Часть 3 - Импульсный нейтронный каротаж (ИНК).

В этом методе горные породы облучают кратковременными потоками быстрых нейтронов и изучают результаты их взаимодействия с окружающей средой.

В качестве источника используют скважинный генератор нейтронов, основную часть которого составляет нейтронная трубка, в которой титановая или циркониевая мишень с растворенным в ней изотопом водорода тритием (₁³H) бомбардируется дейтонами (ядрами тяжелого водорода ₁²H), ускоренными линейным ускорителем под напряжением около 10⁵В. По реакции  образуются нейтроны с энергией 14 МэВ. Более высокая энергия нейтронов и монохроматизм излучения являются преимуществом таких генераторов. Другое преимущество – возможность выключения ис­точника, что повышает безопасность работ и позволяет доводить его интенсивность до 10⁸ – 10⁹ нейтрон/с.

Длительность потока нейтронов зависит от времени подачи напряжения на анод и составляет обычно от 10 до 20 мкс. Расход дейтерия компенсируется за счет его выделения из хранилища при пропусканиичерез него электрического тока.

Длительность нейтронного импульса обозначают Δτ, а интервал времени между импульсами – τ. Частота следования импульсов – от 10 до 500 Гц. Через некоторое время после испускания импульса, называемое временем задержки τ₃, производят измерение плотности потока нейтронов или продуктов их взаимодействия с веществом в среде в течение какого–то интервала времени замера Δτ_зам.

Изменяя время задержки при постоянном Δτ_зам, можно получить зависимость плотности нейтронов (тепловых или надтепловых) или интенсивности радиационного γ–излучения от времени задержки. Таким образом, ИНК позволяет исследовать не только пространственно–энергетическое, но и временное распределение нейтронов в среде и, следовательно, более полно изучить нейтронные характеристики горных пород.     При импульсном облучении процессы замедления быстрых и диффузии тепловых нейтронов происходят последовательно и могут быть исследованы раздельно в зависимости от времени задержки.

Плотность потока тепловых нейтронов сначала увеличивается за счет замедления быстрых нейтронов и через 10–100 мкс достигает максимума, а затем уменьшается за счет того, что тепловые нейтроны начинают диффундировать вдоль оси скважины, а из скважины – в пласт и поглощаться. Время замедления быстрых нейтронов (10–10² мкс) характеризует замедляющие свойства, т.е. водородосодержание горных пород, а время диффузии тепловых нейтронов (10²–10⁴ мкс) определяется и водородосодержанием, и наличием ядер с большим сечением захвата тепловых нейтронов (например, Сl в пластовых водах).

Импульсный нейтронный каротаж возможен в вариантах ИННК–НТ, ИННК–Т, ИНГК и ИНГК–С (со спектрометрией ГИРЗ).

В настоящее время получили наибольшее распространение две модификации импульсных нейтронных методов – с регистрацией тепловых нейтронов (ИННК–Т) и гамма–квантов радиационного захвата (ИНГК). Регистрация нейтронов (и гамма–квантов) в этих методах осуществляется в интервале между двумя импульсами источника через некоторое время задержки t после каждого импульса. Быстрые нейтроны замедляются до тепловой энергии и при дальнейшей диффузии поглощаются ядрами среды.  Регистрируя тепловые нейтроны (ИННК–Т) или гамма–кванты (ИНГК) при двух значениях времени задержки или более, можно определить среднее время жизни тепловых нейтронов в горной породе τ, которое позволяет судить о концентрации элементов, имеющих высокое сечение погло­щения тепловых нейтронов.

Измерения при ИННК–Т (ИНГК) выполняют либо при движении прибора по стволу скважины (и в результате получают непрерывные диаграммы для двух–трех каналов с различными значениями времени задержки), либо иногда при неподвижном приборе (на точках) для повышения точности. В первом случае о значении τ судят по отношению показаний на двух каналах: тем меньше, тем больше различаются эти показания. Количественное определение τ получают по формуле (предполагается, что ширина «окон» Δt в обоих каналах одинакова):

τ=(t₂–t₁)/(lnI₁–lnI₂),                                     (7)

где t₁ и t₂ – время задержки для двух каналов; I₁ и I₂ – показания для тех же каналов.

Разработана аппаратура для непрерывного вычисления τ в процессе замеров и получения непосредственно диаграмм изменения τ по стволу скважины. В случае измерений на точках (с неподвижным прибором) интенсивность нейтронов или гамма–квантов обычно определяют при большом числе значений времени задержки t_i (i = 1, 2,...) и строят график зависимости логарифма показаний lnI от t (рис. 2). Такой график позволяет точнее определить значение τ как ве­личину, обратную коэффициенту наклона кривой lnI = f(t) при больших I.

Рисунок 2. Распределение плотностей тепловых нейтронов во времени при ИННК–Т и пример его обработки

При малых временах задержки t наклон кривой зависит (кроме τ) также от диаметра скважины и свойств среды, заполняющей скважину. При больших значениях t такое влияние постепенно исчезает, что является преимуществом импульсных методов. Другое их пре­имущество заключается в большей по сравнению со стационарными методами чувствительности к содержанию элементов, сильно поглощающих нейтроны. В нефтяных и газовых скважинах это позволяет различать продуктивные и водоносные пласты при сравнительно малой минерализации пластовых вод (от 20 – 30 г/л). При большей минерализации вод решение этой задачи возможно даже по резуль­татам измерения при одном значении времени задержки. При прочих равных условиях водоносные пласты отмечаются гораздо меньшими показаниями ИННМ при больших временах задержки t по сравнению с нефтеносными и газоносными пластами.

Оба импульсных метода дают примерно одинаковые результаты. При ИНГК влияние скважины несколько меньше, чем при ИННК–Т, но преимуществом последнего является отсутствие влияния естественного гамма–излучения, доля которого при ИНГК на больших временах задержки значительна. Точка записи зонда ИННМ и ИНГМ совпадает с серединой детектора.

Применение импульсного нейтронного каротажа

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 Δτ_зам. 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_n. Чем сильнее отличаются эти показания, тем меньше τ_n.

Таким образом, по параметру τ_n пласты, насыщенные минерализованной водой, хорошо отличаются от нефте– и газонасыщенных. На этом отличии основано применение метода ИННК–Т для прослеживания изменений положения ВНК и ГВК в процессе разработки месторождений нефти и газа.

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.

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 τ_n при постоянном Δτ_зам, 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 после испускания импульса, количество тепловых нейтронов в скважине становится меньше, чем в пласте, и они начинают диффундировать из 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 наибольшей глубины пласта.

При поточечных измерениях строят график зависимости логарифма показаний lnN_i от времени задержки τ₃. Такой график позволяет точнее определить значение τ_n пласта как величину котангенса угла наклона кривой lnN = f(τ) при больших τ₃.

При малых τ₃ наклон кривой зависит, кроме τ_n, также от диаметра скважины и свойств среды, ее заполняющей. При больших τ₃ такое влияние постепенно исчезает. Уменьшение влияния скважины является большим преимуществом импульсных нейтронных методов перед стационарными. Еще одно преимущество – более высокая чувствтельность к содержанию элементов, сильно поглощающих нейтроны.