Классификация нейтронных методов исследования скважин
Методы, при которых гп облучается нейтронами – нейтронный метод различаются видом регистрируемого вторичного излучения, вызванного воздействием на породу первичных нейтронов источника, а также режимом источника. Нейтронные методы:
1. Стационарный (ННМНТ, ННМТ, НГМ). Излучает нейтроны практически непрерывно(входят в обязательный комплекс ГИС разведочных скважин)
2. Импульсный (ИНМТ, ИНГМ). когда источник импульсный, т.е испускает нейтроны в течении небольших интервалов времени, между кот источник выключен(используются преимущественно в обсаженных скважинах.
В различных методах могут регистрироваться либо нейтроны, рассеянные ядрами атомов горной породы (ННМ), либо гамма-излучение радиационного захвата нейтронов (НГМ), или, наконец, гамма-излучение искусственных радиоактивных изотопов, образующихся при поглощении нейтронов ядрами (нейтронный активационный метод).Установкадля любого нейтронного метода содержит источникнейтронов и соответствующий детекторнейтронов или гамма-квантов, расположенный на некотором расстоянии от источника, называемом длиной зонда. Между источником и детектором размещается фильтр, задерживающий прямое излучение от источника.
Стационарные нейтронные методы ГИС заключаются в облучении породы стационарными потоками быстрых нейтронов (энергия больше 0,5 МэВ) и регистрации плотности нейтронов, замедлившихся до надтепловых или тепловых энергий или γ-квантов, возникающих при захвате тепловых нейтронов ядрами атомов (радиационный захват). Тепловыми считают нейтроны с энергией 0,025—0,01 эВ. Нейтроны несколько более высоких энергий — до сотен эВ называют надтепловыми. Наибольшей замедляющей способностью обладают элементы, масса ядра которых близка к массе нейтрона. Поэтому аномальным замедлителем является водород. Высокой замедляющей способностью обладают углерод и бериллий. Тепловые нейтроны относительно легко захватываются элементами-поглотителями. Аномальные поглотители — хлор, бор, кадмий, литий, железо, марганец. Можно реализовать 4 метода, основанных на взаимодействии стационарных потоков нейтронов с вещ-вом: нейтрон-нейтронный метод по надтепловым нейтронам (ННМ-НТ); 
нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам(ННМ-Т); нейтронный гамма-метод (НГМ) и нейтронный гамма-метод спектральный(НГМ-С).При реализации каждого из них излучаются быстрые нейтроны, а регистрируются, соответственно, надтепловые нейтроны, тепловые нейтроны, вторичные гамма-кванты. Изучают соответствующие пространственные распределения. Первые три метода интегральные, последний — спектральный.Блок-схема скважинного прибора для всех четырех методов аналогична(см рис.) Прибор содержит источник быстрых нейтронов 1 и парафиновый экран 2. Парафин является водородосодержащим веществом, приводящим к быстрому замедлению прямого(идущего не через горную породу) потока нейтронов до тепловых энергий. Гамма-излучение радиационного захвата, возникающее в парафине, ослабляется свинцовым экраном 3. Далее расположен детектор 4 соответствующего типа —надтепловых нейтронов, тепловых нейтронов или гамма-квантов. В верхней части прибора расположен детектор 5 для регистрации естественного гамма-излучения. Наличие удаленного от источника детектора 5 позволяет одновременно с нейтронными характеристиками среды изучать ее естественную радиоактивность, т.