![]() ТОР 5 статей: Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века Характеристика шлифовальных кругов и ее маркировка Служебные части речи. Предлог. Союз. Частицы КАТЕГОРИИ:
|
Нейтронные методы исследования скважин (ННМТ, ННМНТ): физические основы, принцип измерения в скважине, область применения.
Рис. изменения плотности:а – надтепловые нейтроны, б – тепловые нейтроны в водонасыщенном песчанике.
Закон уменьшения плотности потока нейтронов Ф приближенно в однородной среде его можно представить в виде следующей формулы: , где Q — интенсивность мощность источника, нейтр./с; χ — замедляющая способность среды; Lf —параметр замедления, характеризующий среднеквадратическое расстояние, проходимое нейтроном до замедления. Водород обладает аномальным сечением рассеяния и при соударении с ним нейтрон теряет больше всего энергии. Поэтому параметр замедления L, уменьшается с ростом концентрации водорода в горной породе. Поэтому показания ННМНТ однозначно связаны с концентрацией водорода. Из формулы следует, что характер зависимости показаний ННМНТ от водоросодержания горной породы различен на разных расстояниях от источника. На небольших расстояниях от источника (обычно до 10 — 30 см) с уменьшением водородосодержания показания метода уменьшаются. На больших расстояниях, наоборот, показания растут с уменьшением содержания водорода в горной породе. Зонды с расстоянием между индикатором и источником, попадающим в область 2 на рисунке, принято называть инверсионными, зонды меньшего размера — доинверсионными (область 1) и зонды большего размера — заинверсиоиными (область 3). На практике используют зонды ННМНТ размером 30—40, реже 50 см. При таких зондах показания метода растут с уменьшением водородосодержания породы. Наибольшее количество водорода обычно характерно для глин, аргиллитов и мергелей. Они имеют большую пористость и содержат значительное количество химически связанной воды в составе глинистых минералов. Наконец, против этих пород часто наблюдаются каверны (увеличение диаметра скважины), что также способствует росту среднего количества водорода вблизи зонда ННМ. Эти породы, а также гипсы, содержащие много связанной воды, отмечаются на кривых ННМНТ минимальными показаниями. Плотные малопористые известняки, ангидриты, неразмытые соли, магматические и метаморфические породы и другие, содержащие в своем составе мало водорода, характеризуются самыми высокими показаниями на кривых ННМНТ. Промежуточными показаниями отмечаются породы умеренной пористости: пористые известняки и доломиты, песчаники. При прочих равных условиях, чем выше пористость пласта, тем ниже показания метода. Это позволяет по данным ННМНТ определять коэффициент пористости пласта. При количественной оценке kП в показания необходимо внести поправку за влияние скважинных факторов (диаметр скважины, наличие и толщина глинистой корки), а также глинистых и иных минералов, содержащих химически связанную воду. Количество водорода в нефти и воде примерно одинаково, поэтому нефтенасыщенные породы при равной пористости характеризуются такими же показаниями, что и водонасыщенные. Газоносные пласты содержат, при равной пористости, меньше водорода, чем нефтеносные и водоносные. Поэтому они отмечаются более высокими показаниями. Из-за сравнительно малого диаметра зоны исследований на показаниях всех стационарных нейтронных методов сказываются изменение диаметра скважины, удаление прибора от стенки скважины (например, из-за наличия глинистой корки) и крепление скважины колонной. Поэтому количественная интерпретация результатов нейтронных методов требует учета влияния перечисленных скважинных факторов.
ННМТ. На показания 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, как на Рисунке. В однородной среде изменение плотности тепловых нейтронов nТ с расстоянием г приближенно можно описать формулой: Среднее время жизни тепловых нейтронов обратно пропорционально макроскопическому сечению поглощения нейтронов средой. Оно определяется присутствием в породе элементов с аномально высоким сечением поглощения тепловых нейтронов, таких как хлор (присутствующий в составе соленых пластовых вод), бор, марганец, редкие земли. Среднее время жизни в большинстве 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 LД (как и Lf) определяется в основном водородосодержанием пород. Итак, показания ННМТ, так же как и ННМНТ, зависят в основном от содержания в породе водорода. Характер зависимости определяется длиной зонда. Здесь существуют, как и при ННМНТ, до-инверсионная область, где показания растут с ростом водородосодержания, и заинверсионная область, где показания уменьшаются при увеличении концентрации водорода. На показания ННМТ влияние оказывают элементы с аномальным поглощением нейтронов. Например, водоносные пласты, содержащие по сравнению с нефтеносными больше хлора, отмечаются при равной пористости несколько меньшими показаниями ННМТ. В нефтяных и газовых скважинах ННМТ и ННМНТ применяют 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} ННМТ можно применять также и для определения положения водонефтяного контакта. Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:
|