Преимущества и недостатки данного метода гис

Методика интерпретации БКЗ, основанная на графических построениях, детально разработана С. Г. Комаровым, Л. М. Альпиным и другими и подробно изложена в работах. Наряду с преимуществами эта методика имеет следующие недостатки.

1. Трудность использования результатов измерений другими зондами, кроме обычных (в основном используются только градиент-зонды); между тем для повышения надёжности оценки удельного сопротивления пород в дополнение к БКЗ или взамен некоторых зондов из комплекта зондов БКЗ применяют боковой и индукционный каротаж.

2. Неблагоприятные условия для перехода на обработку при помощи универсальных цифровых вычислительных машин (ЭВМ). В связи с этим для определения удельного сопротивления пород наряду с БКЗ широко применяются индукционный, боковой и дру­гие виды каротажа.

Неблагоприятными условиями для использования БКЗ являются: неоднородность разреза (тонкое чередование прослоев различного сопротивления), очень высокое или очень низкое удель­ное сопротивление пород, малое сопротивление промывочной жидкости (солёные растворы). В этих случаях для определения удель­ного сопротивления пород и выявления зоны проникновения применяются другие комплексы методов. Наиболее распространёнными из них являются методы бокового и индукционного каротажа, которые часто сопровождаются измерениями дополнительных зондов.

Кривые кажущихся сопротивлений используются для сопоставления разрезов скважин, определения границ и глубин залегания пластов, а также для удельного сопротивления пород. В ряде случаев при благоприятных условиях по кривым КС, полученным обычными зондами, можно уточнить литологию пород, оценить коллекторские свойства и характер нефтегазоводо-насыщенности пласта.

В исследуемом районе для облегчения сопоставления разрезов по данным каротажа обычными зондами необходимо проводить измерения одним или двумя одинаковыми во всех скважинах стандартными зондами. Регистрация кажущихся удельных сопротивлений пород КС и естественных потенциалов ПС в скважине при помощи стандартного трёхэлектродного каротажного зонда (установлен­ию экспериментально с учетом геологических условий района) известно под названием стандартного электрического каротажа. Последний является обязательной опе­рацией во всех без исключения скважинах. Стандартный зонд обычно устанавливают в начале бурения первых разведочных скважин. Менять его в дальнейшем весьма нежелательно, так как это затрудняет использование фактического материала по пробуренным скважинам.

Стандартный зонд должен удовлетворять следующим требованиям: 1) на КС должны чётко выделяться границы пластов различ­ного сопротивления;

2) Р_к не должны сильно отличаться от истинных Р_п. Выбор стандартного зонда осуществляется по данным измерений зондами различной длины, в частности материалам БКЗ.

В результате обработки материалов БКЗ определяют удельное сопротивление пластов, выделяют случаи проникновения раствора в них, что позволяет существенно уточнить оценку характера пройденных скважиной пластов.

На практике БКЗ проводят градиент-зондами, размеры которых соответствуют 1 – 30 диаметрам скважины. Для равномерного расположения точек на бумаге с логарифмическим масштабом увеличение размеров зонда производится по геометрической прогрессии с показателем, равным 2 или 2,5.

При проведении БКЗ наиболее часто используют следующие градиент-зонды: подошвенные – АО, 4М0, 1N; А1MО, 1N; А2М0, 5N; А4 М, 0,5N; А8М1N или кровельные – N0, 1МО, 4А; N0, 1М1А и т. д. Один из зондов БКЗ соответствует стандартному зонду для данного района, применяемому во всех случаях проведения обычного каротажа методом сопротивления.

Лекция 6.

Установление типа фактической кривой зондирования

При интерпретации данных БЭЗ используется прием совмещения фактической кривой зондирования с палеточными (расчетными) кривыми, подходящими для интерпретируемого случая. Чтобы выбрать соответствующую палетку, необходимо установить тип фактической кривой зондирования. В некоторых случаях тип кривой и нужную палетку устанавливают по ряду явных признаков, а если их бывает недостаточно, то тип кривой определяют только после сопоставления фактической кривой зондирования с двухслойной палеткой. Рассмотрим распространенные типы кривых зондирования.

1. Двухслойные кривые наблюдаются в плотных породах, в коллекторах с глубокой зоной проникновения , в коллекторах, где при некотором сочетании удельного сопротивления фильтрата промывочной жидкости и остаточной нефтенасыщенности когда , и скачок на контакте зоны проникновения и неизменной части пласта отсутствует.

При наложении на двухслойные палетки интерпретируемая кривая хорошо согласуется с палеточными.

2. Трехслойные кривые при наличии проникновения, повьшающего сопротивление пласта , наблюдаются чаще всего в водоносных коллекторах с межзерновой пористостью, когда , и в нефтеносных и газоносных пластах, если , что свойственно коллекторам с невысоким начальным нефте-, газонасыщением при вскрытии их на пресном буровом растворе.

Кривые второго типа при наложении на двухслойные палетки пересекают теоретические, переходя от кривых с высокими к кривым с более низкими модулями (см. рис.5.9, а, б, кривые 2).

3. Трехслойные кривые при наличии проникновения, понижающего сопротивление пласта , наблюдаются в продуктивных нефте-, газонасыщенных коллекторах при . Теоретически они также могут наблюдаться при условии , что встречается редко. При совмещении с двухслойными палетками отмечается, что правая ветвь кривой, а иногда и вся кривая, сечет теоретические, переходи от низких к высоким модулям.

Типы кривых бокового электрического зондирования

4.Интерпретация двухслойных кривых зондирования в пластах большой толщины (h > 5- 6 м)

Бланк билогарифмической бумаги с нанесенными на него точками фактической кривой зондирования, имеющими координаты АО и ρ_к (см. табл. 7), совмещается с палеткой двухслойных кривых. При этом используется преимущество логарифмической сетки, позволяющее отношение и произведение выражать через разность и сумму логарифмов соответствующих чисел. Кривая зондирования, построенная на логарифмическом бланке в системе координат и , должна быть совмещена с одной из кривых палетки в системе координат и .Системы координат бланка и палетки различаются на величины отрезков и

Следовательно, для совмещения кривой зондирования с палеточной кривой достаточно совместить точку с координатами , отмеченную на бланке и называемую крестом бланка или крестом фактической кривой зондирования, с крестом палетки, координаты которого

(5.3)

При совмещении крестов бланка и палетки точки фактической кривой зондирования либо совмещаются с одной из палеточных кривых, либо располагаются согласованно между двумя кривыми палетки.Удельное сопротивление пласта находится по пересечению фактической кривой зондирования с кривой АА палетки, представляющей собой геометрическое место точек на палетке и точек на бланке.

Пример интерпретации двухслойной кривой зондирования 1- интерпретируемая кривая (ρп/ρр = 40); 2- двухслойные палеточные кривые

5 Интерпретировать трехслойную кривую зондирования в случае проникновения, повышающего сопротивления пласта можно используя палетку на рисунке.

При интерпретации фактическую кривую зондирования условно делят направую и левую ветви. Левую ветвь обычно отождествляют с точками соответствующими малым зондам, характеризующим зону

проникновения, а правую - со значениями ρк, записанными большими зондами и определяемыми удельным сопротивлением пласта. При совмещении фактической кривой зондирования с двухслойной палеткой находится модуль левой ветви или отношение ρ_зп/ρ_р.. Последнее позволяет выбрать группу соответствующих палеток трехслойных кривых с таким же или близким модулем ρ_зп/ρ_р. Из данной группы по лучшему совпадению с фактической кривой зондирования подбирается палетка с наиболее близкими значениями модуля D/dс. Удельное сопротивление пласта находят по точке (ρк=ρп) пересечения фактической кривой зондирования с кривой А палетки.

Параметры зоны проникновения ρ_зп и D определяют по соответствующим модулям выбранной палетки трехслойных кривых ρ_зп/ρ_р и D/dс или в результате интерполяции между двумя ближайшими палетками. При определении параметров зоны проникновения такими способами ρ_зп и D близки к действительным, если значения D/dс и ρ_зп/ρ_р выше, чем следующие:

Если значения D/dс и ρ_зп/ρ_р не превышают этих величин, наблюдается эквивалентность кривых зондирования, и параметры зоны проникновения, найденные по палеткам трехслойных кривых, могут не соответствовать действительным.

При неглубоком проникновении фильтрата глинистого раствора в пласт для интерпретации трехслойных кривых зондирования могут быть использованы палетки “U-эквивалентности” . Такая палетка выбирается по отношению ρ_к /ρ_р правой ветви фактической кривой зондирования. Искомая величина ρ_п устанавливается по положению правой асимптоты. При совмещении левой ветви кривоq зондирования с палеточной определяют параметр

(5.4)

по которому может быть вычислен диаметр зоны проникновения ,если известно удельное сопротивление зоны проникновения , полученное независимым способом (например, по диаграммам экранированных микрозондов).

Пример интерпретации трёхслойной кривой зондирования

1- интерпретируемая кривая ; 2-палеточные кривые

6 Интерпретировать трехслойную кривую зондирования в случае проникновения, понижающего сопротивления пласта

Кривую рассматриваемого типа сопоставляют с двухслойной палеткой. По точкам, соответствующим малым зондам, находят модуль левой ветви интерпретируемой кривой или примерное значение ρ_зп/ρ_р . По нему выбирают группу палеток трехслойных кривых с равным или близким модулем Из них последовательным сопоставлением определяют наиболее подходящую палетку (или две ближайшие палетки). Величину находят по пересечению фактической кривой зондирования с кривой А палетки. Отношение устанавливают по модулю палетки, с которой совместилась интерпретируемая кривая, или интерполяцией между двумя ближайшими палетками.

При неглубоких проникновениях и высоком сопротивлении пласта за зоной проникновения в этом случае, как и в предыдущем, отмечается эквивалентность кривых зондирования. В связи с этим дня правильного определения параметров зон проникновения необходимо независимо выяснить ее сопротивление.

Для интерпретации кривых данного типа можно использовать сводную палетку двухслойных кривых, применяя ее только к правой ветви. В этом случае скважина и зона проникновения объединяются в фиктивную первую среду. Правая ветвь кривой зондирования рассматривается как эквивалентная двухслойная кривая для фиктивной первой среды с сопротивлением и второй среды с сопротивлением . Поскольку сопротивление первой среды в значительной степени зависит от зоны проникновения, то ; диаметр фиктивной среды зависит от диаметра зоны проникновения , поэтому Следовательно, при совмещении правой ветви кривой зондирования с двухслойной палеткой требуется использовать фиктивный крест, расположенный правее и выше действительного. Это эквивалентно смещению креста фактической кривой зондирования влево и вниз относительно креста палетки. Поле, в пределах которого смещается крест фактической кривой зондирования на сводной палетке, представляет собой палетку ЭК-2. Сплошные и пунктирные линии являются соответственно, линиями равных значений

При использовании этой палетки следует сначала совместить фактический крест кривой зондирования с крестом двухслойной палетки и определить модуль палеточной кривой, проходящей через точки, соответствующие малым зондам. В первом приближении этот модуль принимают равным отношению интерпретируемой кривой. Далее фактический крест смещают по той кривой палетки ЭК-2, которая имеет тот же модуль до тех пор, пока правая ветвь кривой зондирования не согласуется с двухслойными кривыми палетки. Удельное сопротивление пласта определяют по пересечению правой ветви с кривой А палетки. Для более уверенного нахождения диаметра зоны проникновения. необходимо независимо определить

Пример интерпретации трёхслойной кривой зондирования по сводной палетке

Лекция 7.

Боковой каротаж.

Введение.

В этом разделе дается новое понятие «боковой каротаж», полное обоснование такого названия метода ГИС, преимущества метода. Излагается методика интерпретации и вводимые поправки.

При электрическом каротажа скважин, разрез которых пред­ставлен породами высокого сопротивления (карбонатными по­родами, гидрохимическими отложениями), а также скважин, за­полненных минерализованной ПЖ, эффективность обычных зондов ЭК резко падает. Из-за большого влияния скважин кривые КС, полученные градиент и потенциал-зондами, плохо расчле­няют разрез. Для повышения эффективности ЭК в таких условиях применяют зонды с дополнительными, так называемыми экранными электродами. Через экранные электроды пропускается ток в том же направлении, что и через основной токовый электрод зонда. Роль экранных электродов заключается в том, чтобы препятст­вовать растеканию тока основного токового электрода по скважине и обеспечить направление его непосредственно в исследуемый пласт. Управление полем зонда с помощью указанных электродов называют фокусировкой зонда, а каротаж сопротивления зондами с экранными электродами и фокусировкой тока — боковым каротажем (БК).

Боковые каротажные зонды

Электрический каротажный зонд сопротивления, предназна­ченный для проведения Б К, называют боковым каротаж­ным зондом. В зависимости от числа электродов различают трехэлектродный и многоэлектродный зонды

БК.

Трехэлектродный боковой каротажный зонд (рис. 6.1, а) пред­ставляет собой длинный цилиндрический электрод, разделенный изоляционными промежутками на три части: небольшой по длине основной электрод А₀ (центральный) и два расположенных сим­метрично по отношению к нему закороченных экранных электрода А 1 и А₂. Через основной и экранные электроды пропускается ток одной полярности и обеспечивается равенство их потенциалов (эквипотенциальный зонд).

Рисунок 6.1. Схема распределения токовых линий зондов бокового каротажа в одно­родной среде. а — для трехэлектродного зонда; б — для девятиэлектродного зонда

Благодаря влиянию поля экранных электродов ток I₀, вы­ходящий из основного электрода А₀, распространяется на значи­тельное расстоянием слоем, перпендикулярным к оси скважины, толщиной, приблизительно равной длине основного электрода. Вследствие этого влияние скважины и вмещающих пород ска­зывается на результатах измерений намного меньше, чем при обычных зондах.

Для определения р_к измеряют потенциал U любого электрода зонда (по условию регулировки поля зонда потенциалы всех трех электродов одинаковы) по отношению к удаленному на достаточно большое расстояние электроду N. Величину р_к подсчитывают по формуле

(6.1)

Записывая изменение U при постоянном токе I₀, получают кривую КС.

Коэффициент К трехэлектродного зонда рассчитывают, представляя зонд в виде сильно удлиненного эллипсоида вращения и определяя потенциал поля этого эллипсоида в однородной среде. Как для всех зондов КС, коэффициент зонда зависит только от

(6.2)

где L₀ — длина основного электрода А₀; L — общий размер зонда; d₃ — диаметр зонда.

При выборе трехэлектродного бокового каротажного зонда необходимо учитывать влияние его размеров на значения КС: 1) с увеличением размера зонда L улучшается фокусировка зонда и несколько возрастает его радиус исследования; 2) с уменьшением диаметра зонда d₃ возрастает влияние скважины на показания зонда, поэтому значение d, не должно быть меньше 0,25 d_c; 3) умень­шение L₀ улучшает расчленяющую способность зонда, т. е. умень­шает влияние вмещаюших пород на показания зонда, однако при L₀ < 0,3d_c резко ухудшаются условия и точность изме­рения.

В разных видах отечественной аппаратуры трехэлектродного БК применяется один и тот же зонд: L₀ = 0,18 м, L = 3,2 м и d₃ = 0,07 м. Коэффициент этого зонда 0,24 м.

Многоэлектродные боковые каротажные зонды (рис.6.1, б) состоят из основного токового А₀, двух пар измерительных M 1N 1 и М 2 N 2 и нескольких пар экранных электродов. Одноименные электроды расположены симметрично по обе стороны основного электрода А₀ и попарно соединены накоротко друг с другом. Сила тока через экранные электроды автоматически регулируется так, чтобы напряжение U между электродами М1 и N1 (или между электродами М₂ и N_2t так как одноименные электроды зонда закорочены) было равно нулю. Тогда и сила тока на участках скважины M 1N 1 и M2N2 также равна нулю. Это равносильно тому, что скважина и ближайшие к ней участки разреза выше и ниже электрода A₀ заменяются тонкими слоями изолятора толщиной MN. Ток Iо, выходящий из основного электрода A₀, рас­пространяется на значительное расстояние в радиальном направ­лении слоем, толщина которого примерно равна длине зонда A₀, равной обычно 0,6 м. Измеряемое напряжение представляет со­бой падение потенциала по указанному токовому слою. Поэтому оно зависит в основном от р_п, а скважина и вмещающие породы оказывают на него небольшое влияние.

Измеряется потенциал U любого измерительного электрода зонда относительного электрода N, который находится на поверх­ности или на броне кабеля. Ток I₀ основного электрода A₀ в про­цессе записи кривой КС сохраняется постоянным, р_к рассчитыва­ется по формуле Коэффициент зондов определяется путем моделирования. Основным достоинством многоэлектродных зондов по сравне­нию с трехэлектродным является возможность изменять их глу­бинность путем подбора геометрических параметров и, благодаря этому, проводить измерения несколькими зондами БК с разным радиусом исследования.

Важнейшими геометрическими параметрами многоэлектродного бокового каротажного зонда являются: а) длина зонда, или расстояние 0 1 0 2 от средней точки между одной парой измерительных электродов до средней точки между второй парой измерительных электродов; б) размер зонда L, или расстояние между его верхним и нижним концами; в) параметр фокусировки зонда q, представляюший отношение размера зонда к его длине.

В современной отечественной и зарубежной аппаратуре много­электродного Б К используется зонд с девятью цилиндрическими электродами, установленными на корпусе скважинного прибора (см. рис.6.1, б). Условия регулировки и способ измерения р_к у этого зонда такие же, как у семиэлектродного, но более сложная система фокусировки (две пары экранных электродов) дает возможность существенно изменять его свойства.

Когда полярность тока, пропускаемого через все пять токовых электродов, одинакова, зонд используют, для изучения неизмененной проникновением части пласта. (Длинные внешние экранные электроды а1 и А₂ и большой размер зонда (L = 7-8 м) обеспечивают ему значительный радиус исследования, причем, благодаря внутренним экранным электродам А1 и А'₂, сохраняется благоприятная вертикальная характеристика — влияние вмещающих пород на показания зонда мало. Токовые линии девяти-электродного зонда с большим радиусом исследования показаны на рис.6.1, б слева.

Для изучения ЗП полярность тока, пропускаемого через внешние экранные электроды, меняют на противоположную (см. рис.6.1, б справа). Из-за наличия в зонде электродов B1 и B₂, через которые замыкается ток основного и внутренних экранных электродов, ток I₀ распространяется вблизи скважины. Поэтому измеряемое напряжение зависит в основном от удельного со­противления прилегающей к скважине части пласта. Зонд с такой системой фокусировки известен под названием псевдобокового зонда.

Таким образом, с помощью одних и тех же электродов осуществляется совместно измерение двумя многоэлектродными боковыми каротажными зондами с разным радиусом исследования.

При трехэлектродном Б К равенство потенциалов основного и экранных электродов зонда достигается одним из следующих способов:

а) автоматическим изменением силы тока через экранные электроды; при этом сила тока через основной электрод I₀ сохраняется постоянной. Устройство, при помощи которого автоматически регулируется сила тока через экранные электроды, называется автокомпенсатором. Схема трехэлектродного Б К с применением автокомпенсатора показана на рис.6.2, а;

б) соединением между собой всех трех электродов (рис.6.2, б); в этом случае сила тока I₀ изменяется при измерении. Практически основной электрод соединяется с экранными через небольшой резистор r, который одновременно используется для измерения силы тока I₀. Величина резистора должна быть достаточно малой, чтобы не нарушить условия эквипотенциальности зонда, но и достаточно большой для измерения силы тока I₀ с удовлетворительной точностью.

В отечественной аппаратуре трехэлектродного БК используются из мерительные схемы обоих видов.

В наземном пульте аппаратуры трехэлектродного бокового каротажа АБКТ имеется логарифмический преобразователь, в котором происходит определение отношения U/I₀. Выходной сигнал пропорционален логарифму р_к, что позволяет избежать перекрытий записи кривых при чередовании пластов высокого и низкого сопротивления.

Для проведения многоэлектродного Б К разработана двухзондовая аппаратура БКС-2, с помощью которой за два спускоподъема можно зарегистрировать кривые КС девятиэлектродным зондом с большим радиусом исследования и псевдобоковым зон дом.

Кажущееся удельное сопротивление пласта неограниченной мощности.

Токовые линии зондов БК в однородной среде показаны на рис.6.1. Видно, что даже в однородной среде конфигурация токового слоя основ­ного электрода зависит от числа электродов зонда, их формы и рас стояний между ними.

В неоднородной среде толщина и направление токового слоя основного электрода еще более сложные из-за преломления токовых линий на цилиндрических границах раздела между скважиной, ЗП и измененной частью пласта, а также из-за искривле ния их на границе раздела между пластом и вмещающими по родами.

Рисунок 6.2. Принципиальные схемы трехэлектродного бокового ка­ротажа.

а — схема с автокомпенсатором; б — схема с резистором. Г — гене ратор; AK— автокомпенсатор; УI — усилитель потенциала электродов зонда; У2 — усилитель тока I₀ через основной электрод зонда; ДУ — устройство для деления U/I₀; РП — регистрирующий прибор; ОК — оплетка кабеля; ЖК — жила ка­беля

Рисунок 6.3. Зависимость р_к/р_п от р_к/рс Для трехэлектродного зонда бокового каро­тажа. Шифр кривых — d_c

Поле зонда трехэлектродного Б К можно приближенно рас­считать для пласта неограниченной мощности, представив зонд вытянутым эллипсоидом вращения. Однако при р_и > 100р_с и при понижающем проникновении в пласт точность приближен­ных формул недостаточна и величина КС рассчитывается мето­дами интегральных уравнений. Широко применяется также элек­трическое и математическое сеточное моделирование, осо­бенно для расчета поля зонда против пластов конечной мощ­ности.

Показания зондов Б К в пласте неограниченной мощности прямо пропорциональны р_п и обратно пропорциональны d_c и р_с.

Зависимость отношения р_к/р_с от р_п и d_c для зонда трехэлектрод­ного БК показана на рис. 3. Видно, что при р_п < 2000р_с величина р_к < р_п. Для пластов более высокого сопротивле­ния наблюдается равенство р_к = р_п и даже превышение р_к над р_п.

Показания девятиэлектродного зонда бокового каротажа с боль­шим радиусом исследования (БКб) мало зависят от d_c и во всем диапазоне изменения р_п близки к последнему. В то же время ве­личина р_к, замеренная девятиэлектродным псевдобоковым зон­дом БК_м, сильно зависит от р_с и d_c, а кроме того, от положения зонда относительно оси скважины (эксцентриситета). Отклонение скважинного прибора к стенке скважины приводит к занижению показаний зонда БК_М, тем большему, чем больше d_c и контраст­ность р_п/р_с.

Лекция 8

Форма кривых кажущегося сопротивления против пластов конечной мощности

При одинаковом р_вм со стороны кровли и подошвы пласта кри­вые КС боковых каротажных зондов против однородного одиноч­ного пласта симметричны относительно его середины. Точкой записи боковых каротажных зондов, к которой относят измеренные значения КС, является основной токовый электрод А₀.

При перемещении трехэлектродного бокового каротажного зонда от удаленной точки к середине пласта высокого сопротив­ления имеем следующее (рис.6.4, а). Перед пластом на кривой КС начинается пологий подъем, а после входа основного электрода А₀ в пласт подъем кривой становится крутым. Против середины пласта кривая достигает максимума: для тонких пластов (h < < 4d_c) максимум имеет форму острого пика, для мощных пластов (h >- 16d_c) он пологий с площадкой посередине. При h =L про­тив середины пласта отмечается пологий минимум. При различном удельном сопротивлении вмещающих пород в кровле и подошве пласта симметрия нарушается — максимум кривой смещается в сторону вмещадощей породы с более высоким удельным сопро­тивлением (рис.6.4, б).

Рисунок 6.4. Кривые КС для трехэлектродного зонда бокового каротажа, а — одиночный однородный пласт высокого сопротивления, шифр кривых — h/d.; б — то же, при разном удельном сопротивлении вмешающих пород; в — пара пластов с , разделенных прослоем мощностью г — пачка пластов

В случае двух пластов высокого сопротивления, расположен­ных близко друг от друга, кривые КС против них отличаются тем, что их максимумы смещены в сторону разделяющего их прослоя (рис.6.4, б). Кривая КС против пачки пластов представляет собой чередование симметричных максимумов и минимумов (рис.6.4, г). Кривые КС против пласта с проникновением фильтрата ПЖ практически не отличаются от кривых КС в случае однородного пласта. Против пласта низкого сопротивления кривая имеет форму симметричного минимума. При этом ширина аномалии на половине ее высоты в случае пласта низкого сопротивления больше, а в случае пласта высокого сопротивления меньше мощ­ности пласта. Границы пласта большого сопротивления следует отбивать в начале крутого подъема кривой КС.