е. реализовать гамма-метод (ГМ). Описываемые приборы являются, таким образом, двухканальными. Информация от обоих каналов подается на поверхность по каротажному кабелю с помощью электронного блока 6. Наряду с самостоятельным значением, показания канала ГМ необходимы для корректировки показаний канала НГМ, так как гамма-кванты радиационного захвата (полезная информация) суммируются в нем с гамма-квантами естественного происхождения (фон). Изменения плотностей надтепловых и тепловых нейтронов, а следовательно, и гамма-квантов радиационного захвата по мере удаления от источника нейтронов зависят от концентрации замедлителей и поглотителей (см. рис). В средах с большой их концентрацией, где малы длина замедления, диффузионная длина и среднее врем жизни, соответствующие плотности на малых расстояниях от источника значительны, а на больших — малы. В средах с малыми концентрациями плотности снижаются медленно и значительны даже на больших расстояниях от источника. Точку U, в которой при больших и малых концентрациях показания совпадают, называют точкой инверсии.Протяженность детекторов и наличие в скважинном приборе экранов приводят к тому, что детектор 4 расположен за точкой инверсии. Поэтому среды с большой концентрацией замедлителей, например пористые нефтеносные пласты, отличаются на диаграммах нейтронных методов пониженными показателями, а пласты плотные, низкопористые — повышенными. Зонды нейтронных методов, детекторы в которых расположены за точкой инверсии, называют заинверсионными. В осадочных горных породах, поры которых насыщены водой, нефтью или газом, общее содержание водорода оценивают водородным индексом, который равен отношению объемной концентрации атомов водорода в данной среде к его концентрации в пресной воде при нормальных условиях. В горных породах эту величину именуют эквивалентной влажностью ω. Для пресной воды ωв = 1, для нефтей ωн ≈ ωв = 1.Для чистых, не содержащих химически связанной воды пород, насыщенных водой (ωвп) или нефтью с водой (ωнп), ωнп ≈ ωвп = kп ωв = kп , т.е. водородный индекс таких пород равен их пористости. Для газа ωг < ωв ≈ ωн , поэтому на диаграммах нейтронных методов газонасыщенные пласты отмечаются более высокими амплитудами (кажутся более плотными), чем равные им по пористости нефтеводонасыщенные. Именно кажущееся увеличение плотности позволяет идентифицировать газоносные пласты. В глинистых коллекторах, ωнп ≈ ωвп= kп+kглωсв , где kгл — коэффициент глинистости. Такое же явление наблюдается в загипсованных породах.
Нейтронные методы позволяют решать следующие задачи: литологическое расчленение разреза; определение пористости пород; определение положения газожидкостного контакта. Методы ННМ-Т и НГМ позволяют определить местоположение водонефтяного контакта при значительной минерализации пластовых вод и небольшой зоне проникновения, а также в обсаженных скважинах на основе наблюдений за расформированием зоны проникновения. Методы ННМ-НТ и ННМ-Т применяют при поисках угольных пластов (уголь содержит до 12 % водорода) и для выделения пород с высоким содержанием бора. Метод ННМ-Т используют для выделения в разрезах скважин пород, содержащих элементы с большим сечением захвата: ртути, лития, хлора, кобальта, вольфрама, марганца, сурьмы, кадмия и некоторых редкоземельных. Железо, марганец, ртуть и хромиты идентифицируются НГМ. Метод НГМ целесообразно использовать при поисках углей, поскольку его показания меньше зависят от диаметра скважины, чем показания ГГМ-П. Это позволяет определять зольность углей с точностью 5—8 % даже при наличии хлоридных пород. Метод также применяют для оценки водоносности и пористости в гидрогеологических и инженерно-геологических скважинах. Необходимо еще раз подчеркнуть, что НГМ следует применять в комплексе с ГМ, чтобы исключить из общего числа зарегистрированных γ -квантов те, которые вызваны естественной радиоактивностью. Нейтронный гамма-метод спектрометрический (НГМ-С) применяют для определения положения водонефтяного контакта по хлору, для поисков железных, хромитовых, марганцевых, никелевых и других руд. Реализация НГМ-С сопряжена с серьезными техническими трудностями.
