по временной селекции. ‘
С целью учета нестабильности аппаратуры и переменной мощ ности источника нейтронов результаты КНА выражают в виде
относительных параметров |
|
|
|
|
|
|
ßci! |
'о |
|
сі |
|
(Jсі С Діп); |
(64) |
'сі + |
мп |
'МП |
|
|||
|
|
|||||
|
|
|
^Na |
|
(65) |
|
|
|
ßNa= |
^M n |
|
||
|
|
|
^N a + |
|
|
|
В песчано-глинистых разрезах против нефтеносной части пласта |
||||||
ßci = 0 -V- 0,03, ßNa |
= 0 |
-г- |
0,24, против водоносной части — |
|||
12* |
179 |
ßci= 0,06 -=- 0,12, ßNa= 0,35 -f- 0,45. В карбонатном разрезе против нефтеносного пласта ßCi = 0,1 н- 0,2, против водоносного — ßci = = 0,4 - 0,8 [2].
Метод КНА по С1 и Na дает хорошие результаты при минерали зации пластовых вод свыше 40—70 г/л [50].
Поскольку в ряде случаев нефть характеризуется повышенным содержанием 0ІѴ, то ВНК в пеобсаженной скважине можно опре
делить по |
наведенной |
активности |
52Ѵ, облучая точки скважины |
в течение |
ta = 40 мин. |
При этом |
суммарный наведенный эффект |
будет складываться с наведенных активностей б2Ѵ, 38С1 и 28А1, кото рые определяют по временной селекции [29].
Техника работ
Подготовка радиометрической аппаратуры к работе и техника проведения измерений на скважине в методе КНА осуществляются так же, как и в других методах РК.
Поскольку аппаратура работает на скважине продолжительное
время (8—10 ч), она должна отличаться хорошей |
стабильностью. |
Для оценки стабильности работы аппаратуры на |
базе в течение |
8—10 ч через 10—20 мин измеряют количество импульсов в 1 мин
от радиевого эталона С-41, расположенного на |
расстоянии 1,0— |
1,5 м от детектора. |
перед проведением |
Контроль стабильности работы аппаратуры |
измерений осуществляют после прогрева ее в течение 1 ч по ско ростям счета от эталона С-41, располагая его таким же образом, как на базе. Полученные показания не должны отличаться от показаний, зафиксированных на базе, более чем на 5%.
Для установки оптимального уровня дискриминации канала скорости счета против характерного для данного месторождения
пласта в одной из его точек измеряют / ѵ и / ѵа и при |
различных |
порогах дискриминации £7ѵ строят графики зависимости |
|
v = JyB Jy = f(Uy). |
(66) |
Оптимальный уровень дискриминации должен соответствовать максимальной величине ѵ.
Измерения должны производиться эталонированной аппаратурой. Эталонирование осуществляется при помощи радиевого эталона. Нелинейность аппаратуры при максимальной скорости счета на выбранном диапазоне панели РК не должна быть более 3%.
Оценка качества диаграмм
Подлинники диаграмм КНА имеют такую же форму заголовка, как и в методах НГК и ННК.
Результаты точечных замеров фиксируют в журнале полевых наблюдений, составленном в произвольной форме. В нем указы ваются общие сведения о скважине и измерительной аппаратуре,
180
тип и количество индикаторов, размер кристалла, тип источника
иего активность в момент проведения измерений, натуральный фон,, интенсивность излучения (в мкР/ч или имп/мин) от источника изве стной интенсивности при расположении его в фиксированной точке, дата последней эталонировки, шаг измерений, глубина точек замера
исоответствующая им естественная гамма-активность, начало и конец, активации (время активации ta), время остывания (пауза tn), время
между последующими отсчетами наведенной активности, скорости счета за выбранный интервал времени замера, общее время замера t„.
Если замер спада наведенной активности произведен в данной точке скважины при включенной протяжке каротажного регистра тора, то подлинник диаграммы должен иметь такой же заголовок, как и при непрерывной записи; на полученной кривой проставляют глубину расположения точки замера, начальное и конечное время регистрации. При этом каждая диаграмма должна иметь масштаб ную шкалу, выраженную в имп/мин или мкР/ч.