Кривые КС против одиночных пластов, полученные многоэлек­тродными зондами Б К, мало отличаются от кривых КС трех­электродного зонда. Если два пласта высокого сопротивления раз­делены прослоем низкого сопротивления мощностью меньше 2d_c, кривые против них искажены по сравнению с кривой, соответству­ющей одиночному пласту.

Кривая КС против пачки пластов представляет собой чередо­вание максимумов и минимумов. Если мощность прослоев низкого сопротивления больше 2d_c, то величина р_к против прослоев иска­жается незначительно по сравнению с р_к таких же по мощности и сопротивлению одиночных пластов.

Границы пласта высокого сопротивления на кривых КС много­электродных зондов Б К рекомендуется отбивать следующим об­разом. На кривой КС отмечают точки с наибольшим градиентом, которые обычно располагаются примерно на половине высоты пика. Границы пластов находят на расстоянии, равном половине длины зонда L₀/2, выше и ниже этих точек.

Высокая расчленяющая способность боковых каротажных зон­дов, благоприятная форма кривых КС и отсутствие экранировавания со стороны соседних пластов высокого сопротивления явля­ются преимуществом боковых каротажных зондов по сравнению со всеми другими зондами электрического каротажа.

Характеристики зондов бокового каротажа

На показания боковых каротажных зондов в неоднородной среде кроме величин р_п и d_c влияют также удельное сопротивление и размеры зоны проникновения, мощность пласта и удельное со­противление вмещающих пород. При наличии проникновения филь­трата ПЖ в пласт величины р_к, замеренные зондами Б К, отлича­ются от значений, соответствующих не затронутой проникновением части пласта. В случае понижающего проникновения в пласт они занижены, а в случае повышающего проникновения — завышены по сравнению с показаниями зондов БК против пласта без проник­новения с тем же удельным сопротивлением.

При оценке влияния ЗП на показания зондов ЭК характерным является отношение р_к3сл/Рк2сл, показывающее степень отклонения показаний зонда в трехслойной среде от показаний в двухслойной среде. Чем больше ЗП влияет на показания зонда, тем больше отношение р_кз_сл/Р_К2сл отличается от единицы в ту или другую сторону. Для зондов с большим радиусом исследования, показа­ния которых мало зависят от наличия ЗП, оно близко к единице.

Зависимость отношения р_к3сл/р_К2сл от диаметра D зоны про­никновения принято называть радиальной характе­ристикой зондов ЭК-

На рис.6.5 приводятся радиальные характеристики наиболее широко применяющихся на практике электрических каротажных зондов в случае пласта неограниченной мощности с повышающим (верхняя группа кривых) и понижающим (нижняя группа кри­вых) проникновением в пласт. Для всех без исключения электри­ческих зондов искажение показаний за счет влияния ЗП тем боль­ше, чем больше D/d_c. Из рис.6.5 следует, что влияние ЗП наиболь­шее для псевдобокового зонда БКм и уменьшается для боковых зондов БК-3 и БКб. Влияние понижающего проникновения на показания зондов БК меньше, чем повышающего.

В случае повышающего проник­новения даже при небольшом диа­метре ЗП (D = 2-4dс_с показания всех зондов Б К завышаются в не­сколько раз, а при глубоком про­никновении (D >8d_c) почти пол­ностью определяются p зп. Радиаль­ные характеристики зондов БК в этих условиях мало отличаются друг от друга и близки к харак­теристикам градиент-зондов малой и средней длины (АО = 1-2 м).

Влияние зоны понижающего проникновения на показания зон­дов БК более благоприятно. При неглубоком проникновении показания всех зондов Б К почти не зависят от р_зп. С уве­личением глубины проникновения радиус исследования зонда БКм резко падает и его показания соот­ветствуют в основном зп так же, как и градиент зондов малой длины (АО = 0,5-1 м). Радиус исследо­вания зонда БКб в этих условиях меняется незначительно. Зонд БК-3 по радиусу исследования можно приравнять к градиент-зонду с АО = 4 м.

Другой важной характеристикой зондов электрического ка­ротажа в неоднородной среде является зависимость их показаний от мощности пласта, называемая также вертикальной характеристикой.

На рис.6.6 показаны вертикальные характеристики зондов электрического каротажа, применяющихся на практике, в слу­чае одиночного пласта высокого сопротивления без проникновения фильтрата ПЖ- Как видно из рисунка, влияние вмещающих по­род на показания зондов БК невелико: при мощности пласта h > 4d_c их показания отличаются от значений р_к, соответствующих пласту неограниченной мощности, меньше чем на 20%.

Сравнивая вертикальные характеристики боковых каротажных зондов и других зондов ЭК, видим, что влияние ограниченной мощ­ности пласта на показания последних намного больше, чем на показания зондов БК- Наиболее выгодно отличается зонд БКб от других электрических каротажных зондов с большим радиусом исследования (градиент-зонд с АО = 8 м, зонды ИК), показания которых в пластах конечной мощности в несколько раз больше или меньше значений р_к, соответствующих пласту неограниченной мощности.

Очевидно, что в условиях, где характерным явля­ется повышающее проникновение в пласты, применение несколь­ких зондов БК нецелесообразно, так как их радиусы исследова­ния очень близки. Используя отдельные зонды БК (чаще всего зонд БК-3) в комплексе с другими зондами ЭК, следует учитывать, что его показания зависят в основном от р_зп

Основной областью применения зондов БК являются разрезы, в которых наблюдается понижающее проникновение в пласты. Комплекс из

Рисунок.6.5. Зависимость Ркзсл/Ркасл от D/d_c для различных зондов. / — градиент-зонды, шифр кривых — L; 2. — зонды Б К; 3 — зонды ИК h = оо; р_п = 2р_с и р_зп = 20р_с (в верх­ней части); р_зп = 10 р_с и рп = 100р_с (в нижней части)

Рисунок 6.6. Зависимость р_к/р-бесконечноя oт Толщины к диаметру скважины. Шифр и условные обозначения см. на рис. 6.5. р = 100р_с и р-вм = 10р- с

двух многоэлектродных зондов (Б Км и Б Кб) поз­воляет определять р_п и р _зп. При небольшой глубине проникнове­ния комплекс зондов Б Км и Б Кб нужно дополнять зондом БМК. Даже показания одного зонда БК-3 при понижающем проникно­вении весьма полезны для оценки р_п, особенно если они дополнены данными БМК.

Таким образом, БК следует применять в случае, если р_с < 0,2 Ом м, а также если разрез содержит большое число мало­пористых пластов с р_п порядка сотен Ом м. Эти условия харак­терны для разрезов, в которых преобладают карбонатные породы.

Обработка результатов измерений. Палетки Б К

Обработка кривых Б К состоит из следующих этапов: отбивки границ пласта, отсчета существенных значений р_к и введения в них поправок за влияние вмещающих пород, диаметра скважины и зоны проникновения при помощи палеток Б К

Границы пластов отбивают в соответствии с изложенной выше методикой, учитывая при этом данные других методов ГИС.

Существенные значения р_к различны в зависимости от мощ­ности и степени неоднородности пластов: против однородного пласта малой мощности (h < 16d_c) отсчитывают экстре­мальное, а против мощного однородного пласта (h > 16d_c) — среднее значение р_к. Против неоднородного пласта и против пачки пла­стов отсчитывают р_к, близкое к показаниям зонда против низкоомных прослоев — продольное кажу­щееся сопротивле­ние. Показания нецентриро­ванных псевдобоковых каро­тажных зондов исправляют за влияние эксцентриситета скважинного прибора при по­мощи специальной палетки

. В существенные значения р_к для всех зондов Б К вводят поправки за d_c и h. Пример номограммы для определения поправок за ограниченную мощность пласта — рис.6.7.

Исправленные за влияние ограниченной мощности и диаметра скважины величины р бк-з, Рбкб и р_БКм при отсутст­вии проникновения равны р_п. Дальнейшую обработку данных Б К проводят, исходя из имеющегося комплекса методов КС.

Трехэлектродный БК. В случае минерализован­ной ПЖ (pc < 0,2 Ом м) при­меняют БК-3 совместно с БМК и сопоставляют р_БК и рбмк- при Р_БК = рбмк счи­тают, что проникновение отсутствует и р_БК = р_п. При р_БК > 1,3 р_БМК в пласте имеется зона понижающего проникнове­ния. Принимая ρ _зп = р _бмк и задаваясь наиболее вероятной глубиной зоны проникновения D для данного разреза, определяют р_п.При пресной ПЖ (р-с > 0,2 Ом-м), когда возможно в основном повышающее проникновение, комплекс зондов БК-3 и БМК не­эффективен. В этом случае БК-3 применяют дополнительно к ком­плекту зондов БКЗ и зонду ИК. Значение БК в этих условиях ограничено, так как задача определения р_п с его помощью не решается. Показания БК-3 используются не только для уточне­ния отбивки границ пластов и расчленения разреза, но и как до­полнительные для уточнения D в комплексе с зондом ИК. Для определения р_п и D в этом случае пользуются комплексными двухзондовыми палетками ИК и Б К, одна из которых показана на .рисуноке 6.8.

Совместное применение БК-3 и ИК приобретает большое прак­тическое значение в разрезах с частым чередованием тонких пла­стов, где применение градиент-зондов из комплекта БКЗ или до­полнительно к зонду ИК затруднено из-за экранирующего влияния соседних пластов на их показания. Многоэлектродные зонды БК. Эти зонды сов­местно с зондом БМК применяют при бурении на минерализован­ной ПЖ и при вскрытии пластов высокого сопротивления. Со­поставляя р_БКб, р_БКм и р_вмк, устанавливают наличие в пласт проникновения. Если р_БКб = р_БКм = р_БМК, то проникновение в пласт отсутствует и _Рп = р_БКб. Если _Рвмк < р_БКм < _Рвкб, то имеется понижающее проникновение в пласт. Тогда, прини­мая рбмк ⁼ Рзп. с помощью двухзондовой трехслойной палетки, аналогичной палетке на рис.6.8, по данным БКм и БКб определяют р_п и D. Если скважина заполнена

Рисунок 6.7. Номограмма для введения попра­вок за ограниченную мощность пласта в показания псевдобокового зонда БКм. Шифр кривых р_п/р_вм. 1 - р_вм = р_с; 2 -Р_Вм>10Рс

Рисунок 6.8. Комплексная двухзондовая трехслойная палетка ИК-БК. р зп = 10^Ом'^м- Шифр кривых — Диаметра в м, в кружках — р-п в Ом-пласта по трехслойной палетке БК-3, представляющей собой кри­вые зависимости р_к/р_с от р_п/р_с с шифром р_зп/р_с, построенные для определенных D и d_c.

пресной ПЖ и в основном наблюдается повышающее проникновение, то комплекс много­электродных зондов БК применять нецелесообразно. Данные двухэлектродного зонда БМК можно интерпретировать также совместно с показаниями микрозондов, имеющих другой радиус исследования, например градиент-микрозонда.

Если поправки за влияние промежуточного слоя, вводимые в показания зонда БМК, небольшие и, следовательно, величина р_пз по данным БМК определяется достаточно надежно, в дальнейшем она может быть использована для оценки пористости или остаточ­ной нефтегазонасыщенности пластов.

Наиболее широкое применение БМК находит при исследова­нии разрезов скважин, заполненных минерализованной ПЖ. В этих условиях комплекс методов ЭК ограничен и кривую БМК обычно сопоставляют с кривой БК (рис 6.12). Показания БМК против нефтегазонасыщенных пластов в этом случае меньше по­казаний БК, что связано с наличием зоны понижающего проник­новения. При сопоставлении кривых р_к по данным БК и БМК с целью выделения продуктивных пластов необходимо исключить из рассмотрения участки разреза с увеличением d_c, так как по­казания БМК против них могут быть занижены из-за влияния минерализованной ПЖ. Как уже указывалось, данные БМК используются в качестве величины р_зп при количественной интерпретации вместе с дан­ными других зондов КС и прежде всего с данными зондов БК. Наиболее широкое применение БМК находит при исследова­нии разрезов скважин, заполненных минерализованной ПЖ. В этих условиях комплекс методов ЭК ограничен и кривую БМК обычно сопоставляют с кривой БК Показания БМК против нефтегазонасыщенных пластов в этом случае меньше по­казаний БК, что связано с наличием зоны понижающего проник­новения Высокая расчленяющая способность боковых каротажных зон­дов, благоприятная форма кривых КС и отсутствие экранировавания со стороны соседних пластов высокого сопротивления явля­ются преимуществом боковых каротажных зондов по сравнению со всеми другими зондами электрического каротажа.

Совместное применение БК-3 и ИК приобретает большое прак­тическое значение в разрезах с частым чередованием тонких пла­стов, где применение градиент-зондов из комплекта БКЗ или до­полнительно к зонду ИК затруднено из-за экранирующего влияния соседних пластов на их показания.

Вопросы для контроля:

1. Отличие зонда БК от обычных зондов ЭК?

2. Преимущества БК?

3. Вводимые поправки?

4. С какими методами ГИС проводится комплесирование БК?

Рисунок 6.12. Пример кривых БМК, БК-3 и кривой микрокаверномера в карбонатном разрезе.

1 — плотная порода; 2 — газонасыщенный пласт

а б

в

Рисунок 6.13 Метод БК и БМК(а,б,в) В Терегенном разрезе( в)-с кавернограмой

Лекция 9.

Индукционный каротаж.

Одним из характерных физических свойств горных пород, которое широко используется при изучении геологического разреза скважин, является способность горных пород проводить электрический ток. Для изучения таких электрических свойств горных пород как проводимость и диэлектрическая проницаемость применяется электромагнитный каротаж, основанный на измерении элементов электромагнитного поля. Из разновидностей электромагнитного каротажа широкое практическое применение находит индукционный каротаж (ИК). Он предназначен для изучения удельной электропроводности (удельного сопротивления) горных пород, пересеченных скважиной.

Электрическое сопротивление R проводника, состоящего из однородного вещества с постоянной площадью поперечного сечения S, прямо пропорционально длине проводника l и обратно пропорционально площади S. Оно определяется по формуле

, (7.1)

где ρ – коэффициент, характеризующий способность вещества пропускать электрический ток, его называют удельным электрическим сопротивлением (УЭС, удельным сопротивлением).

Физический смысл и размерность УЭС вытекают из следующего: если взять образец породы в форме куба с ребром 1 м, то, подставляя в формулу (1.1) l = 1 м и S = 1 м² и выражая R в Омах, получим

. (7.2)

Таким образом, УЭС горной породы – это сопротивление горной породы проходящему через нее электрическому току, отнесенное к единице поперечного сечения и длины образца породы.

При ЭК наряду с удельным сопротивлением применяют также его обратную величину – удельную электропроводность

, (7.3)

которая характеризует способность горной породы проводить электрический ток. Это свойство получило название электропроводности.

Единицей измерения электропроводности является сименс (См, или ). По аналогии с (1.2) удельная электропроводность выражается в См/м и представляет собой электропроводность между двумя противоположными гранями куба породы с ребром 1 м.

Удельная электропроводность пород в нефтяных и газовых скважинах чаще всего изменяется от десятых до тысячных долей См/м, что соответствует единицам и сотням . Так как дробные числа неудобны при вычислениях и нанесении масштабов на каротажные кривые, на практике пользуются тысячными долями основной единицы удельной электропроводности - мСм/м. Таким образом, имеем:

Таблица 1. Сравнительная характеристика удельного сопротивления и электропроводности

Удельное сопротивление, Ом*м	1	10	100	1000
Удельная электропроводность, См/м	1	0,1	0,01	0,001
Удельная электропроводность, мСм/м	1000	100	10	1

Значения , получаемые для ИК для разных случаев неоднородности среды, могут быть определены с помощью ЭВМ путем строгого решения прямой задачи электромагнитного поля (нахождение теоретических значений для среды с заданными свойствами) с учетом эффекта взаимодействия вихревых токов. Однако для приближенных оценок достаточно точна и удобна теория ИК без учета скин-эффекта, разработанная Г. Г. Долем. В приближенной теории ИК измеряемая ЭДС , индуцированная в измерительной катушке, представляется суммой ЭДС, наводимых вихревыми токами, протекающими в разных участках среды с осевой симметрией.

Вихревые токи, возникающие при ИК, образуют вокруг оси скважины замкнутые кольца, расположенные в плоскости напластования пород. Благодаря осевой симметрии среды, каждая токовая линия проходит только в одном участке среды, не пересекая границы раздела участков с разной удельной проводимостью.

Системой соосных (коаксиальных) цилиндров и горизонтальных плоскостей всё пространство разбивается на элементарные объемные кольца. ЭДС от каждого из элементарных колец равна произведению в пределах кольца на коэффициент, определяемый геометрическими параметрами кольца – его размерами и положением относительно зонда. Этот коэффициент называют геометрическим фактором G. Выражение для геометрического фактора выбрано таким образом, что сумма геометрических факторов всех элементарных колец, на которые разбито пространство, равна единице.

Для зонда с фокусирующими катушками сигнал равен алгебраической сумме сигналов всех возможных пар измерительных и генераторных катушек зонда. Соответственно с этим усложняется и выражение геометрического фактора для отдельных областей среды.

Расположение системы элементарных объёмных колец в проницаемом пласте

1 – глинистая корка; 2 – промытая зона; 3 – переходная и окаймляющая зона; 4 – неизмененная часть пласта; D – диаметр зоны проникновения; - диаметр промытой части пласта; - диаметр скважины; - толщина глинистой корки; h – мощность пласта

В общем случае неоднородной среды, состоящей из отдельных областей A, B,…,N с удельными электропроводностями , , …, ,

= , (7.4)

где , , …, - геометрические факторы отдельных областей, на которые разбито пространство, получаемые суммированием геометрических факторов элементарных колец, из которых состоит каждая область.

В соответствии с этим кажущаяся удельная электропроводность для пласта конечной мощности с ЗП будет

, (7.5)

где , , , , , - соответственно удельные электропроводности и геометрические факторы скважины, зоны проникновения, неизмененной части пласта и вмещающих пород, сумма которых равна единице.

По аналогии с (1.5) для каждого удельного сопротивления можно написать

. (7.6)

Таким образом, показания зонда ИК являются суммой показаний от отдельных областей среды. Доля показаний, обусловленная какой-либо областью среды (скважиной, ЗП), приближенно равна произведению её удельной электропроводности на геометрический фактор.

Зависимость геометрического фактора G бесконечного по длине цилиндра от его радиуса r называют радиальной характеристикой индукционного каротажного зонда .(а)

Пользуясь радиальной характеристикой, для данного зонда ИК можно определить геометрический фактор скважины, ЗП, и неизмененной части пласта неограниченной мощности и затем для известного значения или по (7.5) или (7.6) рассчитать долю показаний, обусловленную каждой из этих сред. Или, наоборот, по , , и , , можно рассчитать и пласта неограниченной мощности для данного зонда ИК.

Зависимость геометрического фактора G от мощности пласта h называют вертикальной характеристикой индукционного каротажного зонда ( б).

По вертикальной характеристике можно оценить влияние вмещающих пород

на показания зонда ИК, когда середина зонда расположена против середины пласта.

Рисунок 7.2-Характеристики зондов индукционного каротажа без участия скин-эффекта

а – радиальные характеристики: 1 – двухкатушечный зонд, 2 – 6Ф1 (аппаратура АИК-3), 3-6ФФ40 и 6Э1 (аппаратура фирмы «Шлюмберже» и Э4), 4 – 4Ф1 (аппаратура ВИК-1), 5 – 8И1,4 (аппаратура АИК-4), 6 – 4И1 (аппаратура ПИК-1);

б – вертикальные характеристики: 1 – 6Ф1, 2 – 6ФФ40, 3 – двухкатушечный зонд с L = 1 м.

Методика и техника проведения исследований в скважине

Индукционный каротаж основан на измерении напряженности переменного магнитного поля вихревых токов, возбужденных в породах полем опущенного в скважину источника.

Возбуждение и измерение переменного магнитного поля в скважине осуществляется с помощью индукционного каротажного зонда. Наиболее простой зонд ИК состоит из двух катушек – генераторной и измерительной, расположенных соосно на расстоянии, равном длине индукционного зонда L. Эти катушки часто называют главными. Через генераторную катушку пропускают переменный с частотой несколько десятков килогерц (до 50 кГц).

На практике среда, окружающая зонд ИК, неоднородна, поэтому измеряемая величина γ является не истиной проводимостью пород, а кажущейся - . На результаты измерений оказывают влияние вмещающие породы, соседние пласты, скважина и зона проникновения ЗП. Чем больше неоднородность среды, тем больше величина отличается от .

Чтобы получить более точные данные о , в индукционный зонд дополнительно к главным катушкам вводят генераторные и измерительные катушки, называемые фокусирующими. Число фокусирующих катушек, их расположение относительно главных катушек и число витков выбирают таким образом, чтобы влияние скважины и вмещающих пород свести до минимума, а влияние ЗП регулировать в соответствии с назначением зонда ИК.

Зонды с фокусирующими катушками называют фокусированными индукционными каротажными зондами. В современной аппаратуре ИК применяются только фокусированные зонды. В каждом фокусированном зонде имеется пара главных катушек (генераторная и измерительная), образующих главный зонд и отличающихся наибольшим числом витков. Результаты измерений зондом ИК относят к середине расстояния между его главными катушками. В зависимости от того, расположены ли фокусирующие катушки внутри или вне главного зонда, фокусировка считается внутренней или внешней. Основной задачей внешней фокусировки является снижения влияния вмещающих пород на показания зонда, а задачей внутренней фокусировки - снижение влияния скважины и зоны проникновения. Многие зонды имеют одновременно внутреннюю и внешнюю фокусировки.

Зонд ИК обозначают шифром, первая цифра которого соответствует числу катушек, а вторая – длине зонда. Так, шифр 6Ф1 обозначает фокусированный зонд с шестью катушками длиной 1 м.

Специальным зондом ИК является зонд индукционного каротажа поперечной проводимости ИКП. Его отличительная особенность заключается в горизонтальном расположении всех катушек. Благодаря этому измеряемая

Рисунок 7.3 -Принципиальная схема прибора индукционного каротажа

а – пространственная схема; б – разрез вдоль оси скважины; 1 – генератор; 2 – генераторная катушка; 3 – усилитель; 4 – приемная катушка; 5 – кожух для усилителя и генератора; L – длина зонда

зондом ИКП зависит от поперечной удельной проводимости пласта, в отличие от обычных зондов ИК, показания которых определяются продольной удельной проводимостью. Индукционный каротаж поперечной проводимости предназначен для изучения анизотропных пластов.

Существующие скважинные приборы ИК рассчитаны на работу, как с одножильным, так и с трехжильным кабелем. Точкой, к которой относят результаты измерений, является середина расстояния между главными (токовой и измерительной) катушками (точка записи О).

Для проведения индукционного каротажа разработаны и используются несколько видов аппаратуры, различающихся устройством зонда, особенностями схемы и рабочими параметрами. В общем случае аппаратура состоит из скважинного прибора и наземной панели управления, соединяемых геофизическим кабелем.

На рис.7.4 показана блок-схема аппаратуры индукционного каротажа с включением фокусирующих катушек в зонд 6Ф1.

Зонд содержит две главные (генераторную Г и измерительную И) и четыре фокусирующие катушки. Расстояние между главными катушками равно 1 м. Внешние фокусирующие катушки и подключены навстречу главным и предназначены для улучшения вертикальной характеристики зонда – уменьшения влияния вмещающих пород при ограниченной мощности пласта. Внутренние фокусирующие катушки и включены согласно (синфазно) с главными и предназначены для корректировки радиальной характеристики зонда. Расстояния между ними указаны в метрах.

Генераторные катушки питаются от электронного генератора ЭГ током частотой несколько десятков килогерц. Для питания схемы скважинного прибора служит источник переменного тока на поверхности ИТ (частота 50 и 300 герц)

Индуцируемая в измерительной катушке ЭДС усиливается и выпрямляется фазочувствительным выпрямителем ФЧВ и подается на регистрирующий прибор РП. Составляющая ЭДС компенсируется и, будучи сдвинута по фазе на 90˚ относительно тока, питающего генераторные катушки, выпрямителем не пропускается.