При импульсных нейтронных методах гп облучают кратковременными (длительностью Δτ = 1—200 мкс) потоками быстрых нейтронов, следующими через промежутки времени τ. Регистрацию плотности тепловых нейтронов или гамма-квантов радиационного захвата осуществляют через определенный промежуток времени задержки τз. Существуют импульсный нейтронный гамма-метод (ИНГМ) и импульсный нейтрон-нейтронный метод (ИННМ). Большее распространение получил ИННМ. Импульсный режим излучения достигается применением малогабаритных скважинных ускорителей, в которых ионы разгоняются до высоких скоростей в магн.поле большой напряженности. Бомбардируя спец.мишень, они выбивают быстрые нейтроны, имеющие энергию 14,1 МэВ. Столь высокая энергия обеспечивает глубинность исследования до 60—70 см, что больше, чем при использовании стационарных источников. Кроме того, при отключенном электропитании импульсный источник не излучает и, след-но, безопасен. При ИНМ процессы замедления и диффузии происходят как бы последовательно во времени и могут быть исследованы раздельно в зависимости от времени задержки регистрации. Интенсивность регистрируемого излучения во время замедления (до 102мкс) характеризует водородосодержание горных пород, во время диффузии (102—104мкс) — концентрацию поглотителей. Существенно, что время жизни тепловых нейтронов в скважине < чем в породе, а в пластах, насыщенных минерализованной водой, оно < чем в нефтенасыщенных пластах. Определение положения водонефтяного контакта импульсными нейтронными методами возможно при концентрации солей более 30 г/л, в то время как в стационарных методах эта величина не менее 100 г/л. В принципе, ИНМ решают те же задачи, что и стационарные методы, однако эффективность решения выше. Недостатки ИНМ - сложность аппаратуры и малая скорость проведения каротажа.
Нейтронный гамма-метод: Регистрируют гамма-излучение, образующееся при захвате тепловых нейтронов ядрами горной породы (гамма-излучение радиационного захвата). Количество гамма-квантов, достигающих детектора, прямо пропорционально количеству нейтронов, поглощаемых единицей объема в зоне расположения детектора, и числу квантов, образующихся при захвате одного нейтрона.
Форма кривой НГМ обычно оказывается близкой к таковой для ННМ и определяется содержанием водорода в горной породе и в скважине: при больших зондах, применяемых обычно на практике, показания НГМ растут при уменьшении водородосодержания среды, окружающей скважинный прибор: Рис. изменения плотности :а – надтепловые нейтроны, б – тепловые нейтроны в водонасыщенном песчанике.
Наиболее существенно НГМ отличается от ННМ по влиянию минерализации бурового раствора. Если показания ННМНТ не зависят от содержания хлора в растворе, а показания ННМТ уменьшаются с ростом минерализации, то показания НГМ при этом возрастают. При НГМ, кроме гамма-излучения радиационного захвата, регистрируется также гамма-излучение естественных радиоактивных элементов горных пород, поэтому при интерпретации НГМ из его показаний вычитают показания ГМ, помноженные на некоторый коэффициент, учитывающий различие чувствительности детекторов в каналах НГМ и ГМ.
В нефтяных и газовых скважинах НГМ применяют для решения тех же задач, что и ННМ-Т, т. е. для расчленения пород, различающихся водородосодержанием, количественного определения коэффициента пористости, а также установления газожидкостного и реже водонефтяного контактов в обсаженных скважинах.
Нейтронные методы исследования скважин (ННМТ, ННМНТ)
ННМНТ.Количество нейтронов, достигающих индикатора, определяется особенностями процесса замедления нейтронов в среде, в которой находится прибор. Плотность надтепловых нейтронов уменьшается при удалении от источника примерно так, как изображено на рис: 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 (обл 3).
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. 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.
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 рис. В однородной среде изменение плотности тепловых нейтронов nТ с расстоянием г приближенно можно описать формулой: 
, где τ — среднее время жизни нейтронов в тепловом состоянии (до момента поглощения ядром); LД — 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 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.