Качество измерений оценивают но контрольному показанию, определяемому до и после измерений" в разведочной скважине,, а также по результатам повторных замеров против опорных пластов. При этом среднеквадратичная погрешность измерений не должна превышать 5% [26].
§ 40. ИМПУЛЬСНЫЙ НЕЙТРОН-ИЕЙТРОННЫЙ КАРОТАЖ
Методика работ
Облаетъ применения метода
В методе импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) горные породы облучаются в течение времени АТ кратковременными потоками быстрых нейтронов энергии 14,1 МэВ от импульсногогенератора, следующими один за другим через определенный ин тервал времени ТП, а затем через промежуток t (задержка, время ожидания) в течение времени At («окно» временного анализатора,, или просто «окно») происходит регистрация тепловых нейтронов- (рис. 54).
Образование быстрых нейтронов происходит в ускорительной. трубке в результате бомбардировки тритиевой мишени положитель ными ионами дейтерия по реакции
3Н + 2Н = п-Ь*Не.
Считается, что спустя время t3 = 10 -г- 102 мкс нейтроны ста новятся тепловыми, а затем наступает процесс диффузии, заканчива ющийся поглощением тепловых нейтронов.
При работе нейтронного источника в импульсном режиме можнорегистрировать не только плотность тепловых нейтронов, но и ин тенсивность радиационного гамма-излучения (ИНГК). Однако- в практике каротажа чаще всего регистрируют плотность тепловых нейтронов.
181
Коэффициент диффузии D тепловых иейтроиов определяется водородосодержанием среды и не зависит от минерализации пласто вых вод. Поскольку количество ядер водорода в водоносных и нефте носных пластах примерно одинаково, коэффициенты диффузии в них близки между собой. Следовательно, по коэффициенту D выделить продуктивные пласты невозможно, однако его можно использовать для определения пористости пластов [13].
При выделении продуктивных пластов в разрезах скважин обычно определяют время жизни тепловых нейтронов т„, т. е. время, в тече ние которого нейтрон, став тепловым, существует («живет») в среде
до момента захвата его ядром элемента. |
|
|
|
|
с |
увеличе |
|||
|
Как видно из рис. 54, |
||||||||
|
нием времени |
от момента окончания |
|||||||
|
импульса |
быстрых нейтронов |
плот |
||||||
|
ность |
тепловых |
иейтроиов |
в |
сква |
||||
|
жине |
вначале |
возрастает, |
а |
затем |
||||
|
при времени t3 достигает своего ма |
||||||||
|
ксимального |
значения, |
после |
чего |
|||||
|
уменьшается по |
экспоненциальному |
|||||||
|
закону |
[29]: |
|
|
|
|
|
|
|
|
N = N 0exp (—£/тл), |
|
|
(67) |
|||||
|
где N 0 и N — плотности нейтронов |
||||||||
|
в начальный момент и спустя время t |
||||||||
|
(задержка). |
|
что |
скважина, за |
|||||
Рис. 54. Схема работы импульс |
Учитывая, |
||||||||
полненная буровым раствором, и це |
|||||||||
ного генератора нейтронов |
ментное |
кольцо |
в |
затрубной |
про |
||||
|
странстве |
(наличие |
его |
аналогично |
|||||
увеличению диаметра скважины) являются |
хорошими |
замедлите |
|||||||
лями нейтронов, плотность тепловых нейтронов в них спустя время і3 после действия импульсного источника будет в несколько раз выше, чем в пласте, следовательно, диффузия нейтронов направлена пре имущественно из скважины в пласт.
Поскольку в методе ИННК тепловые нейтроны регистрируются через время t t3, нейтроны, замедлившиеся в скважине, будут постепенно поглощаться буровым раствором. Затем наступает момент (при условии тлп > т лс, где тлП и тлс — время жизни тепловых ней тронов в пласте и скважине), когда их плотность в пласте становится больше, чем в скважине, и индикатор регистрирует в скважине плотность тепловых нейтронов, пропорциональную в каждый момент времени плотности нейтронов в горной породе.
Когда тлс > т лп, регистрируемая плотность тепловых нейтронов •будет обусловлена временем их жизни в скважине и т,1Попределить невозможно. В таких случаях раствор в скважине должен быть заменен более минерализованным.
С увеличением задержки повышается вероятность регистрации тепловых нейтронов, идущих из пласта, и, следовательно, умѳнь-
182