В настоящее время для проведения ИК применяется несколько видов скважинных приборов. Для сред с низкой магнитной проницаемостью ( <<0,1 СИ), которую условно можно назвать слабомагнитной, рационально применять зонд с общим ферромагнитным сердечником. Сердечник у этого зонда набран из ферритовых колец, стянутых с помощью изоляционного стержня, проходящего через их внутренние отверстия. Снаружи на сердечнике расположены генераторная и фокусирующая обмотки. Принцип действия такого зонда сходен с обычным зондом ИК. Различие лишь в том, что первичное магнитное поле создается не только генераторной катушкой, а в большей степени ферромагнитным сердечником.

В средах со средней магнитной проницаемостью (μ СИ) используют каротажные зонды с включением фокусирующих катушек. Причем при исследовании пластов мощностью более 2 м используют зонд 6Ф1, а при мощности более 5 м – 5Ф1,2.

Принцип действия скважинной аппаратуры

Как уже отмечалось выше, измерения электропроводности проводятся с помощью спускаемого в скважину глубинного прибора, состоящего в наиболее простом виде из двух катушек: возбуждающей, питаемой переменным током, и приемной (измерительной), снабженной усилителем и выпрямителем. Переменный ток, вырабатываемый генератором, частотой 20-50 кГц (в зависимости от аппаратуры), протекая по генераторной катушке, создает вокруг неё переменное магнитное поле (прямое или первичное), индуцирующее в окружающих породах вихревые токи. Величина ЭДС этих токов тем больше, чем выше электропроводность среды. В однородной среде силовые линии тока представляют собой окружности с центром по оси скважины (если ось зонда совпадает с осью скважины). Вихревые токи создают в породах вторичное магнитное поле .

Первичное и вторичное переменные магнитные поля индуцируют ЭДС в приемной катушке. Индуцированная первичным магнитным полем ЭДС является помехой и компенсируется введением в цепь приемной катушки равной ей по величине ЭДС, но противоположной по фазе. Остающаяся в измерительной цепи ЭДС , индуцированная вторичным магнитным полем вихревых токов, подается в измерительный преобразователь для усиления и преобразования, после чего посылается по жиле кабеля на поверхность, где записывается регистрирующим прибором.

Рисунок 7.4- Схема зонда 6Ф1

Амплитуда тока в генераторной катушке в процессе замера поддерживается неизменной, а сила вихревых токов, возникающих в окружающей породе, определяется удельной электрической проводимостью (электропроводностью) породы. Соответственно ЭДС , наведенная вторичным полем в измерительной катушке, в первом приближении пропорциональна электропроводности горных пород , следовательно, пропорциональна их удельному сопротивлению В однородной изотропной среде с удельной электропроводностью , когда частота тока питания и проводимость среды невелики (взаимным влияниием токов можно пренебречь)

, (7.7)

где - коэффициент зонда.

На практике измеряется не ЭДС , а пропорциональная ей величина получаемого при индукционном каротаже сигнала:

, (7.8)

где - коэффициент пропорциональности.

Из формулы (7.1) получаем

, (7.9)

где - коэффициент для перехода от величины сигнала к удельной электропроводности. Выбирается она таким образом, чтобы в однородной среде наиболее соответствовала .

Рисунок 7.5-Принципиальная схема создания магнитных полей при индукционном каротаже

Регистрация создаваемого параметра основывается на следующем: присутствующая среда намагничивается полем обмотки генераторной катушки. Появляющееся при этом вторичное магнитное поле определяется свойствами среды. Под влиянием этого поля ЭДС приемной и фокусирующей катушки увеличивается соответственно со значений и до и . Одновременно вторичное поле увеличивает индуктивное сопротивление генераторной обмотки, снижает ток, имевший до I и уменьшает компенсационное напряжение вторичной обмотки трансформатора до значения . В приемной цепи возникает вторичная ЭДС, зависящая от окружающей среды:

. (7.10)

Приращения ЭДС практически прямопропорциональны электропроводности среды.

Методика проведения исследований

Для проверки компенсации ЭДС прямого поля перед проведением измерений скважинный прибор устанавливают на высоте 1,1 – 1,5 м от поверхности земли в удалении от металлических предметов и фиксируют на диаграмме положение «нуль в воздухе». При полной компенсации ЭДС наблюдаемый сигнал в воздухе ( ) должен быть равен нулю.

Электродвижущая сила вторичного поля в проводящей среде мала по сравнению с ЭДС прямого поля ( составляет доли процента от уже в средах с удельным сопротивлением больше 20 ), поэтому выделить и измерить её трудно.

В измерительной катушке двухкатушечного зонда ЭДС может быть представлена в виде векторной суммы двух составляющих: активной, совпадающей по фазе с током питания генераторной катушки, и реактивной, сдвинутой по фазе на 90˚ относительно питающего тока. Оба эти компонента ЭДС зависят от удельной электропроводности и магнитных свойств окружающих горных пород и могут быть использованы для их определения.

При индукционном каротаже, когда задача сводится к определению удельной электропроводности слабомагнитных горных пород, первостепенное значение имеет измерение активной составляющей, более тесно связанной с удельной электропроводностью горных пород. При низкой электропроводности активный сигнал практически прямо пропорционален электропроводности среды. Если среда характеризуется высокой электропроводностью, возбуждаемые вихревые токи значительны и взаимодействие магнитных полей вихревых токов приобретает существенное значение. Это приводит к снижению сигнала, регистрируемого прибором индукционного каротажа, и к отставанию активного сигнала от повышения электропроводности. Такое явление известно под названием скин-эффекта. Влияние скин-эффекта на кажущуюся электропроводность при работе с обычными низкочастотными индукционными зондами становится заметной в случае, если . Для того чтобы правильно определить электропроводность (сопротивление) неизмененной части пласта, нужно ввести соответствующую поправку за скин-эффект в величину кажущейся удельной электропроводности.

Реактивная составляющая ЭДС значительно меньше активной и только в высокопроводящей среде достигает больших величин. Для выделения активной составляющей ЭДС пользуются фазочувствительными схемами. Решение этой задачи упрощается тем, что магнитная проницаемость пород, слагающих разрез скважины, и промывочной жидкости мало отличаются от единицы. Исключение составляет лишь промывочная жидкость большой плотности, утяжеление которой достигается путем добавок магнетита. Такая жидкость имеет значительную магнитную восприимчивость.

Назначение и возможности метода индуктивного каротажа

Первоначально метод ИК разрабатывался для исследования скважин, заполненных непроводящим электрический ток буровым раствором (на нефтяной основе), в котором другие методы КС, имеющие систему токопроводящих и измерительных электродов, применены быть не могут. Однако в последующем метод ИК хорошо показал себя при исследовании геологических разрезов низкого сопротивления в скважинах, заполненных обычным токопроводящим раствором.

Зонды ИК обладают большим радиусом исследования в случае повышающего проникновения фильтрата ПЖ. При понижающем проникновении радиус исследования зондов ИК быстро падает с увеличением глубины зоны проникновения. Ввиду этого областью применения зондов ИК являются скважины с пресной ПЖ, так как в этих ус- ловиях возможно только повышающее проникновение или понижающее с близким к , влияние которых на показания ИК невелико. Наилучшие результаты ИК дает в песчано-глинистом разрезе с небольшим удельным сопротивлением пластов ( <30 ). В этих условиях при наличии в разрезе пластов малой и средней мощности (h<6 м) обеспечивается точная оценка их удельного сопротивления.

Благоприятные результаты ИК показывает при исследовании пластов низкого и среднего сопротивления. По диаграммам ИК можно определить сопротивление низкоомных водоносных коллекторов и положение водонефтяного и газоводяного контактов

Из вышесказанного следует, что, используя метод ИК, можно оценить электропроводность (удельное сопротивление) на относительно большом расстоянии от центра скважины, т.е. определить местоположение неизмененной части пласта. В то же время другие методы КС оценивают на меньших расстояниях. Это означает, что в комплексе эти методы дают наиболее полную информацию об удельном сопротивлении пластов горных пород и характере распространения ПЖ в них.

На показания обычного двухкатушечного зонда оказывают влияние вмещающие породы, скважина, ЗП. Из-за этого эффективность и глубинность исследований резко падает. Чтобы получить более точные данные о , в индукционный зонд дополнительно к главным катушкам вводят фокусирующие катушки. Число фокусирующих катушек, их расположение относительно главных и число витков выбирают таким образом, чтобы влияние скважины и вмещающих пород свести до минимума, а влияние ЗП регулировать в соответствии с назначением зонда ИК.

Рисунок 7.6- Поправка за скин-эффект

Обработка и интерпретация результатов исследования

Форма регистрируемых кривых

Форма кривой при ИК зависит от характера токовых линий, образующих вокруг оси скважины замкнутые окружности, располагающиеся в плоскости, перпендикулярной оси прибора. В пластах со слабым наклоном относительно оси скважины токовые линии проходят в одной среде, не пересекая границ пластов различного удельного сопротивления. На рис.7.7 приведены экспериментальные кривые индукционного каротажа для пластов конечной мощности, полученные в скважине, заполненной нефтью.

Типичные кривые , регистрируемые индукционным каротажным зондом 6Ф1 против одиночных однородных пластов конечной мощности, показаны на рисунке..

Если точка записи (середина между главными катушками зонда) совпадает с серединой зонда, симметричны относительно середины пласта. Вблизи границ пласта на кривой наблюдается крутой подъем (спад). Против середины тонкого пласта ( м) кривая имеет вид узкого пика. При большей мощности пласта против его середины наблюдается площадка.

Границы пласта при мощности м приурочены к точкам, соответствующим половине амплитуды кривой . Для более тонких пластов определенная таким способом мощность превышает истинную.

В случае неоднородного пласта показания против его средней части осредняются (максимальное и минимальное). В таком случае при отсчете удобнее пользоваться кажущимся удельным сопротивлением . Однако связь между регистрируемым при ИК сигналом и проводимостью среды из-за влияния скин-эффекта нелинейная, поэтому перейти от измеряемого сигнала к кажущимся сопротивлению или электропроводности в явном виде не удается и приходится прибегать к графической зависимости (рис. 7.9).

Форма кривых для других зондов ИК (8И1,4; 4И1; 4Ф1) несимметрична относительно середины пласта, так как точка записи не совпадает с серединой зонда. Из-за несимметричной формы кривые этих зондов трудно использовать для расчленения разреза и отбивки границ пластов.

а

б в

Экспериментальные значения кривых индукционного каротажа

а – пласт малой мощности; б – пласт средней мощности; в – пласт большой мощности

Кривые кажущейся проводимости зонда 6Ф1 против одиночных однородных пластов конечной мощности:

а – пласт высокого сопротивления ( ; ); б – пласт низкого сопротивления ( ; ); О – точка записи; Г – главная генераторная катушка; И – главная измерительная катушка. Шифр кривых – h в метрах.

График для перехода от кажущейся проводимости без учета скин-эффекта к кажущемуся удельному сопротивлению . Зонды 1 – 5Ф1,2; 2 – 6Ф1; частота питающего тока f = 50 кГц

Рассмотрим влияние вмещающих пород на значения против середины пласта конечной мощности. Для сравнения на рис.7.8 пунктиром нанесены значения для пласта неограниченной мощности с такой же .

В пластах высокого удельного сопротивления (рис7. 8, а) значения против пласта конечной мощности заметно отличаются от значений, соответствующих пласту неограниченной мощности; различие между ними тем больше, чем меньше мощность пласта и отношение . В пластах низкого удельного сопротивления (рис.7.8, б) при мощности h>2 м значения близки к значениям против пласта неограниченной мощности с таким же удельным сопротивлением. Поэтому на диаграммах ИК особенно четко выделяются проводящие прослои, залегающие среди пород высокого сопротивления.

Кривые зондов ИК, как и кривые зондов КС с большим радиусом исследования, недостаточно эффективны для отбивки границ пластов и расчленения разреза. Поэтому ИК следует применять в комплексе с другими методами ЭК, позволяющими в совокупности успешно решать задачу расчленения разреза и выделения пластов.

Влияние скважины на показания ИК в общем случае зависит от , и отношении . В случае высокоминерализованной промывочной жидкости ( ) и достаточно высокого удельного сопротивления пород ( >20) влияние скважины становится заметным и учитывается при интерпретации диаграмм с помощью специальных палеток. Палетки содержат несколько семейств кривых зависимости исправленного за влияние скважины кажущегося сопротивления непроводящей среды от . Для приведения к , соответствующему условиям скважины, заполненной непроводящей средой, поступают следующим образом: по кривой индукционного каротажа определяют существенное значение кажущегося сопротивления, выбирают палетку с соответствующим шифром ; по определяют для данного , используя график, приведенный на рис.7.10.

Палетка для учета влияния скважины (зонд 6Ф1)

Отбивка границ пластов

Отбивка границ пластов является одной из важных задач всех видов ЭК. В индукционном каротаже отбивка границ пласта на кривой производится на участках монотонного возрастания и снижения кривой, в точках, соответствующих половине аномалии. Однако определение границ таким образом не является достаточно точным, а лишь условным. Кроме того расчленение разреза по данным зондов 8И1,4, 4И1 или 4Ф1 практически невозможно, поскольку кривая кажущейся проводимости имеет несимметричную форму из-за того, что точка записи не совпадает с серединой пласта. Ввиду этого, как уже отмечалось выше, расчленение разреза на пласты и отбивку их границ при интерпретации данных ИК необходимо проводить с учетом кривых других зондов ЭК с лучшей, чем у зондов ИК, расчленяющей способностью.

Снятие значений

Основной задачей, решаемой при обработке ИК, является определение удельного сопротивления пластов. Наиболее широкое применение на практике получил попластовый способ обработки данных с применением палеток, который осуществляется вручную и на ЭВМ. Обработку производят в следующем порядке: выделение пластов и отбивка их границ; отсчет существенных значений ; определение с помощью интерпретационных палеток.

Принцип отбивки границ пластов обозначался в предыдущем пункте.

Существенное значение против пласта отсчитывают в интервале, уменьшенном на половину длины зонда со стороны кровли и подошвы пласта. При мощности пласта, меньшей длины зонда или близкой к ней, отсчитывают экстремальное значение (минимальное или максимальное). Если существенное значение , оно не учитывается и в дальнейшем не интерпретируется (исключение составляет интерпретация данных ВИК). Отсчёты против пластов высокого сопротивления (прослоев карбонатных пород, нефтегазонасыщеных песчаников) в таких случаях служат для уточнения положения нулевой линии кривой .

Существенное значение исправляют за влияние скважины, скин-эффекта, вмещающих пород и ЗП. Для этого применяются палетки (рис. 10, рис. 6), составленные по результатам строгого решения прямых задач ИК. В результате получают удельное сопротивление пласта .

Влияние скважины на показания зондов ИК тем больше, чем больше ПЖ и диаметр скважины . В современных зондах ИК, благодаря фокусировке, влияние скважины сведено к минимуму, и заметные искажения наблюдаются только в случае высокоминерализованной ПЖ. Для расчета поправки за влияние скважины используют палетки, которые представляют собой зависимость геометрического фактора скважины от ее диаметра с учетом эксцентричного положения зонда в скважине.

Если зонд при каротаже нецентрирован в скважине при помощи центраторов или отклонителей, можно считать, что он скользит по стенке скважины. Отклонение зонда от оси скважины (эксцентриситет ε) при этом равно

, (7.11)

где а – расстояние между осью скважины и осью зонда.

Для известных значений и ε по палетке определяют геометрический фактор скважины и рассчитывают поправку

. (7.12)

Исправленное за влияние скважины значение находят, вычитая поправку из существенного значения против пласта с учетом ее знака. Наименьшее влияние скважина оказывает на показания зонда 8И1,4, наибольшее – на показания зонда 6Ф1.

Следующим этапом обработки является введение поправки за скин-эффект с помощью палетки. Чем больше существенное значение против пласта, тем больше влияние вихревых токов. Кроме учета скин-эффекта, с помощью этой же палетки производится перевод существенного значения кажущейся электропроводности в кажущееся сопротивление .

Для пласта неограниченной мощности (h >4-6 м) без проникновения ПЖ существенное значение , исправленное за влияние скважины и скин-эффекта, равно удельной проводимости пласта . Соответственно отсчитанное по палетке, изображенной на рис.7.6, значение кажущегося сопротивления пласта равно удельному сопротивлению .

В случае пластов конечной мощности значение исправляется за влияние вмещающих пород с помощью палеток, одна из которых показана на рисунке. В результате получается значение , соответствующее пласту неограниченной мощности. Если проникновение в пласт отсутствует, приведенное значение кажущегося сопротивления = .

При наличии в пласте ЗП, когда отличается от , показания зондов ИК интерпретируют с помощью трехслойных однозондовых или комплексных палеток. Трехслойные палетки ИК составлены для пласта неограниченной мощности. Поэтому показания зондов ИК должны быть предварительно исправлены за влияние скважины, скин-эффекта и приведены к условиям пласта неограниченной мощности.

Однозондовые трехслойные палетки построены в виде групп кривых зависимости от с шифром . В каждой группе объединены кривые для одного и того же значения D. На каждой палетке (листе) собраны кривые для определенного диаметра скважины . Однозондовыми палетками пользуются, если по каким-либо данным известны и D. Только при этих условиях пласта с проникновением может быть определено по данным одного ИК.

В общем случае необходимо определить три неизвестных величины: , и D. Поэтому показания зонда ИК интерпретируют в комплексе с показаниями других зондов ЭК с разным радиусом исследований. В соответствии с числом неизвестных необходимо рассматривать совместно показания не менее трех зондов с разной глубинностью.

Преимущества и недостатки метода индукционного каротажа

Основным преимуществом ИК над другими методами, изучающими удельное сопротивление горных пород, состоит в том, что при проведении исследований не требуется гальванического контакта измерительной установки с промывочной жидкостью. Это дает возможность применять ИК в тех случаях, когда используются непроводящие электрический ток промывочные жидкости (приготовленные на нефтяной основе), а также в сухих скважинах (с продувкой).

Палетка для исправления показаний зонда 6Ф1 за влияние конечной мощности пласта. . Шифр кривых - в .

Благоприятные результаты получают при исследовании индукционным каротажем разрезов низкого и среднего сопротивлений и на- личии повышающего проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт. В этом случае производится более качественное литологическое расчленение разреза по сравнению с другими методами ЭК. По диаграммам ИК можно более точно определить удельное сопротивление низкоомных водоносных коллекторов и положение водонефтяного контакта. ИК позволяет с высокой степенью достоверности определить ВНК и ГВК, а так же строение переходной зоны. Однако у индукционного каротажа есть и ряд недостатков: применение ИК ограничено при соляной промывочной жидкости и высоком удельном сопротивлении пород. Разрезы, представленные породами с удельным сопротивлением, превышающим 50 , нечетко расчленяются современными серийными глубинными приборами индукционного каротажа. Кроме того, наличие глубокой зоны понижающего проникновения фильтрата бурового раствора существенно затрудняет определение истиной электропроводности пласта, заставляет прибегать к комплексному истолкованию кривых индукционного каротажа и кривых обычного метода КС и метода экранированного заземления.

Лекция 10

Преимущества и недостатки метода индукционного каротажа ВИКИЗ. Выделение коллекторов по кривым ВИКИЗ. Определение характера насыщения

Высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование (ВИКИЗ) представляет собой измерение параметров магнитного поля трехкатушечными зондами, обладающими геометрическим и электродинамическим подобием. Каждый зонд состоит из одной генераторной и двух приемных катушек. За одну спускоподъемную операцию регистрируются показания пяти разноглубинных зондов индукционного каротажа и потенциала самопроизвольной поляризации (СП) пород.

Длины зондов уменьшаются последовательно, начиная с зонда двухметровой длины; коэффициент уменьшения – корень квадратный из двух. Самый короткий зонд имеет длину 0,5м. В измерительном зонде все излучающие и приемные катушки коротких зондов размещены межлу излучающей и приемной катушками двухметрового зонда. База измерения равна расстоянию между приемниками и составляет пятую часть от длины.

Изучение разрезов скважин индукционным методом основано на различии в электропроводности горных пород – величине, обратной удельному электрическому сопротивлению.

При пропускании через генераторную катушку переменного тока с частотой 20-50 кГц (в зависимости от типа аппаратуры). Генераторная катушка питается током, постоянным по ампли­туде, частотой 20-50 кГц. Переменный ток, протекающий по генераторной катушке, создает переменное магнитное поле (прямое или первичное), индуцирующее вихревые токи в окру­жающей зонд среде, которые тем больше, чем больше проводи­мость. При малых расстояниях и проводимости вихревые токи сдвинуты по фазе относительно тока в генераторной ка­тушке на угол π/2, в противном случае фаза отличается от π/2. Вихревые токи в породах, в свою очередь, создают вто­ричное магнитное поле. Прямое и вторичное поля индуцируют ЭДС в измерительной катушке. ЭДС, индуцированная прямым полем, компенсируется путем введения равной и проти­воположной по фазе ЭДС с помощью дополнительных катушек. Остаю­щаяся в измерительной цепи ЭДС усиливается и подается на фазочувствительный элемент.

Фазочувствительный элемент регулируется так, чтобы сигнал на выходе прибора был прямо пропорционален электропроводно­сти среды. Однако при большой проводимости выходной сигнал увеличивается медленнее, чем электропроводность среды, что связано со взаимодействием вихревых токов и обычно назы­вается скин-эффектом.

Измеряемой величиной в методе ВИКИЗ является разность фаз гармонического магнитного поля Δφ ( наведенного в измерительных катушках), распространяющегося в проводящей среде от источника излучения до приемников, удаленных от источника на различные расстояния (база измерения). Разность фаз определяется пространственным распределением удельного электрического сопротивления окружающей среды и характеризует удельное электрическое сопротивление пород и электрические неоднородности прискважинной зоны.

Зонды отличаются радиальной глубинностью исследования. Это позволяет по данным ВИКИЗ обнаруживать радиальный градиент сопротивления и выделять по этому признаку пласты, в которые происходит проникновение промывочной жидкости (коллекторы), определять удельное электрическое сопротивление частей пластов, незатронутых проникновением, зон проникновения и окаймлящих их зон с одновременной оценкой глубины измененной части пласта. По данным об удельном электрическом сопротивлении (УЭС) пластов также определяют характер насыщения пород и положение флюидальных контактов и протяженности переходных зон.

Благоприятные условия для ВИКИЗ - скважины, заполненные пресной промывочной жидкостью и промывочной жидкостью на нефтяной основе. Исследования не проводят в скважинах, заполненных сильно минерализованной промывочной жидкостью, удельное сопротивление которой менее 0,02 Ом·м. Метод может быть применен также в скважинах, обсаженных диэлектрическими трубами. Диапазон измерения удельных сопротивлений пород от 1 до 200 Ом·м.

Обработка данных ВИКИЗ проводится по интерпретационным зависимостям. Интепретациоными параметрами являются : УЭС пластов ограниченной толщины с учетом скин-эффекта, диаметра скважины, УЭС промывочной жидкости и вмещающих пород при отсутствии проникновения, диаметр и УЭС зоны проникновения в пластах неограниченной толщины. Электрические неоднородности прискважинной зоны учитывают итерационным подбором интерпретационных моделей.

В аппаратуре ВИКИЗ используется набор из пяти трехкатушечных зондов. Конструктивно зондовое устройство выполнено на едином стержне и все катушки размещены соосно. Геометрические характеристики зондов представлены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 Геометрические характеристики зондов

Схема зонда	Длина, м	База, м	Точка записи,м
И6 0,40 И5 1,60 Г5	2,00	0,40	3,28
И5 0,28 И4 1,13 Г4	1,41	0,28	2,88
И4 0,20 И3 0,80 Г3	1,00	0,20	2,60
И3 0,140 И2 0,57 Г2	0,71	0,14	2,40
И2 0,10 И1 0,40 Г1	0,50	0,10	2,26
ПС			3,72

На рис.7.9 показана схема размещения катушек на зондовом устройстве. Здесь приняты следующие обозначения : Г₁, Г₂, Г₃, Г₄, Г₅ – генераторные катушки; И₁, И₂, И₃, И₄, И₅ – измерительные катушки.

Все генераторные и измерительные катушки зондов меньшей длины размещены между кушками двухметрового зонда.

Рисунок 7.9 – Пятизондовая система

Анализ диаграмм ВИКИЗ, бокового каротажа (БК-3) и потенциал-зонда показывает их высокую корреляцию при расчленении разреза. Отличительной чертой зонда ВИКИЗ является хорошее вертикальное разрешение в интервалах относительно низкого удельного сопротивления. Следует отметить более высокое разрешение электромагнитных зондов по сравнению с потенциал-зондом при выделении пластов с малыми и средними значениями УЭС. Границы пластов, выделенных по диаграммам ВИКИЗ, находятся в полном соответствии с данными БК.

Для зонда ВИКИЗ характерна более высокая детальность расчленения разреза. Значения их кажущихся удельных сопротивлений различаются, но для зонда ВИКИЗ значения ρ_к ближе к истинным УЭС пластов. Этот факт подтверждается результатами инверсии. Литологическое расчленение терригенных разрезов на качественном уровне становится более достоверным, если диаграммы ВИКИЗ и ПС дополнены данными радиоактивных методов – ННКТ и ГК. Методика комплексного использования этих методов общеизвестна. При дальнейшем обсуждении результатов интерпретации диаграмм ВИКИЗ и ПС будут привлекаться данные радиоактивных методов.

В толще глин выделяются уплотненные непроницаемые пропластки, вероятно, песчаников, которые характеризуются высокими значениями удельного со­противления, низким содержанием водорода (по данным ННК-Т) и низким значением ес­тественной радиоактивности (по ГК), а также отрицательной аномалией ПС. Такие пропластки можно увидеть на диаграммах (рисунках 7.10). Учитывая низкое водородосодержание в этих пропластках по данным ННК-Т, можно констатировать, что песчанистые ин­тервалы зацементированы.

Аналогично выделяются уплотненные пласты в интервале продуктивных и водо­носных песчаников. Так, продуктивная часть пласта АС_7-8 разделена за­цементированным прослоем (рисунок 7.10 а, пикет 2115 м), который отмечается высоки­ми значениями кажущихся сопротивлений, чрезвычайно низким значением пористости по ННКТ, низким уровнем седиментационной пелитности минерального состава по ГК и ПС.

Рисунок 7.10- Сравнение электрических и электромагнитных методов каротажа:

а – 1 – ВИКИЗ (0,5 м), верхняя шкала, 2 – боковой микрозонд, 3 – потенциал-зонд (АМ=0,5 м), нижняя шкала; б – 1 – ВИКИЗ (0,7 м), верхняя шкала, 2 – боковой зонд, 3 – потенциал-зонд (АМ=0,5 м), нижняя шкала; в – 1 – ВИКИЗ (2,0 м), верхняя шкала, 2 – индукционный зонд, нижняя шкала; г – 1 – 5 – зонды ВИКИЗ (0,5, 0,7, 1,0, 1,4, 2,0 м соответственно); 6 – ПС.

Аналогичный пласт находится в водонасыщенном песчанике (рисунок 2.7 в, пикет 2134 м).

Достоверность литологического расчленения по диаграммам ВИКИЗ подтверждается высокой степенью корреляции между данными различных методов.

Визуальная качественная интерпретация данных ВИКИЗ

Некоторые вопросы качественной интерпретации могут решаться на основе визуального анализа диаграмм ВИКИЗ, ПС и других методов. По его результа­там можно выделять коллекторы с оценкой их вертикальной неоднородности. При бла­гоприятных условиях возможна качественная оценка характера флюидонасыщения. При этом данные о граничных значениях удельного сопротивления продуктивных плас­тов в конкретной залежи сужают неопределенность качественного заключения.

Наиболее часто пласты-коллекторы в терригенном разрезе выделяются по ради­альному градиенту удельного сопротивления. Это характерно при наличии зоны про­никновения фильтрата бурового раствора, отличающейся по удельному сопротивлению от незатронутой части пласта. Изменения кажущихся сопротивлений от зонда к зонду могут быть прямым показателем проницаемости мощного пласта.

Эффективность качественной интерпретации и достоверность заключения осно­ваны на:

- слабой зависимости измерений от параметров скважины и примыкающей к ней области;

- высокой разрешающей способности как в радиальном направлении, так и вдоль скважины;

- хорошей точности измерений и их стабильности.

Оценка значений удельного сопротивления пластов-коллекторов и зон проник­новения выполняется в программе МФС ВИКИЗ. Вместе с тем, практические диаграм­мы могут дать достаточно полную информацию и без количественной обработки. Так, при относительно неглубоком

проникновении фильтрата достаточно просто устанавли­вается соответствие кажущихся УЭС истинным значениям. Анализ данных по комплек­су методов повышает достоверность выводов о разрезе.Как уже отмечалось, некоторые вопросы геологической интерпретации данных могут решаться на основе визуального анализа диаграмм ВИКИЗ и ПС. В комплексе с радиоактивными методами достоверность выводов возрастает. По результатам зонди­рования можно с высокой достоверностью выделять коллекторы, располагая мини­мальной априорной информацией о технологии вскрытия разреза. Так, признаки на­личия окаймляющей зоны отражаются инверсией (появлением экстремума) кривых зондирования, а безошибочность ее диагностики опирается на оценки пространствен­ной разрешающей способности.

Обычно все пять измерений располагаются на одном поле каротажных диаг­рамм. Связь разности фаз с удельным сопротивлением является нелинейной.

Совмещенные диаграммы ВИКИЗ дают наглядное представление о возможности выделения коллекторов по радиальному изменению удельных сопротивле­ний. При этом диаграмма ПС является источником важной дополнительной информации для качественной интерпретации разреза. Существенные изменения значений p_к с после­довательным уменьшением от короткого зонда к длинному являются характерным при­знаком водонасыщенных коллекторов (соленость пластовых вод превышает соленость фильтрата). Водоносный пласт выделяется значи­тельным расхождением кажущихся сопротивлений зондов — от 15 до 30 Ом-м. При этом УЭС глинистых неоднородных отложений в его подошве изменяются от 2,2 до 4,4 Ом-м.

Нефтеносные пласты-коллекторы (средняя часть диаграмм) отмечаются мень­шим расхождением кривых и повышенными значениями _к. В кровельной части верх­него нефтяного пласта (1968-1973 м) выделена окаймляющая зона, положение которой по глубине определяется инверсией кривых зондирований. Ниже точки, где появляется инверсия (1970,8 м), экстремальное значение _к = 4,8 Омм, что свидетельствует об уве­личении количества воды в коллекторе. Этот пласт с большим содержанием воды харак­теризуется вертикальной литологической неоднородностью по данным малого зонда и кривой ПС.

В таблице 7.3 приведены кажущиеся удельные сопротивления в пластах-коллекто­рах по данным зондирования для рассмотренных на рисунке 2.6 диаграмм. УЭС бурового раствора – 2 Омм, радиус скважины – 0,108 м.

Кажущиеся удельные сопротивления в пластах-коллекторах по данным зондирования. Таблица 7.3

Тип флюида	Длина зонда
	0,5 м	0,7 м	1,0 м	1,4 м	2,0 м
Вода	25	16	7,5	5,0	3,2
Нефть	20	12	8,0	7,8	11
Нефть	16	11	7,7	6,7	6,4

Ниже даны результаты количественной интерпретации по данным ВИКИЗ.

Водоносный пласт: УЭС пласта и зоны проникновения – 3,1 и 29,0 Омм соответственно; зона про­никновения – 0,56 м, т.е. около четырех радиусов скважины.

Нефтеносный пласт АС₈: УЭС пласта, окаймляющей зоны и зоны проникновения – 15,0, 1,9 и 24,0 Омм соот­ветственно; зона проникновения – 0,48 м.

Нефтеносный пласт АС₈: УЭС пла­ста и зоны проникновения – 6,3 и 22,0 Омм соответственно; зона проникно­вения – 0,54 м.

Наличие радиального градиента удельного сопротивления на диаграммах ВИКИЗ является одним из главных признаков пласта-коллектора. Он наиболее устой­чив для проницаемых пластов, содержащих только пластовую воду, а также подвижные углеводороды и пластовую воду, более соленую, чем фильтрат бурового раствора. Фор­мирование радиального градиента зависит от многих причин, в том числе и от времени. В разные сроки проведения каротажа можно получить разные радиальные градиенты УЭС. Иногда эти замеры производятся тогда, когда уже радиальная неоднородность практически отсутствует. Поэтому однократные измерения электрических свойств в зо­нах проникновения продуктивных пластов могут не отражать всего многообразия взаи­модействий фильтрата с пластовыми флюидами.

Визуальный анализ всех кривых ВИКИЗ, полученных в оптимальные сроки пос­ле вскрытия разреза, позволяет также уверенно выделять породы-коллекторы, насы­щенные соленой пластовой водой (при слабосоленом фильтрате бурового раствора).

При этом расхождение в показаниях зондов зависит от глубины проникновения филь­трата и полноты вытеснения пластовой воды из порового пространства. На рисунке 7.11а приведены диаграммы ВИКИЗ, ПС, ГК и НКТ. Каротаж выполнен в вертикальной части ствола, вскрывшей меловые песчаники и алевролитово-глинистые породы. Продуктивные песчаники пластов АС₄-₈ выделяются среди других коллекторов повышенными значениями удельных сопротивлений, что легко распознается при сопо­ставлении в соответствующих интервалах кажущихся сопротивлений с диаграммами ПС.

Рисунок 7.11а - Диаграммы ВИКИЗ, ПС, ГК, НКТ в меловых отложениях с продуктивными пластами АС4-8. а — скв. № 48, б— 49, в — 98

Толщи алымских глин, перекрывающих продуктивные песчаники, выделяются на диаграммах ВИКИЗ по признакам понижающего проникновения и значениям истин­ного сопротивления, меньшим 4 Ом-м. Если газонасыщенные пласты АС₄ и АС₅-₆ отме­чаются по ВИКИЗ понижающим проникновением, то в нефтесодержащих пластах АС₇-₈ наблюдается более сложная картина проникновения. Подошвенная часть пластов АС₇-₈ содержит пластовую воду. Это однозначно определяется по большим градиентам кривой зондирования и малым величинам кажущихся сопротивлений для длинных зондов. Так в скважине 48 ( рисунке 2.7а) интервал 2142-2148м отмечается значительным изменением кажущегося сопротивления с понижающей зо­ной проникновения. Все интервалы песчаников выделяются максимальными отрица­тельными аномалиями ПС. При этом удельное сопротивление пласта по показаниям длинного зонда менее 2,5 Ом-м. Интервалы коллекторов АС₅-₆ (2118 - 2132м) и АС₇-₈ (2140 - 2166м) хорошо выделяются практически равными отрицательными аномалиями ПС.

Лекция 11

Микрозондирование. При геофизических исследованиях в нефтяных и газовых сква­жинах важную роль играют измерения, выполняемые с помощью микроустановок ЭК. Микроустановки применяются для изуче­ния электрического сопротивления пород в промытой зоне — ближайшей к скважине части ЗП проницаемого пласта, а также для определения удельного сопротивления ПЖ. Наи­большее значение имеют микрозонды, которые подразделяются на обычные — градиент- и потенциал-зонды малых размеров, и с фокусировкой тока. В последних применяют зонды бокового микрокарртажа.

Каротаж обычными микрозондами называют м и к р о- к ар о т а ж е м (МК), а каротаж микрозондами с фокусировкой тока — боковым микрокаротажем (БМК). При изучении разрезов скважин с помощью микрозондов измеряется кажущееся сопротивление в очень малом объеме пород вблизи стенки скважины. Исследование проводится двумя зондами А 0,025 М 0,025 N и А 0,05 М, именуемыми соответственно градиент- и потенциал-микро­зонд. Поскольку их размеры очень малы, границы пластов по диаграм­мам р находят по крутым подъемам кривых с большой точностью.(рис.8.1.)

Показания микрозондов в значительной степени зависят от условий прилегания их электродов к стенке скважины. В связи с тем, что эти условия различны против пластов, имеющих разный литологический состав, по диаграммам микрозондов расчленяют разрез и выделяют некоторые группы пород.

В плотных, а также в трещиноватых породах высокого сопротивле­ния показания микрозондов зависят от условий прилегания башмака к неровной стенке скважины. Поскольку башмак микрозонда отделен от плотной породы очень неравномерным по толщине слоем глинисто­го раствора, то регистрируются резко дифференцированные кривые при достаточно высоких показаниях на диаграммах обоих зондов. Анало­гично отмечаются пористые, но слабопроницаемые и не разрушающиеся разности (глинистые песчаники, глинистые алевролиты). Они отличают­ся от плотных пород только несколько меньшими значениями ρ.

Фильтрующие пласты, на поверхности которых образуется глинистая корка, отмечаются несовпадающими средними показаниями обоих микрозондов (р_кГМЗ < р_кпмз). Показания Р_кГМЗ градиент-микро­зонда,

Рисунок 8.1 Расчление разреза по ди аграммам микрозондов

имеющего меньшую глубину исследования, определяются удель­ным сопротивлением глинистой корки р_гк, с которой соприкасается башмак микрозондаение.

Значение р обычно несколько больше или близко к р и кажущееся сопротивление градиент-микрозонда бывает несколько выше, чем р_к каверне Показания р_к пмз потенциал-микро­зонда, обладающего относительно большей глубиной исследования, за­висят от сопротивления промытой части пласта-коллектора р. В связи с этим р_к пмз в обычных условиях больше, чем р_{к ГМЗ}. Это соотношение может нарушиться, если глинистая корка имеет боль­шую толщину или отсутствует. Тогда показания обоих микрозондов практически совпадают.

На глубине 2257-2272м четко видно расхождение показаний градиент- и потенциал- микро­зондов. Среднее значение для А 0,025 М 0,025 N составляет 9 Ом м; а для А 0,05 М – 12 Ом м. В связи с этим можно четко выделить пласт песчаника с прослойкой глинистого алевролита. (рис8.1)

"Рисунок 8.1. Схема распространения токовых линий микрозондов в промытой зоне.

а — обычный микрозонд; б — двух-электродный зонд Б К; в — трех-электродный микрозонд каротажа ближней зоны. / — вид микрозонда спереди (внешняя сторона); //—вид микрозонда сбоку; / — электроды; 2 — изоляционный башмак; 3 — глинистая корка; 4 —порода

Обработка результатов измерений микрозондами

При помощи МК определяется удельное сопротивление части пласта, непосредственно прилегающей к скважине, в проницае­мых пластах с проникновением фильтрата ПЖ оно является удельным сопротивлением промытой зоны р_пз.

Изучение поля макроустановок расчетным путем — чрезвы­чайно трудная задача. Кроме неоднородности среды, окружаю­щей зонд, необходимо учитывать положение зонда на стенке скважины, нарушающее симметрию среды относительно оси скважины. Поэтому соотношение между показаниями микрозонда и р_пз уста­навливается путем физического моделирования на электролитиче­ской модели скважины и пластов.

На показания обычных микрозондов промежуточный слой ока­зывает большое влияние. Определить значение р_пз с удовлетвори­тельной точностью по данным обычного МК нельзя. Его исполь­зуют для получения качественных данных о разрезе скважины: для выделения проницаемых интервалов в песчано-глинистых и карбонатных разрезах; отбивки границ пластов и определения их мощности.

Возможность выделения по диаграммам МК проницаемых пла­стов и прослоев связана с образованием на проницаемых интерва­лах глинистой корки, удельное сопротивление которой значи­тельно меньше р_пз. Из-за различного радиуса исследования по­казания градиент-микрозонда оказываются заниженными больше, чем показания потенциал-микрозонда — на диаграммах МК на­блюдается положительное приращение против проницаемых пла­стов. Однако наличие положительного приращения служит на­дежным признаком коллектора не во всех случаях. Наиболее до­стоверно оно при исследовании песчаных коллекторов с грануляр­ной пористостью. На трещиноватых карбонатных породах глини­стая корка может и не образоваться, или ее толщина слишком мала для выделения микрокаротажем.

Для обнаружения участков разреза с положительными при­ращениями кривые КС градиент- и потенциал-микрозондов реги­стрируют в одинаковых масштабах и совмещают на одной дорожке каротажной диаграммы. Пример выделения коллекторов в песчано-глинистом разрезе по данным микрозондов на рис.8.2..

Диаграммы МК позволяют детально расчленять продуктивные песчаники и выделять залегающие среди них тонкие слабопрони­цаемые прослои или пропластки плотных карбонатных пород вы­сокого сопротивления. Это дает возможность оценивать степень однородности пласта и определять его эффективную мощность, что очень важно при подсчете запасов нефти и газа.

На показания обычного МК оказывает влияние минерализа­ция ПЖ- Для успешного решения перечисленных выше задач не­обходимо, чтобы скважина была заполнена пресной ПЖ.

Данные БМК могут быть использованы для точной отбивки границ пластов, выделения плотных прослоев и определения эф­фективной мощности продуктивных коллекторов в скважинах с ПЖ любой

Рисунок 8.2. Выделение проницаемых интервалов в песчано-глинистом разрезе по данным микрокаротажа.

/ — песчаник водонасыщенный; 2 — песчаник нефтегазонасыщенный; 3 — глинистая порода 4 — известняк С ростом h_сл показания БМК уменьшаются тем больше, чем больше отноше­ние ρ_пз/ρ_сл

минерализации. Основным достоинством БМК яв­ляется возможность в ряде случаев определять величину р_пз. При толщине промежуточного слоя Н_сл не более 10 мм значение р_к, полученное по данным БМК, мало отличается от р_пз.

Для перехода от р_к, замеренного двухэлектродным зондом БМК, к р_пз применяют палетки, полученные путем электро­литического моделирования (рис.8.11).

Лекция 12

Микробоковой каротаж

При БМК применяют микрозонды с фокусировкой тока основного токового электрода с помощью дополнительных (экранных) токовых электродов, бла­годаря чему влияние промежуточного слоя на показания микро­зонда уменьшается. Практическое применение получил двух-электродный боковой микрокаротажный зонд (рис. 8.1, б). Этот зонд состоит из основного ао и окружающего его экранного А_э элек­тродов. Электроды aq и А_э занимают всю внешнюю поверхность башмака, кроме изоляционного промежутка шириной 5 мм, который отделяет их друг от друга. При измерении через электроды пропускаются токи I₀ и I_э одинаковой полярности и потенциал обоих электродов сохраняется постоянным. Это достигается авто­матическим регулированием силы тока I_э при постоянном токе I₀. Сопротивление р_к определяется по формуле

где U — потенциал электрода А_э (и Л₀), измеряемый относительно корпуса микрозонда; I₀ — сила тока через основной электрод A₀; K — коэффициент микрозонда, определяемый экспериментальным путем и примерно равный 0,015 м.

Из сказанного следует, что двухэлектродный зонд БМК яв­ляется аналогом зонда трехэлектродного БК- Благодаря фоку­сировке тока основного электрода, показания БМК значительно меньше искажены влиянием промежуточного слоя, чем показа­ния МК, и поэтому зависят главным образом от удельного сопротивления части пласта, примыкающей к скважине

. В практике геофизических исследований в скважинах наибольшее распро­странение получила, аппаратура типа МБК, которая обеспечивает одновременное измерение кривой КС двухэлектродным зондом БМК и кривой микрокаверномера.

Каротаж ближней зоны. При каротаже ближней зоны применяют трехэлектродный микрозонд (рис.8.1, в).

Микрозонд каротажа ближней зоны имеет основной токовый электрод ао, расположенный в середине башмака, и охватываю­щий его экранный электрод Л_э. В отличие от двухэлектродного зонда БМК в промежутке между ними располагается измеритель­ный электрод М в виде тонкой рамки. При постоянном токе I₀ через основной электрод сила тока I_э через экранный электрод регулируется таким образом, чтобы разность потенциалов между электродами A₀ и М была равна нулю. Для такого зонда

(8.1)

"Рисунок 8.1. Схема распространения токовых линий микрозондов в промытой зоне.

а — обычный микрозонд; б — двух-электродный зонд Б К; в — трех-электродный микрозонд каротажа ближней зоны. / — вид микрозонда спереди (внешняя сторона); //—вид микрозонда сбоку; / — электроды; 2 — изоляционный башмак; 3 — глинистая корка; 4 —порода

Так как согласно условию регулировки поля трехэлектродного зонда БМК сохраняется равенство потенциалов электродов М и А₀, потенциал экранного электрода А_э больше потенциала основного электрода А₀. Поэтому в непосредственной близости от зонда то­ковый пучок электрода А₀ сжимается, а затем, на некотором рас­стоянии от зонда, расширяется. Такая фокусировка тока основ­ного электрода трехэлектродного зонда БМК обеспечивает ему заметное увеличение радиуса исследования по сравнению с двух­электродным. Полагают, что глинистая корка толщиной до 20 мм не оказывает влияние на показания такого зонда. Так как тол­щина глинистой корки редко превышает 20 мм, можно считать, что практически всегда величина р_к, замеренная трехэлектрод-ным зондом БМК, зависит главным образом от р_зп. Поэтому из­мерения трехэлектродным зондом БМК называют каротажем ближней зоны, а микроустановку — микрозондом каротажа ближ­ней зоны.

Зарубежными фирмами каротаж ближней зоны широко при­меняется для исследования нефтяных и газовых скважин в ком­плексе с другими методами электрического каротажа

Для интерпретации данных БМК необходимо знать толщину h_сл и удельное сопротивление ρ_сл промежуточного слоя. Поэтому при БМК одновременно с диаграммой ρ_к микрокаверномером за­писывают кривую d_c. Толщина промежуточного слоя против каждого пласта вычисляется по формуле где dн — номинальный диаметр скважины; d_c — фактический диа­метр скважины по показаниям микрокаверномера.

Рисунок 8.3 Палетка бокового микрокаротажа для двухэлектродного фокусированного мик­розонда.

d_c = 0,2 м; Р_с = 0,1 Ом-м. Шифр кривых — h_сл мм

Рисунок 8.4 Пример кривых БМК, БК-3 и кривой микрокаверномера в карбонатном разрезе.

1 — плотная порода; 2 — газонасыщенный пласт

Величину ρ_сл определяют с помощью кривых на рис.8.6, по­лагая, что ρ_сл близко к ρ_с и учитывая температуру пласта. Более точно ρ_сл можно определить по специальной номограмме.

Данные двухэлектродного зонда БМК можно интерпретировать также совместно с показаниями микрозондов, имеющих другой радиус исследования, например градиент-микрозонда.

Если поправки за влияние промежуточного слоя, вводимые в показания зонда БМК, небольшие и, следовательно, величина р_пз по данным БМК определяется достаточно надежно, в дальнейшем она может быть использована для оценки пористости или остаточ­ной нефтегазонасыщенности пластов.

Наиболее широкое применение БМК находит при исследова­нии разрезов скважин, заполненных минерализованной ПЖ. В этих условиях комплекс методов ЭК ограничен и кривую БМК обычно сопоставляют с кривой БК (рис.8.4). Показания БМК против нефтегазонасыщенных пластов в этом случае меньше по­казаний БК, что связано с наличием зоны понижающего проник­новения. При сопоставлении кривых р_к по данным БК и БМК с целью выделения продуктивных пластов необходимо исключить из рассмотрения участки разреза с увеличением d_c, так как по­казания БМК против них могут быть занижены из-за влияния минерализованной ПЖ.

Как уже указывалось, данные БМК используются в качестве величины р_зп при количественной интерпретации вместе с дан­ными других зондов КС и прежде всего с данными зондов БК.

а б

в

Рисунок 8.5 Метод БК и БМК(а,б,в) В Терегенном разрезе( в)-с кавернограмой

Показания БМК против нефтегазонасыщенных пластов в этом случае меньше по­казаний БК, что связано с наличием зоны понижающего проник­новения

Наиболее широкое применение БМК находит при исследова­нии разрезов скважин, заполненных минерализованной ПЖ. В этих условиях комплекс методов ЭК ограничен и кривую БМК обычно сопоставляют с кривой БК

Высокая расчленяющая способность боковых каротажных зон­дов, благоприятная форма кривых КС и отсутствие экранировавания со стороны соседних пластов высокого сопротивления явля­ются преимуществом боковых каротажных зондов по сравнению со всеми другими зондами электрического каротажа.

Диаграммы МК позволяют детально расчленять продуктивные песчаники и выделять залегающие среди них тонкие слабопрони­цаемые прослои или пропластки плотных карбонатных пород вы­сокого сопротивления. Это дает возможность оценивать степень однородности пласта и определять его эффективную мощность, что очень важно при подсчете запасов нефти и газа.

На показания обычного МК оказывает влияние минерализа­ция ПЖ- Для успешного решения перечисленных выше задач не­обходимо, чтобы скважина была заполнена пресной ПЖ.

Совместное применение БК-3 и ИК приобретает большое прак­тическое значение в разрезах с частым чередованием тонких пла­стов, где применение градиент-зондов из комплекта БКЗ или до­полнительно к зонду ИК затруднено из-за экранирующего влияния соседних пластов на их показания.

Лекция 13

Метод потенциалов собственной поляризации. Природа электрических полей в скважине. Петрофизические и теоретические основы интерпретации диаграмм ПС. Область применения метода. Расчленение разреза.

При бурении скважины нарушается естественное залегание пород вследствие разрушения их режущим инструментом и воз­действия промывочной жидкости, в качестве которой используют воду, глинистые и глинисто-известковые растворы (иногда с до­бавлением нефти и различных эмульсий). При исследовании скважины методом ПС скважина должна быть заполнена промывочной жидкостью, через которую обеспечивается контакт измерительных установок с горными породами.

Промывочная жидкость оказывает существенное влияние на результаты исследований. При повышенной минерализации жидкости ухуд­шается качество геофизических материалов, а иногда и исключа­ется проведение электрокаротажа.

Обычно при бурении скважин гидростатическое давление промы­вочной жидкости превышает пластовое давление. Вследствие этого в проницаемые пласты проникают промывочная жидкость и ее отфильт­рованная часть (фильтрат), образующие зону проникновения. При этом на стенках сква­жины образуется глинистая корка. Часть зоны проникновения глубиной 10—12 см непосредственно примыкающая к стенкам скважины, называется промытой зоной; в ней промывочная жидкость и ее фильтрат составляют 80—90 % общего содержания флюида (пластовая вода, нефть, конденсат, газ) в пласте. Чаще всего за промытой зоной сле­дует зона проникновения, в кото­рой фильтрат составляет до 50% общего содержания флюида. Ино­гда диаметр зоны проникновения может достигать нескольких диамет­ров скважины и более, особенно в трещинных коллекторах (поро­ды, содержащие нефть, газ, конден­сат, воду и отдающие эти полезные ископаемые при существующем спо­собе разработки). Фильтрат, оттес­няя в глубь пласта имеющийся флюид, изменяет его физические свойства. Все же в прискважинной части пласта в тонких порах и ту­пиках остается от 15 до 30 % нефти и газа (остаточные), которые обнаруживаются геофизическими методами.

Наличие зоны проникновения и глинистой корки — один из признаков, по которому в разрезах скважин методами ГИС (в частности ПС) обна­руживают пласты-коллекторы В некоторых случаях в зоне проникновения происходит раз­бухание глинистых частиц, что приводит к ухудшению проницае­мости пласта, или растворение хемогенных пород.

Физические основы метода самопроизвольной поляризации (ПС)

В скважине, заполненной глинистым раствором или водой, и вокруг нее самопроизвольно возникают электрические поля, на­званные самопроизвольной или собственной поляризацией (естественные потенциалы).

Происхождение естественных потенциалов в скважине обуслов­лено главным образом диффузионно-адсорбционными, фильтра­ционными и окислительно-восстановительными процессами, воз­никающими на границах пластов, различающихся по своим литологическим свойствам (в основном глинистости пород), и на кон­такте промывочной жидкости в скважине и пластов, поры которых заполнены водой той или иной минерализации.

Диффузионно - адсорбционные потенциа л ы. Если допустить, что электрическое поле в скважине имеет диффузионно-адсорбционное происхождение, то для случая, когда минерализация воды песчаного пласта С_в больше минерали­зации глинистого раствора С_с или (если выразить минерализацию растворов через их. сопротивления) р_в<ρ_с справедливо схемати­ческое распределение электрического поля (зарядов) в скважине, представленное на (Рис.9.1).

Электродвижущие силы на границе песчаного и глинистого пластов возникают даже при одинаковой минерализации содержа­щихся в них вод вследствие различия адсорбционных свойств кон­тактирующих сред (глинистый пласт можно рассматривать как мембрану между пластовой водой и промывочной жидкостью).

На (Рис.9.1) схематически показано направление токовых линий, возникающих под влиянием диффузионно-адсорбционных потенциалов. Эти линии замыкаются на пересечении стенок скважины с границей пласта, где плотность тока наибольшая.

Рисунок 9.1. Образование Диффузионно – адсорбционного потенциала на контакте песчаного I и глинистого II пластов (б) и его эквивалентная электрическая схема в тождественных условиях (а).

1. направление диффузионных солей;

2. токовые линии;

3. график статических потенциалов ПС;

4. график фактических потенциалов ПС (р_в<ρ_с);

Известно, что уменьшение потенциала происходит в направлении движения тока и в местах максимальной его плотности наблюдается наибольшее изменение потенциала. В данном случае диффузионно-адсорбцион­ный потенциал Е_да = К_да lg (р_c/ρ_в), а диффузионный Е_д = К_д lg (р_c/ρ_в).

Следовательно, суммарные потенциалы в скважине

Е_пс = Е_д – Е_да = (К_д – К_да) lg (р_c/ρ_в) = - К_пс lg (р_c/ρ_в) (9.1)

где К_пс = К_да - К_д - коэффициент статической аномалии ПС или общий коэффициент диффузионно-адсорбционный ЭДС ПС. Знак минус перед величиной диффузионно-адсорбционного потенциала Е_да связан с тем, что в контуре токовой линии ПС он включен в об­ратном направлении по отношению к диффузионному потенциалу Е_д непосредственного контакта.

В пластах, пересеченных скважиной, в контакт с пластовой водой вступает не глинистый раствор, а его фильтрат. Определение его сопротивления р_ф по р_с производится с помощью номограммы, построенной по экспериментальным данным (Рис.9.2).

Если допустить, что в контуре ток отсутствует, то вдоль каждой из сред должно наблюдаться постоянство потенциала. Величина Е_пс, отражающая амплитуду изменения потенциала естественного поля, является в этом случае статической амплитудой диффузионно-адсорбционного потенциала для чистого песчаного пласта (Рис.9.1, кривая 3).

Изменение потенциала естественного поля по стволу скважины на границах пластов происходит не скачками, а плавно. Разность потенциалов определяется произведением силы тока на сопротив­ление участка цепи, поэтому потенциалы, полученные против пес­чаного пласта и на границе его с глиной, будут различны (Рис.9.1, кривая 4).

Согласно формуле (9.1) аномалия естественных потенциалов ПС против песчаного пласта имеет отрицательный знак, если гли­нистый раствор менее минерализован, чем пластовая вода (р_ф>р_в) [прямые ПС], и положительный знак, если глинистый раствор бо­лее минерализован, чем пластовая вода (р_ф<р_в) [обратные ПС].

Рисунок 9.2. Палетка для определения удельных сопротивления фильтрата глинистого раствора ρ_ф и глинистой корки ρ_гк по удельному сопротивлению глинистого раствора ρ_с (в Омм).

На (Рис.9.1) дана эквивалентная схема электрического поля ПС в скважине. Согласно этой схеме пласт песчаника, залегающий среди глин и пересеченный скважиной, рассматривается как элек­трохимическая ячейка. Линейные сопротивления R_BM, R_П и R_С соответственно эквивалентны сопротивлениям вмещающих пород (глин) пласта (песчаника) и столба промывочной жидкости в сква­жине.

Электродвижущая сила естественного потенциала в скважине

Е_пс = I (R_BM + R_П + R_С) (9.2)

На участке скважины с сопротивлением R_C разность потенциа­лов ΔU=IR_C соответствует полному изменению потенциала в скважине и является фактической амплитудой аномалии ΔU_пс в пласте:

ΔU_пс = Е_пс– I (R_n + R_ВМ) (9.3)

Как видно из формул (9.2) и (9.3), фактическая амплитуда аномалии ΔU_пс отличается от статической на величину I / (R_n + R_ВМ).

Для пластов большой мощности наибольшее сопротивление токовым линиям оказывает промывочная жидкость в скважине, где происходит почти полное падение потенциала и значением I (R_n + R_BM) можно пренебречь. В этом случае ΔU_пс ≈ E_пс.

Если мощность пласта мала, его сопротивление становится со­измеримым с величиной сопротивления столба жидкости в сква­жине и амплитуда отклонения кривых ΔU_пс = IR_C существенно отличается от статической амплитуды Е_пс. Это различие сказы­вается в наибольшей мере, когда пласт имеет малую мощность, а сопротивление пласта и вмещающей среды превышает сопротив­ление промывочной жидкости, заполняющей скважину. Для учета отклонения ΔU_пс от Е_псс в различных случаях выполнены различ­ные теоретические и экспериментальные исследования. Уравне­ние (9.1) получено для чистого неглинистого пласта, залегаю­щего в глинистой среде.

Наибольшее значение фактической амплитуды ΔU_пс, прибли­жающееся к Е_пс, наблюдается против мощного чистого (неглини­стого) пласта. При наличии в пласте глинистого материала коэф­фициент диффузионного потенциала принято обозначать через К´_да (К´_да > К_д). В результате [величины К_пс = К´_да - К_да и фактической амплитуды ΔU_пс уменьшаются по сравнению с их значе­ниями для чистого пласта. Если К_да= К´_ла, аномалии естествен­ного потенциала ΔU_пс не возникают даже при наличии разницы в минерализации пластовой воды и фильтрата промывочной жидко­сти.

На основании выражений (9.1) можно записать:

Е_пс ≈ (К´_да – К_да) lg (р_ф/ρ_в) = (А´_да - А_да) lg (р_c/ρ_в) (9.4)

где К_да, К´_да и А´_да, А_да — коэффициенты соответственно диффу­зионно-адсорбционного потенциала и активности вмещающей среды и пласта.

Наиболее частые величины коэффициента диффузионно-адсорб­ционного потенциала К´_да некоторых горных пород при Т = 18 °С:

Пески, песчаники (неглинистые)..…………………от -5 до 10

Песчаники сцементированные, глинистые………...от 5 до 20

Алевриты, сильноглинистые песчаники..………от 10 до 35 Глины, аргиллиты….………………………………..от 35 до 50

На основании лабораторных измерений и анализа кривых ПС установлено, что фактические величины К_пс для неглинистых пес­чаных пластов несколько меньше расчетных. В скважинах могут возникнуть и электродвижущиеся силы фильтрационного проис­хождения, связанные с фильтрацией промывочной жидкости в пласт или пластовых вод в скважину; окислительно-восстановительные потенциалы, обусловленные окислительно-восстановитель­ными реакциями, протекающими в горных породах. Эти потен­циалы имеют, как правило, ограниченное распространение в раз­резах нефтяных скважин и учитываются при количественных рас­четах только в особых случаях.

Фильтрационные потенциалы ПС. При филь­трации промывочной жидкости через глинистую корку возникает электродвижущая сила, которая за­висит от ряда параметров, из кото­рых основными являются: перепад давления по обе стороны глинистой корки и сопротивление продавли­ваемой жидкости. Глина также об­ладает некоторой проницаемостью, что вызывает возникновение ЭДС фильтрации и в них. В результате эффективная фильтрация ЭДС Е_{ф. эф} представляет собой разность между электродвижущими силами, возника­ющими против глинистой корки про­ницаемых пластов Е_ф. _п и контакти­рующих глин Е_{ф. гл}:

Е_{ф. эф} = Е_ф. _п - Е_ф. _гл (9.5)

Экспериментальными работами установлено, что в пластах, сло­женных песками, песчаниками и дру­гими проницаемыми породами, Е_ф. _п составляет десятые доли милливольта при Δр = 0,1 МПа и удельном со­противлении фильтрующего глини­стого раствора р_ф = 1 Омм. Обычно удельное сопротивление глинистого раствора менее 1 Омм, к тому же оно в значительной степени компенсируется потенциалами фильтрации, возникающими в глинах. В связи с этим в практической работе из-за их малости потенциалы фильтрации чаще всего не учитываются.

Заметное влияние на суммарное значение ПС ЭДС фильтрации Е_ф. _эф могут оказывать лишь при слабоминерализованной промы­вочной жидкости, когда р_ф превышает 1 Омм при значительном перепаде давления. При этом против проницаемых пластов в боль­шинстве случаев наблюдается увеличение отклонения отрицатель­ной аномалии на кривой ПС. Значение Е_ф. _эф не зависит от диаметра пор и их длины и, следовательно, от проницаемости породы.

На (Рис.9.3) показана кривая ПС, записанная при различных уровнях промывочной жидкости для выявления наличия фильтра­ционных потенциалов в скважине. Скважина заполнена пресной жидкостью с удельным сопротивлением р_с = 4,3 Омм при 20 °С; сопротивление пластовой воды при той же температуре р_в = 0,25 Омм.

Как видно, снижение уровня промывочной жидко­сти на 50 м вызвало уменьшение амплитуды аномалии ПС, что обус­ловлено наличием против этих пластов фильтрационных потен­циалов.

Окислительно - восстановительные по­тенциалы. Окислительно-восстановительные ЭДС обуслов­лены различными химическими и электрохимическими реакциями, протекающими в скважине, они возникают в результате окисли­тельно-восстановительных процессов, происходящих на контакте пород, имеющих электронную проводимость, с электролитами про­мывочной жидкости и пластовых вод. Такими породами являются пирит и другие сульфиды, магнетит, графит, антрацит и различные сильнометаморфизованные угли. Окислительно-восстановительные процессы связаны с потерей электронов (окисление) или приобретением их (восстановление).

В разрезах нефтяных скважин окислительно-восстановительные ЭДС не имеют заметного распространения и для изучения таких разрезов малоперспективны.

Рисунок 9.3. Запись кривых ПС для выявления фильтрационных потенциалов против проницаемых мелкозернистых песчаников.

Уровень промывочной жидкости:

1. – нулевой

2. – 50м.

Методика и техника проведения исследований в скважине

Электрическим каротажём называют исследования электрического поля, самопроизвольно возникающего в скважине и около неё, и удельного сопротивления пересечённой скважиной пород, имеющие целью изучение геологического разреза скважины. Электрический каротаж по существу состоит из 2-х методов: метода самопроизвольно возникающего электрического поля (самопроизвольной поляризации) и метода сопротивления. При электрическом каротаже возникает необходимость иметь контакт электрической цепи с землёй или горной породой. Такой контакт осуществляется при помощи электрода – металлического проводника (стержня, спирали из проволоки, цилиндра), погружённого в заполняющий скважину буровой раствор или введённого во влажную землю. При таком погружении устанавливается некоторая разность потенциалов – электродный потенциал. Это связано с тем, что при погружении электрода в раствор атомы металла переходят в него в виде положительно заряженных ионов (катионов); избыточные электроны атомов, перешедших в раствор, остаются в электроде и сообщают ему отрицательный потенциал. Этот процесс является обратимым; в конечном итоге устанавливается некоторое равновесное состояние. Составляемая при электрическом каротаже измерительная цепь изменяет два электрода. Если бы электроды, а так же растворы, в которые они погружены, обладали совершенно одинаковыми свойствами, то потенциалы электродов были бы также одинаковыми и при включении в цепь навстречу один другому взаимно уравновесились бы. Токовые линии поля ПС идут так, как это показано на рисунке (Рис.9.4); они представляют собой кривые, замыкающиеся около окружности, получаемой вместе пересечения стенки скважины с поверхностью раздела границ пластов.

По распределению токовых линий можно установить изменение потенциала поля ПС, в частности по оси скважины (ход кривой ПС) величина потенциала уменьшается в направлении движении электрического тока, причём в местах с наибольшей густотой токовых линий изменение потенциала будет наибольшим. Измерение ПС производится при помощи схемы (Рис.9.5,а), состоящей из регистрирующего прибора, один выход которого подключён к электроду М каротажного зонда, а другой – к неподвижному электроду N (иногда обозначают N’) на поверхности; записывается изменение разности потенциалов в милливольтах при

Рисунок 9.4. Токовые лини поля ПС. Кривая измерения потенциалов по оси скважины (кривая ПС)

1. песчаный пласт

2. глина

перемещении электрода М по скважине. Результат измерений относят к электроду М, являющемуся точкой записи ПС. Полученная кривая изменения потенциала поля ПС по скважине называется кривой самопроизвольной поляризации или сокращённо кривой ПС.

Прибор, служащий для введения ПС в измерительную цепь разности потенциалов постоянного тока, называют компенсатором поляризации (Рис.9.6). Изменение вводимой им в измерительную цепь разности потенциалов обеспечивается переменным резистором или декадными магазинами R2; предусматривается возможность изменения полярности разности потенциалов, подаваемой компенсатором поляризации в измерительную цепь.

В скважинах, бурящихся для разведки угольных и рудных месторождений, вместо потенциала ПС или в дополнение к нему (при сильных блуждающих токах или при необходимости более чётко отметить границы пластов) регистрируют разность потенциалов электрического поля самопроизвольной поляризации между двумя электродами М и N зонда, находящимися на небольшом расстоянии (0,1-1м) один от другого (Рис. 9.5 б). Измеряемая в данном случае величина является усреднённой на некотором интервале компонентной градиента потенциала электрического поля ПС по оси скважины.

Принцип действия скважинной аппаратуры

Кривую ПС записывают так, чтобы увеличению потенциала ПС по оси скважины (потенциала электрода М) или градиента ПС (при электроде N, расположенном выше электрода М) соответствовало перемещение кривой ПС вправо. Это обеспечивается соответствующей полярностью подключения электродов М и N к выводам канала регистрирующего прибора. Перед началом измерения вводят в цепь ПС компенсатором поляризации такую разность потенциалов, при которой пишущее устройство (перо самописца, блик гальванометра) установилось бы приблизительно на середине дорожки для записи кривой; это даёт возможность записи кривой ПС по обе стороны. Если при записи пишущее устройство подходит близко к одному из краёв ленты, то производят «перенос» кривой. Для этого изменяют установленную компенсатором разность потенциалов так, чтобы пишущее устройство сместилось от края ленты к её середине. В дальнейшем при обработке кривой соединяют обе её части, смещая одну относительно другой на величину переноса. Нужно применять все меры, чтобы амплитуда была записана точно.

Рисунок 9.5. Схема прибора проводящая измерения ПС (а).

Градиента ПС (б).

Методика проведения исследований

Погрешность в записи кривой ПС не должна превышать 5% от максимальной амплитуды отклонения этой кривой. При электрическом каротаже в измерительной цепи наряду с полезными сигналами появляются различные напряжения помех. Так как измеряемые напряжения малы, помехи могут сильно исказить результаты измерения. Следует по возможности устранить помехи или ослабить их влияние с тем, чтобы они не искажали запись и не вносили погрешность в измерения. Поляризация электродов. Обычно потенциал электродов, служащий для записи кривой ПС, постоянен и не меняется в процессе записи кривой ПС. Однако в некоторых случаях наблюдается изменение электродного потенциала одного из электродов (или обоих). Эти изменения чаще всего связаны с изменением состояния поверхности электрода, например вследствие смены состава окислов на поверхности металла или отложения на ней слоя какой-либо соли. Изменение потенциала вызывает постепенное смещение кривой

Рисунок 9.6. Принципиальная схема прибора компенсатора поляризации.

ПС, искажающее кривую ПС и затрудняющее её использование. Во избежание поляризации электроды, служащие для измерения ПС, изготовляют из свинца, так как по сравнению с другими металлами (медь, железо, и т.д.) он даёт наиболее постоянную разность потенциалов на контакте с электролитом. В каротаже применяют неполяризующиеся электроды с хлористым свинцом. Если кривая ПС искажена поляризацией электродов, проводят повторную запись.

Переменная ПС. Наблюдаются случаи переменной ПС – разность потенциалов ПС между электродами М и N становится непостоянной вследствие наложения на потенциал ПС изменяющейся во времени разности потенциалов. Поэтому при неподвижном зонде показания регистрирующего прибора изменяются. Для устранения искажения кривой ПС при переменной ПС следует: 1) если переменная ПС связана с непостоянством потенциала электрода N,добиться стабилизации потенциала электрода N погружением его в скважину или заменой обсадной трубой скважины; 2) если помехи вызваны блуждающими или теллурическими токами, подобрать соответствующее время для измерений, когда эти помехи минимальны; 3) применить стабильный зонд (Рис.9.7).

Стабильный зонд состоит из обычного электрода М для замера ПС и расположенного над ним длинного (50-100м) электрода N, заменяющего электрод на поверхности (Рис.9.7а). Чтобы устранить имеющееся непостоянство потенциала электрода N и связанное с этим отклонение кривой, записанное стабильным зондом, от кривой ПС, рекомендуется проводить измерения двумя стабильными зондами, в одном из которых электрод М расположен под длинным электродом N, а в другом – над ним (рис.9.7 а, б). Кривую ПС монтируют из неискажённых частей кривых, записанных обоими стабильными зондами.

Гальванокоррозия. На контакте металлических частей спущенной в скважину установки с буровым раствором возникают, как и обычно на контакте металла с электролитом, электродные потенциалы. В этом случае под действием разности электродных потенциалов отдельных частей установки возникают токи, называемые токами гальванокоррозии. Потенциалы, создаваемые токами гальванокоррозии, изменяющиеся в зависимости от удельного сопротивления пластов накладываются на потенциал ПС. При этом кривая ПС приобретает сходство с кривой сопротивления.

Искажения кривой ПС под влиянием гальванокоррозии уменьшаются при удалении электрода зонда, которым измеряется ПС, от скважинного прибора.

Намагниченность лебедки. В некоторых случаях стальные детали лебёдки намагничиваются и при вращении барабана индуцируют в намотанном в нём кабеле ЭДС. Эта ЭДС накладывается на кривую ПС, искажая её: на кривой ПС появляются колебания с периодом, соответствующим обороту барабана лебедки (1 – 3м).

При наличии помех от намагниченности лебедки следует сменить ее или размагнитить ее детали. Последнее можно сделать электромагнитом, питаемым переменным током, или пропуская через намотанный на барабан кабель переменный ток.

Помехи при замере ПС в скважинах рудных месторождений. В скважинах, в разрезах которых встречены породы и руды с электронной проводимостью, возможно искажение потенциала ПС или градиента ПС в

результате соприкасания электрода, которым измеряется ПС, с электронопроводящей породой (рудой). Во избежание указанных искажений кривых ПС в скважинах, в которых встречаются природные электронные проводники, электроды, служащие для записи ПС, должны быть утоплены или защищены брезентовым чехлом.

Большую помощь в установлении характера аномалия ПС против электронопроводящих рудных тел и горных пород могут оказать наблюдения за изменением ПС во времени.

Рисунок 9.7. Схема измерений ПС со стабильным зондом.

Кривые потенциалов ПС

Форма и амплитуда отклонения кривой ПС зависят от различ­ных факторов, влияющих на распределение силовых линий тока и падение потенциала в изучаемой среде. К ним относятся мощ­ность пласта, диаметр скважины, сопротивления пласта, вмещаю­щих пород, промывочной жидкости и пластовой воды, проникнове­ние фильтрата глинистого раствора в пласт и др.

Величину ам­плитуды аномалий ПС ΔU_ПС отсчитывают от линии глин, называе­мой условно нулевой ли­нией. Эта линия, которая яв­ляется обычно прямой, проводится против мощных пластов глин. В них амплитуда отклонения кри­вой ПС близка к величине ЭДС Е_пс, в тонких пластах — меньше Е_пс; чем меньше мощность пласта, тем больше различие между этими величинами (Рис.9.8).

Снижение ΔU_ПС против пласта малой мощности относительно статической амплитуды отклоне­ния Е_пс характеризуется коэффи­циентом β = ΔU_ПС/E_ПС, называе­мый поправочным коэффициентом на мощность пласта. На (Рис.9.8) показаны расчетные кривые ПС для пластов различной мощности при одинаковом удельном сопро­тивлении всех сред. Как видно, форма кривой ПС в однородной среде является симметричной. Для пластов мощностью менее че­тырех диаметров скважины наблюдается снижение ΔU_ПС относи­тельно Е_ПС (β < 1).

Границы мощного пласта (h/d_C > 4) отмечаются в точках, со­ответствующих половине амплитуды отклонения кривой ПС; гра­ницы тонких пластов смещены относительно половинной ам­плитуды отклонения кривой ПС к максимальному отклоне­нию, и выделение границ тонких пластов по кривой ПС затруд­нено.

Кривая ПС против пород различной литологии

Песчано-глинистый разрез наиболее благоприятен для изучения его по кривой ПС. Пески, песчаники, алевриты и алевролиты легко отличаются

Рисунок 9.8. Теоретические кривые измерения поправочного коэффициента β.

по кривой ПС от глин. При р_ф>р_в (прямые ПС) песчано-алевритовые пласты отмечаются минимумами потенциала. Изучение фактического материала, полученного в сква­жинах, и лабораторных данных показало, что величина отклонения амплитуды ПС против глинистых песков меньше, чем против чистых (неглинистых песков).

С увеличением в песчаном пласте количества глинистого мате­риала возрастает коэффициент диффузионно-адсорбционного по­тенциала (его диффузионно-адсорбционная активность), а, следо­вательно, уменьшается отклонение кривой ПС против него. Наи­большей адсорбционной активностью (наибольшей дисперсностью) обладают глинистый и лимонитовый цементы породы, значительно меньшей — карбонатный и наименьшей — силикатный. Адсорб­ционная емкость скелетной фракции песчано-глинистой породы (диаметр зерен больше 0,01 мм) во много раз меньше адсорбционной емкости наиболее распространенных разновидностей цемента и не играет существенной роли в формировании величины диффузионно-адсорбционной активности породы.

Против нефтегазоносных чистых песчано-алевритовых пластов аномалия ПС обычно такая же, как и против водоносных. Против нефтегазоносных глинистых пластов амплитуда ПС несколько уменьшается по сравнению с амплитудой ПС такого же водонос­ного пласта. Это может произойти из-за повышения сопротивления коллектора, а также изменения его диффузионно-адсорбционной активности. Последнее наблюдается в глинистых коллекторах, в которых часть объема пор занята нефтью и газом, что ведет к уве­личению относительной глинистости и диффузионно-адсорбцион­ной активности.

В карбонатном разрезе основные причины возникновения ано­малии ПС те же, что и в песчано-глинистом. Отрицательными ано­малиями на кривой ПС отмечаются чаще всего чистые (неглинистые) карбонатные пласты (известняки, доломиты), как крупно- и средне-зернистые, так и мелкозернистые, в том числе малопористые и плот­ные.

Карбонатные пласты (мергели, глинистые известняки, глини­стые доломиты и т. д.), содержащие глинистый материал, сосредо­точенный в порах или в рассеянном виде, по всей толще породы отмечаются малыми отклонениями кривой ПС от линии глин.

Расчленение разреза и выделение границ пластов по кривой ПС в высокоомном разрезе затруднительно. Это существенно огра­ничивает использование кривой ПС, записанной в карбонатном раз­резе, для качественной и количественной интерпретации.

Метаморфические и изверженные горные породы по своей при­роде и строению отличаются от пород осадочного комплекса. В них не возникает двойного электрического слоя по аналогии с породами, содержащими тонкодисперсный материал в виде слоев и включений. Метаморфические и изверженные отложения, обычно достаточно плотные, не отмечаются на кривой ПС четкими аномалиями, и она не может быть использована для оценки их литологии.

Использование кривой ПС

Метод самопроиз­вольной поляризации ПС является одним из важнейших в комплексе промыслово-геофизических исследований скважин. Он широко применяется для установления границ пластов и их корреляции, расчленения разреза на глинистые и неглинистые пласты, способст­вуя этим выделению коллекторов. В ряде случаев данные кривой ПС используются при оценке сопротивлений (минерализации) пла­стовых вод, глинистости, пористости, нефтенасыщенности пород.

Литологическое расчленения разреза и определение границ пластов по кривой ПС

Положительные аномалии ПС обычно соответствуют глинистым породам, сульфидным, полиметалличе­ским, магнетитовым рудам, антрацитам, графиту, а отрицатель­ные — пескам, песчаникам, известнякам, доломитам, ангидритам, каменным углям, железным рудам, каменной и калийной соли. Аномалии против нефтеносных пород составляют 0,7 аномалии против тех же пластов, поры которых полностью насы­щены водой. Однако в связи с влиянием глинистости и других факторов это разли­чие в условиях скважины установить трудно, поэтому на кривой ПС нефтеносные и водоносные породы прак­тически не различаются.

Интерпретация кривой ПС затрудняется в связи с разной минерализацией промывочной жидкости и пластовых вод, что может обусловить, как указыва­лось выше, появление про­тив одних и тех же пород аномалий противоположных знаков.

При одинаковой электрохимической активности вмещающих пород аномалии ПС симметричны относительно середины пласта. При h >3d_c (h — мощность пласта) границам пласта соответству­ют точки на половине максимального отклонения кривой (Рис.9.9,б,в). Границам пласта на кривой ГПС соответствуют экстре­мальные значения градиента потенциала (Рис. 9.9, б, в).

Рисунок 9.9. Кривые ПС и ГПС при С_П > C_Ж (б) и при С_П < C_Ж (в)

Литологическую характеристику пластов в терригенном разрезе

можно установить, исходя из следующих соображений.

1. При постоянстве минерализации и химического состава пластовых

вод . Если раствор в скважине однороден, то, и амплитуда аномалии СП против пласта будет зависеть только от адсорбционной способности и распределения глинистого материала в объеме пород. Литологическая характеристика пласта может быть определена в результате комплексной интерпретаций диаграмм СП и КС по характерным признакам (табл.9.1 )

Литологическую характеристику пластов в терригенном разрезе можно установить, исходя из следующих соображений.

1. При постоянстве минерализации и химического состава пластовых

вод . Если раствор в скважине однороден, то, и амплитуда аномалии СП против пласта будет зависеть только от адсорбционной способности и распределения глинистого материала в объеме пород. Литологическая характеристика пласта может быть определена в результате комплексной интерпретаций диаграмм СП и КС по характерным признакам (табл.9.1).

Пользуясь таким простейшим определителем, следует помнить, что

в нем даны характеристики только наиболее ясно выраженных типов пород. В разрезах же могут быть встречены литологические разности

с промежуточными физическими свойствами, которые будут характеризоваться также промежуточными величинами ρ_к и U_сп

При переменной минерализации пластовых вод амплитуда СП будет зависеть от ℓg (ρ_ф /ρ_в ) для пластов чистых песчаников большой толщины при ρ_ф > ρ_в амплитуда ΔU_сп <0; при ρ_ф < ρ_в ΔU_сп >0,при ρ_ф = ρ_в ΔU_сп =0

Если, кроме того, изменяется еще и адсорбционная способность (глинистость) песчаников, то качественная интерпретация диаграмм СП без учета данных других методов затруднена.

Количественная интерпретация диаграмм СП заключается в определении статической амплитуды ΔЕ по величине наблюденной амплитуды ΔU_сп

В пластах ограниченной толщины и особенно при высоком

их сопротивлении ΔU_сп < ΔЕ. В общем случае неоднородной среды

Функция - коэффициент убывания амплитуды. Имеются следующие решения: Пример кривых зависимостей приведен на рис.9.11.. Поправка ν может вводиться в α_пс после вычисления относительной амплитуды. Такое преобразование диаграммы имеет смысл, если разрез сложен преимущественно пластами большой толщины, Поскольку для этих условий ν →1. В этом случае на диаграмме СП можно строить шкалу относительных амплитуд α_пс (см. рис. 9.10).

Для определения ΔЕ по ΔU_СП находят параметры пласта и вмещающих его пород: По величинам первых трех модулей подбирают ближайшую палетку кривых и по данным и находят . Статическую амплитуду вычисляют по формуле:

Следует подчеркнуть, что - это поправка амплитудная и должна вводиться в амплитуду, отсчитываемую от вмещающих пласт пород. Если при обработке кривой отсчет ΔU_сп амплитуд ведут от “линии глин”, исправленное статическое значение ΔЕ, отсчитываемое также от “линии глин”, вычисляют по формуле:

Рисунок 9.10 Пример совместной интерпретации диаграмм КС и ПС 1-глина, 2-песчаник,3-известняк,4-глинистый песчаник,5-нефть,6-вода,7-точки перегиба кривой ПС

Абсолютная величина амплитуды на диаграмме СП может быть зарегистрирована с погрешностью, связанной с неточностью в установке масштаба. В связи с этим для повышения точности в разрезах, где ρ_в=const часто используют относительную амплитуду

Рисунок 9.11 Пример зависимости ν=ƒ(h/dс)

Преимущества и недостатки метода ПС

Оценка литологического характера метаморфических и изверженных пород по данным каротажа затруднена. Тем не менее, каротажные кривые позволяют существенно уточнить литологическую колонку, составленную по керну. Для расчленения разрезов скважин и уточнения литологического характера пород в основном используют данные электрического каротажа (КС и ПС) и гамма-каротажа.

Но для того, чтобы успешно решить задачу количественного определения содержания отдельных полезных компонентов в породе, нужно применить методы радиоактивного каротажа – каротаж наведённой активности, селективные гамма-гамма-каротаж и другие.

Данные каротажа служат для контроля за результатами, полученными по керну, и уточнения положения рудных тел.

Лекция 14

Метод потенциалов собственной поляризации.Выделение коллекторов. Определение минерализации пластовых вод.

Литологическое расчленения разреза и определение границ пластов по кривой ПС

Положительные аномалии ПС обычно соответствуют глинистым породам, сульфидным, полиметалличе­ским, магнетитовым рудам, антрацитам, графиту, а отрицатель­ные — пескам, песчаникам, известнякам, доломитам, ангидритам, каменным углям, железным рудам, каменной и калийной соли. Аномалии против нефтеносных пород составляют 0,7 аномалии против тех же пластов, поры которых полностью насы­щены водой. Однако в связи с влиянием глинистости и других факторов это разли­чие в условиях скважины установить трудно, поэтому на кривой ПС нефтеносные и водоносные породы прак­тически не различаются.

Интерпретация кривой ПС затрудняется в связи с разной минерализацией промывочной жидкости и пластовых вод, что может обусловить, как указыва­лось выше, появление про­тив одних и тех же пород аномалий противоположных знаков.

При одинаковой электрохимической активности вмещающих пород аномалии ПС симметричны относительно середины пласта. При h >3d_c (h — мощность пласта) границам пласта соответству­ют точки на половине максимального отклонения кривой (Рис.9.9,б,в). Границам пласта на кривой ГПС соответствуют экстре­мальные значения градиента потенциала (Рис. 9.9, б, в).

Рисунок 9.9. Кривые ПС и ГПС при С_П > C_Ж (б) и при С_П < C_Ж (в)

Литологическую характеристику пластов в терригенном разрезе

можно установить, исходя из следующих соображений.

1. При постоянстве минерализации и химического состава пластовых

вод . Если раствор в скважине однороден, то, и амплитуда аномалии СП против пласта будет зависеть только от адсорбционной способности и распределения глинистого материала в объеме пород. Литологическая характеристика пласта может быть определена в результате комплексной интерпретаций диаграмм СП и КС по характерным признакам (табл.9.1 )

Литологическую характеристику пластов в терригенном разрезе можно установить, исходя из следующих соображений.

1. При постоянстве минерализации и химического состава пластовых

вод . Если раствор в скважине однороден, то, и амплитуда аномалии СП против пласта будет зависеть только от адсорбционной способности и распределения глинистого материала в объеме пород. Литологическая характеристика пласта может быть определена в результате комплексной интерпретаций диаграмм СП и КС по характерным признакам (табл.9.1).

Пользуясь таким простейшим определителем, следует помнить, что

в нем даны характеристики только наиболее ясно выраженных типов пород. В разрезах же могут быть встречены литологические разности

с промежуточными физическими свойствами, которые будут характеризоваться также промежуточными величинами ρ_к и U_сп

При переменной минерализации пластовых вод амплитуда СП будет зависеть от ℓg (ρ_ф /ρ_в ) для пластов чистых песчаников большой толщины при ρ_ф > ρ_в амплитуда ΔU_сп <0; при ρ_ф < ρ_в ΔU_сп >0,при ρ_ф = ρ_в ΔU_сп =0

Если, кроме того, изменяется еще и адсорбционная способность (глинистость) песчаников, то качественная интерпретация диаграмм СП без учета данных других методов затруднена.

Количественная интерпретация диаграмм СП заключается в определении статической амплитуды ΔЕ по величине наблюденной амплитуды ΔU_сп

В пластах ограниченной толщины и особенно при высоком

их сопротивлении ΔU_сп < ΔЕ. В общем случае неоднородной среды

Функция - коэффициент убывания амплитуды. Имеются следующие решения: Пример кривых зависимостей приведен на рис.9.11.. Поправка ν может вводиться в α_пс после вычисления относительной амплитуды. Такое преобразование диаграммы имеет смысл, если разрез сложен преимущественно пластами большой толщины, Поскольку для этих условий ν →1. В этом случае на диаграмме СП можно строить шкалу относительных амплитуд α_пс (см. рис. 9.10).

Для определения ΔЕ по ΔU_СП находят параметры пласта и вмещающих его пород: По величинам первых трех модулей подбирают ближайшую палетку кривых и по данным и находят . Статическую амплитуду вычисляют по формуле:

Следует подчеркнуть, что - это поправка амплитудная и должна вводиться в амплитуду, отсчитываемую от вмещающих пласт пород. Если при обработке кривой отсчет ΔU_сп амплитуд ведут от “линии глин”, исправленное статическое значение ΔЕ, отсчитываемое также от “линии глин”, вычисляют по формуле:

Рисунок 9.10 Пример совместной интерпретации диаграмм КС и ПС 1-глина, 2-песчаник,3-известняк,4-глинистый песчаник,5-нефть,6-вода,7-точки перегиба кривой ПС

Лекция 15

Метод потенциалов собственной поляризации. Определение глинистости, пористости и проницаемости пласта коллектор

Кривые потенциалов ПС

Форма и амплитуда отклонения кривой ПС зависят от различ­ных факторов, влияющих на распределение силовых линий тока и падение потенциала в изучаемой среде. К ним относятся мощ­ность пласта, диаметр скважины, сопротивления пласта, вмещаю­щих пород, промывочной жидкости и пластовой воды, проникнове­ние фильтрата глинистого раствора в пласт и др.

Величину ам­плитуды аномалий ПС ΔU_ПС отсчитывают от линии глин, называе­мой условно нулевой ли­нией. Эта линия, которая яв­ляется обычно прямой, проводится против мощных пластов глин. В них амплитуда отклонения кри­вой ПС близка к величине ЭДС Е_пс, в тонких пластах — меньше Е_пс; чем меньше мощность пласта, тем больше различие между этими величинами (Рис.9.8).

Снижение ΔU_ПС против пласта малой мощности относительно статической амплитуды отклоне­ния Е_пс характеризуется коэффи­циентом β = ΔU_ПС/E_ПС, называе­мый поправочным коэффициентом на мощность пласта. На (Рис.9.8) показаны расчетные кривые ПС для пластов различной мощности при одинаковом удельном сопро­тивлении всех сред. Как видно, форма кривой ПС в однородной среде является симметричной. Для пластов мощностью менее че­тырех диаметров скважины наблюдается снижение ΔU_ПС относи­тельно Е_ПС (β < 1).

Границы мощного пласта (h/d_C > 4) отмечаются в точках, со­ответствующих половине амплитуды отклонения кривой ПС; гра­ницы тонких пластов смещены относительно половинной ам­плитуды отклонения кривой ПС к максимальному отклоне­нию, и выделение границ тонких пластов по кривой ПС затруд­нено.

Кривая ПС против пород различной литологии

Песчано-глинистый разрез наиболее благоприятен для изучения его по кривой ПС. Пески, песчаники, алевриты и алевролиты легко отличаются

Абсолютная величина амплитуды на диаграмме СП может быть зарегистрирована с погрешностью, связанной с неточностью в установке масштаба. В связи с этим для повышения точности в разрезах, где ρ_в=const часто используют относительную амплитуду

Рисунок 9.11 Пример зависимости ν=ƒ(h/dс)

Лекция 16

Радиоактивный каротаж. Гамма-каротаж. Факторы влияющие на величину регистрируемого излучения, параметры определяемые по данным ГК, область применения метода

Гамма-каротаж (ГК) состоит в измерении интенсивности естественного гамма-излучения по стволу скважины. В результате измерений получают кривую изменения гамма-излучения с глубиной, называемую гамма-каротажной кривой. Пример гамма-каротажной кривой показан на рис. 10.4.

Гамма-каротажная кривая характеризует гамма-активность пере­сеченных скважиной пород и в той или иной степени содержание в них радиоактивных элементов.

Применение гамма-каротажа для изучения геологического раз­реза скважин основано на том, что породы различного литологического состава отличаются по содержанию в них радиоактивных веществ. Характер связи между гамма-активностью пород и их литологическими свойствами для данного района устанавливается на основе сопоставления гамма-каротажных кривых с геологическим разрезом ранее пробуренных скважин. Как правило, содержание радиоактивного вещества в породе тем больше, чем больше в ней глинистого материала. Это позволяет по кривым ГК отличать глини­стые пласты от неглинистых. На гамма-каротажной кривой по повы­шенным показаниям четко выделяются ряд пластов, представленных породами, обогащенными радиоактивными веществами, и полезные ископаемые, обладающие повышенной радиоактивностью.

Ввиду того, что гамма-излучение обладает большой проникающей способностью, и, в частности, проходит через обсадные трубы с не очень большим поглощением , гамма-каротаж можно производить как в некрепленных, так и в крепленных скважинах. Это большое преимущество гамма-каротажа.

Содержание радиоактивных элементов ряда U – Ra, ряда Th, а также нестабильного изотопа калия К в различных породах неодинаково. Из оса-дочных пород наибольшим общим содержанием характеризуются тонкодис-персные глубоководные илы, глины, аргиллиты, минералы, в состав которых входит К (калиевые полевые шпаты, калийные соли). Минимальное содержа-ние радиоактивных веществ отмечается в натриевой соли (галите), ангидри-те, гипсе, известняке, крупнозернистом кварцевом песчанике и доломите. Присутствие в известняке, кварцевом песчанике и доломите глинистого мате-риала ведёт к повышению радиоактивности. На этом основано использова-ние результатов ГК для определения глинистости пород. Исходными даны-ми для получения зависимостей регистрируемых значений ГК от глинистос-ти С_гл служат результаты лабораторных исследований глинистости и радио-активности керна.

Повышенная радиоактивность обломочных пород может быть обус-ловлена не только глинистостью и присутствием обломков радиоактивных минералов, но и адсорбцией ионов урана, калия и соединений урана и тория на поверхности частиц и, следовательно, большой удельной поверхностью пелитовых и алевритовых кварцевых частиц, входящих в скелет песчаных пород.

Максимальной радиоактивностью характеризуются глины, минималь-ной – кислые кварцевые песчаники. Полимиктовые песчаники даже при ма-лой глинистости обладают значительной радиоактивностью, поскольку у них часть зёрен скелетной фракции представлена калийсодержащими минерала-ми – полевой шпат, глауканит, микроклин. Низкой радиоактивностью харак-теризуется большинство хемогенных пород, за исключением калийных со-лей. Радиоактивность природных нефтей обычно низкая. Высокую радиоак-тивность благодаря содержанию в них урана имеют природные битумы и би-туминозные породы. . Радиоактивность карбонатных пород, как правило, низкая. Повышенная радиоактивность карбонатных пород обусловлена вто-ричными процессами, связанными с доломитизацией отложений.

Таким образом, связь естественной радиоактивности с глинистостью в общем случае неоднозначна, однако в конкретных условиях влияние остальных факторов может быть относительно небольшим.

Регистрируемое излучение І_гк представляет собой сумму излучений пласта, промывочной жидкости и собственного фона прибора. Поэтому при интерпретации должна использоваться разность i_гк –І_min, где І_гк – значения, отсчитанные по кривой ГК против исследуемого пласта, І_min – минимальное значение ГК по всему разрезу, для которого излучение пласта принимается равным нулю, а регистрируемые значения ГК считаются обязанными сумме излучения ПЖ и фона прибора. С этой же целью часто используется двойной разностный параметр

І_гк – І_min

I_гк = ---------- , (10.1 )

І_max – І_min

Где І_max – максимальные значения ГК по разрезу, отвечающие пласту чистых глин. Преимуществом параметра i_гк является независимость его от диаметра скважины и плотности ПЖ, если эти величины одинаковы для І_гк, І_min, І_max. Недостаток этого параметра обусловлен сложностью выделения в разрезе пласта с высокой естественной радиоактивностью І_max, которая была бы постоянной в пределах всего месторождения, площади, региона.

Практически глинистость по данным ГК определяется следующим образом. На площадях, для которых связи І_гк = f (С_гл), где С_гл – содержание пелитового материала ( в терригенных породах за глинистость принимается содержание пелитового материала с размером зёрен менее 10 или 1мкм независимо от его состава. Это могут быть глинистые минералы – каолит, иллит, хлорит - , кварц, полевой шпат) установлены по данным лабораторных исследований керна и где определение С_гл сводится к сопоставлению результатов ГК с лабораторной зависимостью. При этом обычно используется двойной параметр iгк . На площадях и месторождениях с разрезом, представленным кварцевыми песчаниками и алевролитами, при отсутствии лабораторных данных можно пользоваться обобщенной зависимостью.

Для разрезов, представленных полимиктовыми песчаниками и алевролитами, использовать результаты ГК для определения глинистости не рекомендуется.

В карбонатных разрезах при отсутствии лабораторных данных для грубых оценок строятся линейные зависимости, при этом интервалам с минимальными по разрезу значениями ГК приписывается глинистость С_гл = 0, а выделяемым максимальными значениями ГК пластам глин – С_гл = 100%.

Важной областью применения ГК является оценка максимально воз-можной величины глинистости С_{гл max.} Решение этой задачи проще и надёж-нее, чем определение С_гл, так как слабо глинистые породы в результате раз-личных причин иногда обладают высокой радиоактивностью, но глинистые породы не могут иметь малую радиоактивность. Поэтому по низким значени-ям ГК достоверно выделяются слабо глинистые пласты, по которым осталь-ные геофизические параметры определяются без учёта глинистости. Для оценки С_{гл max} нужно пользоваться линейной зависимостью І_гк = f (С_гл), по-строенной по тому же способу, что и для карбонатных пород.

Исследование скважин методом ГК заключается в регистрации кри-вой изменения интенсивности естественного гамма-излучения пород І в разрезе скважины при перемещении в ней радиометра.

Лекция 17

Радиоактивный каротаж. Гамма-каротаж .Форма кривых ГК. Расчленение разреза. Определение глинистости пластов-коллекторов Теоретические кривые интенсивности І гамма-излучения получены для одиночного пласта толщиной h с повышенной гамма- активностью q  _п , залегающего в породах с активностью q _{ вм} (q_п q_{ вм}). В скважине диамет-ром d_с ,заполненной неактивным буровым раствором. При расчётах было принято, что плотность и коэффициенты поглощения всех сред постоянны. При перемещении индикатора с бесконечно малой скоростью вдоль оси скважины пласт повышенной гамма- активности выделяется симметричной аномалией, величина которой при отсчёте от вмещающих пород равна пре-дельной аномалии в пласте бесконечной толщины, начиная с h = 1м:

∆І_{ } = І_{ } - І_{ вм} (10.2)

Границы пласта выделяются по точкам перегиба кривой. При умень-шении толщины пласта величина амплитуды снижается и точки, соответст-вующие границам, смещаются к вершине аномалии.

Практические кривые гамма- активности существенно отличаются от теоретических или расчётных кривых двумя особенностями:

- иззубренностью кривой, которая вызвана статистическими флук-туациями

- влиянием инерционности регистрирующей аппаратуры, связанной с наличием в измерительном канале интегрирующей ячейки, которая характе-ризуется постоянной времени  = RC. Постоянная времени  выбирается при записи диаграмм І_ с таким расчётом, чтобы дорожка статистических флук-туаций была наименьшей, а скорость регистрации наибольшей. По форме диаграмма ГК (и других радиоактивных методов) заметно отличается от теоретической. Поскольку регистрация диаграммы ведётся снизу вверх, аномалия за счёт инерционности интегрирующей ячейки при большой скорости подъёма прибора  либо при большом значении  медленно нарастает против подошвы пласта высокой активности и медленно спадает выше его кровли. При большой скорости  либо большом значении  (при увеличении  ) аномалия становится ассимитричной, максимум смещается вверх, располагаясь в кровле пласта. Чем выше , тем больше понижается ∆І_ по сравнению с ∆І_{ } и увеличивается ширина аномалии h_ф по сравнению с истинной толщиной h пласта. Степень снижения ∆І_ по сравнению с ∆І_{ } характеризуется коэффициентом:

 = ∆І_ ∆І_{ } (10.3)

Такое снижение аномалии ухудшает характер диаграммы. Вместе с тем при увеличении  уменьшается ширина дорожки статистических флуктуаций, что улучшает форму кривой І_. Обычно выбирают оптимальный режим записи, при котором правила первичной практической обработки диаграммы І_ сводятся к следующему :

- для определения границ пластов используют точки начала подъёма кривой в подошве и начала спада кривой в кровле пласта повышенной радиоактивности ( для пласта низкой радиоактивности – наоборот

Примерная форма аномалии на диаграмме ГМ против пласта повы­шенной радиоактивности: = 4800, м/ч -с;1 — глина (пласт повышенной радиоактивности); 2 — известняк (пласты пониженной радио­активности)

- для приведения показаний в пласте к условиям беконечной толщины используют наблюдённую аномалию ∆І_ и коэффициент снижения амплитуды _ :

∆І_{ } = ∆І_  _ , величину _ находят по рис 10.2 При регистрации диаграммы ГК в обсаженной скважине величина І слагается из интенсивностей гамма-излучения породы І_{ п}, цемента І_{ ц} колонны І_{ к} и раствора І_р(без фона І_{ ф}): І_=І_п+І_{ к} + І_{ ц} + І_{ р} (10.3)

Рисунок 10.2 Кривые зависимости ν = ƒ(h). Шифр кривых – υτ

Если диаметр скважины постоянен и условия обсадки в интервале регистрации диаграммы не меняются (число колонн, толщин их стенок, центрированность), переменной в уравнении является только І_{ п}, которая зависит только от q _{ п} пород. Формула тогда может быть представлена в виде: І_ = І_п + с

Обычно считают, что: І_к + І_р  І_п + І_ц, поэтому вкладом колонны и раствора часто пренебрегают. Если диаметр скважины, условия обсадки и буровой раствор в скважине изменяются, регистрируемая величина гамма-излучения зависит от всех этих параметров и необходимо вводить соотвествующие поправки - _d, _к,_ц -, учитывающие влияние на показания изменений диаметра скважины, толщины колонны, слоя цемента. Поправочный коэффициент _ представляет собой отношение интенсивности излучения при некоторых стандартных условиях І_ст (например, стандартный диаметр скважины, отсутствие колонны, цемента, нецентрированность прибора в скважине) к регистрируемой интенсивности излучения І_{ рег} :

_ = І_{ ст}  І_рег – с помощью этой поправки приводятся показания прибора в некоторой скважине переменной конструкции к условиям стандартной скважины, для которой d _с =0 либо d _с= d_н и обсадка скважины стандартна. Способ двух опорных пластов наиболее точный, не требует знания k_эф и I_ф, при нем используют формулу

q_{m γ} = q_{m γ 1} +( q_{m γ 2} — q_{m γ1})(I_{γ пр}— I_{γ пр1})/ (I_{γ пр 2} — I_{γ пр 1}), (10.4)

Где I_{γ пр1} и I_{γ пр 2} - показания против опорных пластов с существенно различными значениями γ-активности q_{m γ 1} и q, q_{m γ 2} находящихся в одинако­вых скважинных условиях (или приведенных к таковым).

Чаще используют графики связи показаний ГМ непосредст­венно с С_гл или С_но и способ двух опорных пластов. Эти связи могут существенно различаться в зависимости от активности скелета породы, глинистой фракции, нерастворимого остатка. Наиболее тесная связь и относительно стабильная отмечается для известняков и кварцевых песчаников, наименее тесная и сложная — в полимиктовых песчаниках, в этом случае (Западная Сибирь) лучше использовать спектральный ГМ.

Рисунок 10.3. Типичная форма связи ΔI_γ = f(С_гл) для кварцевых песча­ников.

Шкалы ΔI_γ : слева — при вычислении с использованием опорных пластов с С_гл = 0 и 100%, справа — с С_{гл 1} и C_{rл 2}

При определении С_гл или С_но показания против исследуемо­го и двух опорных пластов приводят к единым условиям, вычи­тать I_ф не нужно. В качестве опорных выбирают достаточно

мощные и однородные пласты с известными С_гл и С_но, близкие к исследуемому по условиям образования и по положению в разрезе, но заметно отличающимися от него значениями С _гл (С_но). По формуле вычисляют параметр ΔI,

(10.5)

где I _γ —показания против исследуемого пласта; I _{γ оп} I _{γ 1} I _{γ 2} — то же против опорных пластов.

На графике ΔI = f(C_i) заранее строят рабочую шкалу, приняв за нуль и 1 шкалы ΔI ординаты точек графика, абсциссы которых равны значениям Сi- (i = гл, но) для опорных пластов (см. по­строение на рис.10.3 для С_гл1 = 0,13 и С_гл2 = 0,65). Нельзя использовать непосредственно в качестве опорных породы существенно иного состава, например хемогенные при исследовании терригенных, но это возможно, если заранее ус­тановлены правила перехода от показаний против опорного пласта к показаниям против пород исследуемого типа с извест­ным C_i или перестроен график ΔI =/(Сi) применительно к та­ким опорным пластам.

Рисунок10.4. Пример кривых электрического и радиоактивного каротажа.

КС — кривая сопротивления, снятая зондом М2,5А0,5В; ПС — кривая самопроизвольной поляризации; ГК — гамма-каротажная кривая; НГК-50 — кривая нейтронного гамма-ка­ротажа с длиной зонда 50 см; диаметр скважины 30 см.

1 — глина; 2 — известняк; 3 — алевролит; 4 — песчаник; 5 — песчаник водоносный; 6 — песчаник нефтеносный; 7 — песчаник газоносный. ВНК — водонефтяной контакт; ГНК —нефтегазовый контакт.

Лекция 18

Радиоактивный каротаж. Гамма-гамма каротаж

В методе рассеянного гамма-излучения или гамма-гамма методе измеряется интенсивность вторичного гамма-излучения I , возникаю­щего при облучении породы потоком гамма-квантов. Различают плотностной ГГК-П и селективный ГГКК-С варианты метода. Для изучения разрезов нефтяных и газовых скважин используют плотностной вари­ант, в котором порода облучается потоком жестких гамма-квантов с энергией Е  1 МэВ.

Регистрируемое значение рассеянного  - излучения определяется электронной плотностью породы _е.

Электронная _е и объемная  плотности среды, представленной оди­наковыми атомами, связаны соотношением:

_е / = 2Z/M, ( 11.1)

где Z — атомный номер; М — относительная атомная масса. Поскольку для основных породообразующих минералов осадочных пород вели­чина 2Z/M близка к единице, _е = _п и, следовательно, регистрируемая величина I характеризует объемную плотность породы _п . В отличие от других элементов для водорода отношение _е / = 2. В связи с этим в высокопористых породах при заполнении пор водой, нефтью и га­зом _е отличается от _п (табл.1)

Результат измерений при плотностном гамма-гамма-каротаже за­висит от способности среды рассеивать гамма-кванты и определяется ее плотностью.

От показаний ГГК-П можно перейти к плотности породы. Для этого следует воспользоваться зависимостью интенсивности рассеян­ного гамма-излучения от плотности породы для данной аппаратуры и данных условий измерений. Такая зависимость может быть получе­на по результатам измерений на моделях пластов различной плот­ности. Плотность породы б_п связана со средней плотностью 6 м минера­лов, составляющих эту породу, и пористостью к_а следующим соотно­шением:

Sn= (1—А_п)б_м+ А_пб_ж, (11.2)

где б_ж — плотность жидкости, заполняющей поровое пространство породы.

В осадочных породах с большим диапазоном значений пористости плотность породы в основном определяется величиной пористости: чем больше пористость, тем меньше плотность. Получив по результа­там ГГК-П плотность, можно, задавшись каким-либо значением ми­нералогической

Таблица 11.1

Минерал  * 10³ _е * 10³ е / 

кг/м³ кг/м³ кг/м³

Кварц 2,65 2,647 0,9988

Кальцит 2,71 2,709 0,9991

Доломит 2,85 2,844 0,9978

Ангидрит 2,95 2,949 0,9994

Гипс 2,32 2,37 1,022

Галит 2,18 2,09 0,959

Ортоклаз, микроклин 2,57 2,55 0,9916

Каолинит 2,65 2,63 1,0078

Монтмориллонит без межпакетной

воды 3,36 3,26 1,001

Монтмориллонит с массовым

содержание 3,36 3,26 1,001

воды 26 % 2,2 2,255 1,025

Плотность  и электронная плотность _е некоторых минералов

плотности (например, для песчаников 2,65 г/см³, для карбонатных пород 2,75 г/см³), определить пористость породы.

Разделение гамма-гамма-каротажа на плотностной и селективный является в некоторой степени условным. На показаниях ГГК-П. в той или иной степени отражается и содержание в породе тяжелых элементов, а на показаниях ГГК-С — ее плотность. Это обстоятель­ство необходимо учитывать при интерпретации данных гамма-гамма-каротажа. Наилучшие результаты дает совместное рассмотрение данных обеих модификаций гамма-гамма-каротажа.

Скважинные приборы снабжены прижимным устройством и специальными экранами. Система пружинных рессор или шарнирно соединительных рычагов прижимает прибор стороной, на которой расположены источник и индикатор, к стенке скважины; с противоположной стороны в приборе помещены экраны, защищающие индикатор от гамма-излучения, рассеянного буровым раствором. Применяются также экраны с каналами (коллиматоры), направляющими рассеянное породой излучение на индикатор.

Измеряемое при плотностном гамма-гамма-каротаже {ГГКП) рассеянное гамма-излучение определяется в основном электронной плотностью среды. Для элементов, составляющих горные породы, число электронов в единице объема пропорционально плотности среды  и, следовательно, показания ГГКП отражают плотность пород и мало зависят от их состава. Объемная плотность породы с пористостью k_п и известными плотностями скелета _ск и жидко­сти _ж, насыщающей поровое пространство.

k_п = (_ск - ) / (_ск - _ж) (11.3)

Величину _ж обычно принимают равной плотности фильтрата глинистого раствора или (если есть основание считать, что глубина проникновения не более 3 – 5 см) пластового флюида. При температуре пласта выше 100-150^оС следует ввести температурную поправку по формуле

_{ф о}

_{ф = --------} , (11.4)

ν

_{ф о} – плотность флюида при атмосферных условиях;

ν = V / V_о- поправки за рост объёма жидкости при увеличении температуры, определяемая для воды по рис.11.1, (V_о жидкрсти при атмосферных условиях)

Зависимость удельного объёма воды ν от температуры t и давления p. Шифр кривых – р в кгс/см²

Теоретические кривые интенсивности излучения против пластов ограни­ченной толщины для всех методов радиометрии практически симмет­ричны относительно середины пласта, если подстилающие и покрываю­щие породы обладают одинаковыми свойствами. При регистрации диаграмм интенсивности излучения Iγγ в скважинах наблюдаются иска­жения теоретических форм кривых в пластах ограниченной толщины за счет инерционности измерительного канала.

В связи с этим на форму кривой интенсивности Iγγ против тонкого пласта влияют скорость регистрации диаграммы  и постоянная времени интегрирующей ячейки , включенной на выходе измерительного канала. Для учета влияния этих факторов на амплитуду аномалии и форму кри­вой используются расчетные зависимости  ¹ = I / I_ = f (h, ,) (рис.11.2).

Здесь I_ = I_ -I_вм — амплитуда, полученная при неогра­ниченной толщине пласта, либо при бесконечно малой скорости пере­мещения скважинного снаряда; I = I - I_вм — регистрируемая ампли­туда.

С удовлетворительной для практики точностью определяют границы пластов по данным радиометрии по точкам, соответствующим началу подъема и началу спада кривой против пласта повышенной интенсивнос­ти излучения

Кривые зависимостей ¹ = f(h) . Шифр кривых

Примерная форма аномалии на диаграмме ГМ против пласта повы­шенной радиоактивности: = 4800, м/ч -с;1 — глина (пласт повышенной радиоактивности); 2 — известняк (пласты пониженной радио­активности)

Для исследования необсаженных нефтяных и газовых скважин применяются двухзондовые приборы с автоматической обработкой измерений. Использование двух зондов размерами 15 – 40 см с прижимным устройством позволяет практически полностью исключить влияние скважины, как среды, сильно отличающейся от изучаемых пород по плотности. Такое устройство прибора не снимает влияние промежуточного слоя низкой плотности – глинистой корки, которое на зондах, больших 10см, приводит к увеличению рассеянного γ-излучения. Наличие в приборе двух зондов исключает этот эффект.

Двухзондовые приборы обеспечивают получение диаграмм плотности в автоматическом режиме. Во всех алгоритмах, специфичных для каждого прибора, исходными данными являются показания двух зондов I_М и I_Б, результаты калибровки каналов и измерения в эталонных средах I_МЭ и I_БЭ. Основой алгоритма получения диаграммы плотности является выражение

F(σ) = K₁(I_Б / I_М ) – K₂I_М , (11.5)

Где К₁ = I_МЭ / I_БЭ , а К₂ = 0,6 / I_МЭ. F(σ) нелинейно зависит от плотности

Зависимость F = ƒ(σ) для аппаратуры РГП-2

Для аппаратуры РГП-1 палетка для определения плотности имеет иной вид. Эта палетка является обобщённой, т.е. получена путём усреднения данных для песчаников и известняков

Палетка для определения объёмной плотности по относительным показаниям большого и малого зондов ГГК ( А,А¹ – линии нулевой толщины глинистой корки при диаметре скважины соответственно 190 и 245мм, шифр кривых – σ в г/ см³.

Лекция 19

Нейтронный гамма каротаж (НГК).

Геофизические методы изучения геологического разреза скважин, основанные на измерении характеристик полей ионизирующих излучений, происходящих в ядрах атомов элементов называют радиоактивным каротажем. Наиболее широкое распространение получили следующие виды РК: гамма-каротаж и нейтронный каротаж. При нейтронном каротаже изучаются характери­стики нейтронного и γ-излучений, возникающих при облучении горных пород источником нейтронов. В промышленности приме­няются стационарные и импульсные нейтронные методы исследо­вания скважин.

К числу стационарных нейтронных методов относятся: ней­тронный гамма-каротаж (НГК), нейтрон-ней­тронный каротаж по тепловым (НК-Т) и надтепловым (НК-Н) нейтронам. Результаты измерений при ней­тронном каротаже представляют в виде кривой изменения вторичного гамма-излучения (НГК) или плотности тепловых (надтепловых) нейтронов с глубиной. В скважинном приборе, кото­рый используется при нейтронном каротаже, содержатся источник и индикатор у-излучения (при НГК) или плотности нейтронов (при НК-Т и НК-Н).

Физические основы нейтронного каротажа.

Искусственная радиоактивность связана с радиоактивным рас­падом искусственных радиоактивных изотопов химических эле­ментов, образующихся при облучении их элементарными части­цами (электронами, протонами, нейтронами, γ-частицами и др.) в результате изменений в ядре, происходящих вследствие проник­новения в него заряженной частицы или нейтрона.

Нейтрон — электрически нейтральная ядерная частица с мас­сой (М — 1,0086654 10 ^-24 г), примерно в 1836 раз большей массы электрона (позитрона) и приблизительно равной массе протона (ядра водорода). Так как он представляет собой нестабильную ядерную частицу, то распадается за 16,83 мин на протон, электрон и антинейтрино с выделением энергии 0,78-10^-13 Дж. Нейтроны не взаимодействуют с электронными оболочками атомов и не отталкиваются кулоновским полем ядра, что обусловливает их высокую проникающую способность. По величине энергии раз­личают нейтроны: холодные — 10^-21 Дж; тепловые — 25-10^-21 Дж; медленные — 5• 10^-20 Дж; надтепловые 0,3—5-10^-18 Дж, ре­зонансные— 10^-17 Дж, промежуточные 0,5—2-10^-14 Дж и бы­стрые — 2 • 10^-14 — 2 • 10 ^-12 Дж.

Нейтроны, получаемые при помощи нейтронных источников, распространяются в окружающей среде и взаимодействуют с яд­рами ее химических элементов. При этом наиболее существенными процессами являются рассеяние и поглощение (захват).

Рассеяние нейтронов может быть упругим и неупру­гим. Сущность этого процесса состоит в изменении направления движения и уменьшении кинетической энергии нейтронов при их столкновении с ядрами элементов окружающей среды. При упру­гом рассеянии происходит перераспределение энергии между на­летевшим нейтроном и неподвижным ядром в соответствии с их массами и углом рассеяния, по принципу соударения упругих ша­ров. При этом внутреннее состояние ядра и кинетическая энергия системы нейтрон—ядро остаются неизменными.

Величина потери энергии нейтроном зависит от характера его столкновения с ядром и массы последнего. Максимальная потеря происходит при центральном столкновении, когда масса ядра равна или соизмерима с массой нейтрона. Так, при центральном соударении последнего с ядром водорода нейтрон может потерять всю свою энергию в одном акте. Следовательно, водород является аномальным замедлителем нейтронов. При неупругом рассеянии нейтрон сначала захватывается, а затем выбрасывается ядром, но уже с меньшей энергией и под некоторым углом к направлению начального движения. Ядро же, захватившее и потерявшее нейтрон, остается на некоторое время в возбужденном состоянии и затем возвращается в основное, испуская γ-квант:

Быстрые нейтроны, распространяясь в окружающей среде,

в процессе неупругого и упругого рассеяний сравнительно быстро (за 10 ^-4— 10 ^-8с) теряют свою энергию и скорость, и превращаются в тепловые. Последние поглощаются ядрами вследствие реакции радиационного захвата с образованием на первой стадии составных ядер, которые затем переходят в основное состояние с испусканием γ-квантов.

Распределение нейтронов в среде (породах), т. е. плотность нейтронов на различном расстоянии от источника, зависит от ней­тронных свойств этих пород, в основном связанных с химическим составом последних. Для большинства горных пород поглощающие и замедляющие свойства определяются водородосодержанием: чем оно выше, тем быстрее убывает плотность нейтронов с удалением от источника.

Нейтрон-нейтронный каротаж основан на измерении характе­ристик полей нейтронного излучения в горных породах при облу­чении их внешним источником нейтронов.

На диаграммах нейтронного каротажа по тепловым нейтронам, полученных при помощи длинных зондов, водородосодержащие пласты выделяются, так же как и на кривых НГК, низкими зна­чениями, малопористые пласты — более высокими значениями. Однако на показания ННК-Т значительное влияние оказывают эле­менты, обладающие большим сечением захвата тепловых нейтро­нов, поэтому ННК-Т весьма чувствителен к содержанию хлора и получаемые результаты сильно зависят от минерализации про­мывочной жидкости и пластовой воды.

Нейтронный гамма-каротаж основан на измерении вторичного излучения, возникающего в горных породах в результате взаимо­действия нейтронов, испускаемых источником, с ядрами элементов пород.

α-лучи, испускаемые полонием, проникают в ядра бериллия и выбивают из них нейтроны. Быстрые нейтроны, излучаемые источ­ником со скоростью порядка 10—15 тыс. км/сек, проникают через стальную обсадную колонну и цементное кольцо и попадают в породу. В результате повторяю­щихся столкновений нейтронов с ядрами элементов, составляющих породу, нейтроны теряют свою энергию, становятся медленными (тепловыми) со скоростью около 2400 м/сек. Замедление нейтронов происходит вследствие пере­дачи ядру части кинетической энергии, присущей нейтрону. Взаимодействие медленных нейтронов с элементами породы сво­дится к двум процессам: процессу рассеивания нейтронов и про­цессу их захвата. Эти процессы характеризуются соответственно эффективным сечением рассеивания и эффективным сечением захвата.

Вероятность захвата тепловых нейтронов обратно пропорцио­нальна их скорости, а вероятность рассеивания от скорости не зависит.

В горных породах замедление нейтронов происходит главным образом вследствие их соударений с ядрами водорода. Столкновение с ядрами других элементов вызывает в основном рассеяние нейтронов.

Движение медленного нейтрона происходит до тех пор, пока в результате одного из столкновений с ядром породы нейтрон не будет им захвачен.

При захвате медленных нейтронов ядрами водорода образуются ядра дейтерия с выделением γ-кванта.. При захвате медленных нейтронов атомами хлора выделяется целый спектр γ-лучей с энергией 4—7 Мэв. В горных породах, содержа­щих в большом количестве водород или хлор, основное влия­ние на нейтроны оказывают эти элементы, так как водород является аномально сильным замедлителем и ядрам водорода и хлора присуща большая способность захвата медленных нейт­ронов.

С увеличением содержания водорода или хлора в породе сокращается область распространения нейтронов; с уменьшением содержания их эта область расширяется.

Это связано с тем, что в среде, содержащей водород и хлор, медленные нейтроны, имея весьма короткие пробеги, не диффунди­руют далеко от точки, где они стали тепловыми. Это приводит к тому, что при движении прибора, регистрирующего вторичные у-излучения, вдоль скважины показания индикатора изменяются в зависимости от содержания водорода и хлора в окружающих скважину горных породах. Получаемая при этом кривая ха­рактеризует изменение интенсивности вторичного у-излучения с глубиной и называется кривой нейтронного гамма-каротажа.

Методика и техника проведения исследований в скважине.

Для производства нейтронного гамма-каротажа в скважину опускают прибор. Источником нейтронов служит смесь полония и бериллия.

При исследованиях зондами, длина которых L₃ более 40 см, плотность нейтронов в среде с большим водородосодержанием в зоне размещения индикатора мала, поскольку в такой среде нейтроны замедляются и поглощаются в основном вблизи источника. В результате породы с высоким водородосодержанием отмечаются на диаграммах НГК низкими показаниями. В малопористых породах с низким водородосодержанием плотность нейтронов вблизи индикатора увеличивается, что вызывает повышение интенсивно­сти радиационного захвата, а следовательно, показаний НГК. На результаты НГК значительное влияние оказывают также элементы, обладающие аномально высокой способностью захвата тепловых нейтронов: хлор, бор, литий, кадмий, кобальт и др. Из них наиболее широко распространенным в осадочной толще яв­ляется хлор. При захвате нейтрона ядром атома водорода испу­скается 1 γ-квант энергией 3,57-1013 Дж; при захвате нейтронов ядром атома хлора испускается в среднем 2,37 γ-кванта высокой энергией 13,62-1013 Дж.

Показания ННК-Н практически не зависят от содержания в окружающей среде элементов с большим сечением захвата тепло­вых нейтронов, в том числе хлора. Они определяются главным об­разом замедляющими свойствами среды — водородосодержанием. Следовательно, показания ННК-Н более тесно связаны с содержа­нием водорода в породе, чем показания НГК и ННК-Т. Методы ННК-Т и ННК-Н имеют преимущество перед НГК в том, что их показания свободны от влияния естественного у-излучения и у-излучения источников нейтронов. Длина зондов при ННК-Т и ННК-Н выбирается равной 0,4—0,5 м.

Для нейтрон-нейтронного каротажа характерна малая глубин­ность исследования, которая изменяется в зависимости от свойств пород и их водородосодержания от 20 до 30 см, уменьшаясь с ро­стом водородосодержания. Наименьший радиус исследования ха­рактерен для ННК-Н, так как область распространения надтепловых нейтронов меньше, чем тепловых.

Аппаратура и оборудование.

В общем случае зонд для радиометрии скважин состоит из источника (излучателя) радиоактивного излучения и приемника (детектора) (рисунок 12.1). Расстояние между серединами источника и приемника излучения называется длиной зонда. Выбор типа и конструкции приемника определяется видом исследуемого радиоактивного излучения (гамма-кванты, нейтроны), его энергетическим спектром, геологическими усло­виями (мощность пластов, средний уровень излучения), усло­виями эксплуатации (температура окружающей среды, вели­чина гидростатического давления) и другими факторами. В ка­честве приемников используют радиационные преобразователи различных видов — газоразрядные самогасящиеся, сцинтилляционные, пропорциональные. При измерении относительно ма­лых интенсивностей гамма-излучения газоразрядные преобразо­ватели вследствие их невысокой эффективности соединяют в группу от двух до шести штук. Иногда группируют и сцинтилляционные преобразователи (например, в аппаратуре ДРСТ-3). Для повышения термостойкости и термостабильности сцинтилляционные преобразователи термостатируются — помещаются в сосуд Дюара.

В качестве источников гамма-излучения в рас­сматриваемых зондах используют радиоактивные изотопы неко­торых элементов, различающиеся по своим техническим (вели­чина энергии и степень энергетической однородности испускаемых гамма-квантов, наличие сопровождающего излучения и др.) и эксплуатационным (скорость распада и общий выход гамма-квантов, т. е. мощность) характеристикам. Ско­рость распада источников гамма-излучения определяет срок их службы, а общий выход гамма-квантов — статистическую точ­ность результатов исследования. Обе эксплуатационные харак­теристики источников должны быть, возможно, большими.

Общий недостаток источников гамма-излучения — относи­тельно низкая (не более 3 МэВ) энергия гамма-нзлучспия.

Для создания в скважине нейтронных полей используют ампульные источники нейтронов малогабаритные генераторы нейтронов. В источниках обоих типов выход нейтронов происхо­дит за счет ядерных реакций, протекающих при бомбардировке ядер легких элементов (дейтерия, лития, бериллия, бора и др.) потоком элементарных частиц. Нейтронные источники разли­чаются по общему выходу и энергетическому составу нейтронов, природе и интенсивности сопровождающего излучения и т. п.

В ампульных источниках для получения нейтронов наибольшее распространение получили ядерные реакции типа (α, n). В качестве альфа-излучателей используют радий, поло­ний или плутоний; мишенью обычно является бериллий, реже бор. Источник представляет собой порошкообразную смесь пре­паратов альфа-излучателя и мишени, помещенную в геристичную ампулу. Выход нейтронов в основном зависит от способа приготовления источника (степени измельчения, чистоты веще­ства и других, трудно учитываемых факторов) и может коле­баться в

Рисунок 12.1. Схема установок нейтронного каротажа. а) НГК. б) НК. 1-стальной экран, 2-свинцовый экран, 3-парафин. Lз- длина зонда, I – индикатор γ-излучения, IV-источник γ-излучения.

пределах нескольких десятков процентов при одних и тех же содержаниях альфа-излучателя и мишени. Срок службы (скорость распада) ампульных источников нейтронов опреде­ляется периодом полураспада альфа-излучателей, составляю­щим соответственно 24360 лет для плутония, 1617 лет для ра­дия и 138,3 дня для полония.

Наибольшее распространение и геофизической практике по­лучили полониево-бериллиевые источники ввиду меньшей интен­сивности гамма-излучения, сопровождающего выход нейтронов.

Для получения нейтронов невысоких энергий используют ядерные реакции, при которых мишенями служат изотопы ⁹Ве и ²Н, а гамма-излучателями — препараты искусст­венных и естественных радиоактивных изотопов, у которых энергия гамма-излучения выше пороговых значений энергия гамма-излучения мишеней (соответственно 1,67 и 2,23 МэВ) .

Гамма-нейтронные источники характеризуются меньшим выхо­дом нейтронов по сравнению с источниками, основанными на реакции. Наибольшее практическое распространение при скважинных исследованиях получили сурьмяно-бериллиевые ис­точники.

Получение нейтронов с помощью малогабаритного генератора основано на ядерных реакциях про­текающих при бомбардировке мишени из легких элементов (дейтерий, тритий, бериллий, литий и др.) потоком ускоренных ионов дейтерия (дейтонов) или трития. Основной частью гене­ратора является нейтронная трубка. Несмотря на значительное многообразие нейтронных трубок, разработанных в России и за рубежом, все они содержат общие элементы: ионный источник, ускоряющий зазор, тритиевую мишень и систему регулировки давления. Принципиальная схема одного из вариантов нейтрон­ной трубки показана рисунке 12.2 .

Трубка представляет собой стеклянный баллон, заполненный дейтерием. Электроны, испускаемые накаленным вольфрамовым катодом 2, ускоряются разностью потенциалов 200 В, прило­женной между катодом и цилиндрическим анодом 4. Магнитное поле, создаваемое током, протекающим но катушке электро­магнита, заставляет электроны .двигаться по спиралеобразным траекториям, увеличивая эффективную длину их пробега. На электрод 5, в котором расположена мишень 6, подается пе­ременное синусоидальное напряжение со вторичной обмотки высоковольтного трансформатора Тр. При отрицательном по­тенциале на электроде 5 ускоренные электроны начинают ос­циллировать (совершать колебательные движения) между высо­ковольтным электродом 5 и катодом 2, ионизируя нейтральные молекулы дейтерия. Образующиеся при этом положительные ионы дейтерия ускоряются электрическим полем высоковольт­ного электрода и, бомбардируя мишень из циркония или титана,

насыщенных тритием, генерируют быстрые нейтроны с энергией 34 МэВ. При положительном значении потенциала па электроде 5 осцилляция электронов прекращается, и они ускоряются по направлению к высоковольтному электроду, обеспечивая элек­тронную проводимость, свойственную кенотрону.

В промежутки времени, когда потенциал на электроде 5 по­ложителен, конденсатор С, включенный в цепь вторичной об­мотки трансформатора Тр, заряжается почти до амплитудного значения напряжения электронным током трубки. Поэтому в моменты максимумов отрицательного напряжения на вторич­ной обмотке трансформатора Тр потенциал электрода 5 почти вдвое превышает амплитудное значение высокого напряжения. Таким образом, потенциал па высоковольтном электроде пуль­сирует от небольшого положительного значения до почти удво­енного амплитудного напряжения отрицательной полярности. Это позволяет существенно упростить конструкцию высоко­вольтного трансформатора.

В отпаянных ионных приборах, к которым относится и ней­тронная трубка, со временем происходит уменьшение давления вследствие ионной сорбционной откачки. Для поддержания требуемого давления в трубке используется натекатель 3, пред­ставляющий собой спираль из титановой проволоки, насыщен­ной дейтерием, или специальный контейнер из зернистого ти­тана, насыщенною дейтерием, с подогревателем. При нагрева­нии натекатель выделяет газ, компенсирующий уменьшение давления.

Основным преимуществом генераторов нейтронов перед ампульными источниками является возможность получения боль­ших потоков нейтронов высоких энергий с моноэнергетическим излучением, а также существенное улучшение безопасной ра­боты обслуживающего персонала.

При проведении радиометрических исследований источник гамма-излучения или ампульный источник нейтронов разме­щают в камере специального зондового устройства, сочленяе­мого со скважинным прибором. Камера (рис.12.3 ) состоит из прочного корпуса 1, имеющего с одной стороны замок для сое­динения со скважинным прибором, а с другой — отверстие с резьбой для ввинчивания вставки с источником. Капсула 2 с источником

Рисунок 12.2 . Принципиальная схема ускорительной трубки.

помещается в держатель 3, закрепленный в пробке 5, и фиксируется винтом 4. Герметизация камеры осущест­вляется с помощью резиновых колец 6.

Малогабаритный генератор нейтронов размещают в отдель­ны блоке, соединяющемся с измерительным блоком скважинного прибора специальным переходником со штепсельным разъемом.

Детекторы.

В сцинтилляционном счётчике регистрация заряженной частицы происходит за счёт возбуждения атомов и молекул вдоль её траектории.

Возбуждённые атомы, живущие короткое время, переходят в основное состояние, испуская электромагнитное излучение. У ряда прозрачных веществ (фосфоров) часть спектра этого излучения приходится на световую область. Прохождение заряженной частицы через такое вещество вызывает вспышку света.

Рисунок 12.3. Камера нейтронного источника аппаратуры ДРСТ-3.

1-корпус; 2-капсула с источником; 3-держатель; 4-фиксирующий винт; 5-пробка; 6- герметизирующие кольца.

Для увеличения выхода света и уменьшения его поглощения в фосфор в последний добавляют активаторы. Вид активатора указывают в скобках после обозначения фосфора. Так, например, кристалл NaI, активированный таллием, обозначают NaI (TI).

Итак, попадание быстрой заряженной частицы в фосфор вызывает световую вспышку – сцинтилляцию. Последняя преобразуется в электрический импульс и усиливается в 105-106 раз фотоэлектрическим умножителем (ФЭУ). Регистрация γ-квантов в сцинтилляционном счётчике происходит благодаря вторичным электронам и позитронам, образующихся при поглощении γ-квантов фосфором. Поскольку фосфоры обладают хорошей оптической прозрачностью, обеспечивающей сбор света на фотокатод ФЭУ со значительного объёма фосфора, то для регистрации γ-квантов применяют фосфоры большой толщины. Это обеспечивает высокую эффективность регистрации γ-квантов сцинтилляционным счётчиком, на порядок на порядок и более превышающую эффективность газонаполненных счётчиков.. Важной характеристикой фосфоров является эффективность регистрации излучения, которая определяется плотностью δ, эффективным атомным номером Zэф фосфора и его размерами.

В ряде случаев важна также зависимость выхода света от энергии частиц. Для большинства фосфоров эта зависимость при регистрации β-частиц и γ-квантов линейна. Это наряду с линейностью характеристика ФЭУ позволяет по амплитуде импульса на выходе судить об энергии регистрируемых частиц, т.е. производить спектральный анализ излучения. Такой пропорциональности между энергией частицы и световым выходом не наблюдается для тяжёлых частиц.

В радиометрической аппаратуре в основном используются следующие виды фосфоров.

Неорганические монокристаллы, особенно NaI (Tl) и частично CsI (Tl), являются наиболее распространёнными фосфорами для регистрации γ – квантов. Их преимущество – высокая эффективность, обусловленная высокой плотностью и большим эффективным атомным номером, а также высокое энергетическое разрешение. Недостатком NaI (Tl) является высокая гигроскопичность, приводящая к помутнению кристаллов при попадании влаги. Поэтому кристаллы NaI (Tl) упаковывают в герметичные контейнеры. (Рис.12.4,а).

Для регистрации α-лучей применяют чаще всего ZnS (Ag), а для регистрации тепловых нейтронов смесь борной кислоты с ZnS (Ag). Поскольку такая смесь мало прозрачна, сцинтиллятор обычно изготавливают в виде тонких слоёв с большой удельной поверхностью.

Реже для регистрации медленных нейтронов используют монокристаллы LiI (иногда литиевые стёкла). Регистрация обусловлена реакцией 6Li (n,α).

Рисунок 12.4 . Схема контейнеров некоторых типов люминофоров

А – схема герметизации кристаллов NaI(Tl): 1 – крышка, 2 – алюминиевый корпус, 3 – отражатель из окиси магния, 4 – стекло, 5 – фосфор, б – сцинтилляционная камера для регистрации α – излучения эманаций: 1 – корпус, 2 – тонкий слой ZnS(Ag), 3 – воздух

Органические монокристаллы стильбена, антрацена и других веществ применяют для регистрации заряженных частиц и быстрых нейтронов по протонам отдачи. Их преимущество – малое разрешающее время (время высвечивания). Однако из-за малой плотности они для регистрации γ-квантов почти не используются.

Растворы органических и неорганических веществ в органических жидкостях позволяют создавать весьма большие детекторы и применять их в радиометрах высокой чувствительности, например в аэрогаммарадиометрах. Примером таких фосфоров служат растворы терфенила в с ксилоле и метилбората в толуоле.

Твёрдые растворы органических веществ в пластмассах (например, терфенила в полистироле) могут быть изготовлены в больших объёмах и любой формы. Могут использоваться для регистрации γ-излучения и быстрых нейтронов (по протонам отдачи). Для регистрации заряженных частиц применяют обычно твёрдые фосфоры без упаковки, а фосфоры для регистрации γ-излучения и нейтронов, как правило (жидкие фосфоры обязательно), размещают в контейнерах.

Фотоэлектронные умножители состоят из фотокатода, умножающих электродов (динодов) и анода. Потенциал каждого последующего электрода на некоторую величину (10В) превышает потенциал предыдущего, что обеспечивает ускорение электронов между ними.

Фотоны, поступающие из фосфора на фотокатод, выбивают из последнего несколько десятков или сотен электронов. Последние, фокусируясь и ускоряясь электрическим полем, бомбардируют первый динод. Тормозясь в диноде, каждый ускоренный электрон выбивает по 5-10 вторичных электронов. Такой процесс, повторяясь на каждом последующем диноде, обеспечивает умножение электронов до многих миллионов раз.

Сцинтилляционные счётчики в ядерной геологии и геофизике используются для регистрации γ-квантов, реже нейтронов и β-частиц, ещё реже α- частиц. При регистрации тяжёлых заряженных частиц возникает трудность с обеспечением их ввода в фосфор. Поэтому для регистрации α-частиц чаще всего используют ионизационные камеры или торцовые счётчики. Лишь для регистрации α-излучения эманаций широко используется сцинтилляционная камера, внутренние стенки которой покрыты ZnS (Ag).

Из-за термоэлектронной эмиссии фотокатода и первых динодов на выходе даже полностью затемнённого ФЭУ возникает некоторый темновой ток, создающий небольшие фоновые импульсы; для их отсечения в схему регистрации вводят дискриминаторы.

Особенности использования сцинтилляционных счётчиков для спектрометрии γ-излучения.

При регистрации γ-квантов сцинтилляционным счётчиком амплитуда импульса на его выходе пропорциональна энергии электрона и позитрона, образовавшихся при взаимодействии γ – кванта с сцинтиллятором.

Если при фотоэффекте энергия фотоэлектрона равна энергии γ-кванта (за вычетом небольшой величины-энергии связи электрона), то электрону при комптоновском рассеянии и паре электрон-позитрон в эффекте образования пар передаётся лишь часть энергии кванта. При Комптон – эффекте в зависимости от угла рассеяния γ-кванта энергия электрона может меняться в широких пределах, а при эффекте образования пар – кинетическая энергия пары на 1,02 МэВ меньше, чем энергия γ – кванта. В результате спектр энергии вторичных частиц, образованных в сцинтилляторе монохроматическим пучком γ-квантов, имеет сложный вид (рис.12.5). Появление дополнительных линий EY – 0,51 МэВ и EY при эффекте образования пар обусловлено тем, что в ряде случаем один или даже оба γ-кванта с энергией 0,51 МэВ, образующихся при аннигиляции позитрона, поглощаются в сцинтилляторе в результате фотоэффекта, и вспышка от этих фотоэлектронов сливается с вспышкой от первичной пары электрон – позитрон.

Рисунок 5. Упрощенная схема распределения энергии вторичных электронов в люминофоре при фотоэффекте (а), комптоновском рассеянии (б) и эффекте образования пар (в)

Максимальная энергия комптоновского электрона (при θ = 180о) равна

Реальное амплитудное распределение импульсов на выходе ФЭУ более расплывчатое, чем спектр электронов на рис.12.7, из-за статического характера процессов в фосфоре и ФЭУ. Оно не дискретное, а непрерывное.

Аппаратурный спектр изотопа 24Na (Eγ = 1,38 и 2,76 МэВ) приведён на рис.12.6. Для линии 1,38 МэВ вклад эффекта образования пар ничтожен и соответствующие пики почти незаметны; образуется лишь пик в 1,38 МэВ, обусловленный фотоэффектом, а также менее четкий комптоновский пик с энергией 1,17 МэВ.

Для линии 2,76 МэВ наблюдаются три пика с энергиями 1,74, 2,25 и 2,76 МэВ; два первых пика обязаны эффекту образования пар. А последний пик (2,76МэВ) трём процессам: фотоэффекту, эффекту образования пар, сопровождающемуся поглощением обоих γ – квантов аннигиляции, Комптон – эффекту, когда рассеянный γ – квант также поглощается фосфором в результате фотоэффекта. Во всех трёх процессах в световую энергию превращается всё энергия γ – кванта. Поэтому этот пик называют пиком полного поглощения. Форма пика полного поглощения близка к гауссовой кривой.

Отношение η = ΔЕ/Е полуширины пика ΔЕ на половине его высоты средней энергии Е называют амплитудным разрешением счётчика. Чем меньше η, тем лучше спектрометр. Величина η обычно растёт с уменьшением энергии и для хороших сцинтилляционных спектрометров при Еγ=1,33 МэВ (60Со) составляет приблизительно 6%.

Сцинтилляционные счётчики обеспечивают гораздо большую эффективность регистрации γ – квантов (до 30-50% и более), чем газоразрядные, и дают возможность изучения спектрального состава излучения. К преимуществам сцинтилляционных счётчиков относится более низкий уровень их собственного и космического фона. Однако сцинтилляционные счётчики более сложны и требуют квалифицированного обслуживания, чем разрядные. Это обусловлено большим влиянием температуры на световой выход фосфоров, несравненно более высокими требованиями к стабилизации источника питания, а также более сильным изменениям характеристик сцинтилляционных счетчиков во времени.

Рисунок 12.6. Аппаратурный спектр γ – излучения 24Na

Назначение и возможности нейтронного каротажа.

Нейтронный каротаж используется для решения следующих задач:

а) определение положения текущего газонефтяного контакта (ГНК), интервалов прорыва газа, перетока, разгазирования нефти в пласте и оценки газонасыщенности;

б) определение положения водонефтяного контакта ВНК в скважинах с высокой минерализацией пластовых вод — не менее 3% объемного содержания NaCl в породе (150—200 г/л при пористости 20%) (рис 12.7)

3. Интерпретация исследований Нейтронные свойства пород характеризуются длиной замедления и. длиной диффузии. Длина замедления уменьшается с увеличением сум­марного водородосодержания среды. Наименьшие длины замедления на­блюдаются в породах с большим водородосодержанием

.

Рисунок 12.7 Пример определения ГВК (а) и ГНК (б) по материалам повторных исследований НК в обсаженной скважине.

. Диффузионная длина убывает с увеличением водородосодержания и содержания в поро­дах элементов с аномально высокими ядерными сечениями захвата. В осадочных породах и пластовых водах наиболее распространенным из этих элементов является хлор. Длина замедления и диффузионная длина зависят также от минерального и химического состава скелета породы. Плотность тепловых нейтронов по мере удаления от источника ней­тронов в однородных средах с разным водородосодержанием снижается по разным законам. В среде с высоким водородосодержанием, где малы длина замедления и диффузионная длина, плотность тепловых нейтро­нов на малых расстояниях значительна и быстро убывает по мере удале­ния от источника. В среде с меньшим водородосодержанием плотность тепловых нейтронов вблизи источника меньше и снижается с удалением от него медленнее, чём в первом случае.

Область пересечения кривых, выражающих указанные зависимости, именуется областью инверсионных зондов и соответствует длинам зон­дов 15—30 см. При длинах нейтронных зондов, больших инверсионных, плотность тепловых нейтронов в среде, окружающей индикатор, убы­вает с увеличением водородсодержания. Такие зонды используются на практике. Зонды НГМ чаще всего имеют размер 60 см, ННМ-Т — 40— 50 см.

По нейтронным свойствам осадочные горные породы можно разделить на две группы — большого и малого водородосодержания. К первой группе пород относятся глины, характеризующиеся высокой влагоемкостью (пористостью) и содержащие значительное [количество минералов с химически связанной водой (водные алю­мосиликаты), гипсы, отличающиеся малой пористостью, но содержащие химически связанную воду, а также некоторые очень по­ристые и проницаемые песчаники и карбонатные породы, насыщен­ные в естественных условиях жидкостью. При измерениях боль­шими зондами на диаграммах нейтронного гамма-каротажа эти породы отмечаются низкими показаниями.

Во вторую группу пород входят малопористые разности — плотные известняки и доломиты, сцементированные песчаники и алевролиты, а также гидрохимические образования (ангидриты и каменная соль). На диаграммах нейтронного гамма-каротажа, зарегистрированных большими зондами, эти породы выделяются высокими показаниями. Против других осадочных пород (песков, песчаников, пористых карбонатов) показания НГК зависят от их глинистости и содержаний в них водорода (насыщенности водой, нефтью и газом).

Нефть и вода содержат почти одинаковое количество водорода, поэтому нефтеносные и водоносные пласты с малым содержанием хлора отмечаются приблизительно одинаковыми значениями НГК. Газоносные пласты в обсаженной скважине отмечаются на кривой НГК более высокими показаниями, чем такие же по литологии и пористости пласты, заполненные нефтью или водой, так как газ, имеющий низкую плотность, отмечается меньшим водородосодержанием. В необсаженной скважине из-за проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт и малой глубинности метода (40—60 см) выделение газоносных пластов по кривой НГК в общем случае затрудняется.

Определение пористости по диаграммам нейтронного гамма-метода

Показания нейтронных методов зависят в основном от водородосодержания. А так как водород входит в состав воды или нефти, заполняющих норовое пространство, то показания всех нейтронных методов дают возможность вычислить коэффициент пористости отложений. Наибольшее распространение получил нейтронный гамма-метод.

Зависимость между показаниями нейтронного гамма-метода и коэффициентом пористости в полулогарифмической системе координат в диапазоне изменения k_n от 3—5 до 25—40 % близка к линейной (рис. 3). На приведенной палетке показания нейтронного метода даны в единицах ΔJ_{n γ} — относительного разностного параметра (рис. 12.8).

При интерпретации в условных единицах обязательным является градуировка прибора на специальных стендах и, кроме того, необходим учет минерализации промывочной жидкости.

Рисунок 12.8 Зависимость показаний НГМ от коэффициента пористости определенного по данным НМ для прибора ДРСТ-3 (скважина необсаженная).

Рисунок 12.9 Графическое эталонирование диаграмм НГМ в единицах пористости

Вычисления относительного разностного параметра проводят по следующей формуле:

(12.1)

где 1_{n γ} min и I_{n γ} max — интенсивности радиационного γ-излучения в двух опорных средах с известным высоким и низким водородосодержанием; I_{n γ пл} — показания против изучаемого пласта.

Пример: По рис.12.9 берем два опорных пласта I_{nγ min} и I_{nγ max} , где I_{nγ min}=5000; I_{nγ max}= 20000;

I_{nγ пл} =1600. Подставим в формулу (12.1) ΔJ_n =(1600-5000)/(20000-5000)=0,7333

По двойному разностному параметру определим Кп подставив полученное значение ΔJ_n =0,7333 в рис.12.7 Кп = 33%.

За среду с высоким водородосодержанием принимаются пла­сты, против которых диаметр скважины увеличен по сравнению с номинальным на 30—40 см. За опорную среду с низким водо- родосодержанием принимаются известняки или ангидриды, на диаграмме рис. (12.9) отмечается высокими значениями.

Учитывая линейный характер зависимости I_{n γ}=f(k_n), можно диаграммы НГМ проэталонировать графически в единицах коэффициента определяемой этим методом пористости, для чего на диаграмму наносят логарифмическую шкалу таким образом, что бы совместить ее отметки с известными значениями пористости опорных пластов. В качестве таких пластов, как правило, выбирают глины, против которых образовалась каверна, заполненная промывочной жидкостью, и плотные низкопористые карбонатные пласты. Способ графического эталонирования можно применять для оценки пористости однородных по минеральному составу отложений в интервалах с постоянным диаметром скважины.

Характер зависимостей показаний нейтронного гамма-методд от пористости имеет ряд особенностей, которые определяют целе­сообразные границы применения метода:

1) показания метода наиболее чувствительных к изменению водородосодержания в пластах низкой и средней пористости и менее чувствительны в высокопористых отложениях;

2) на показания метода практически не оказывает влияние распределение водорода и, следовательно, строение порового пространства;

3) значительное влияние оказывает гигроскопически связанная и кристалллизационная вода.

В результате этого нейтронный гамма-метод целесообразно использовать для вычисления пористости карбонатных отложений, которые характеризуются сложным строением порового пространства и средними или низкими значениями пористости.

Для вычисления пористости терригенных отложений нейтронные методы используются реже, так как для них характерны высокие значения k_n и большое содержание связанной воды.

Преимущества и недостатки нейтронного каротажа

Стационарные нейтронные методы в комплексе с гамма-каротажом и другими геофизическими методами дают возможность выде­лять в разрезе глины, плотные породы и участки повышенной пористости. Если поры чистой породы заполнены пресной водой или нефтью, нейтронный каротаж характеризует емкость этих пор. В со­четании с ГГК-Н нейтронные методы используются для выявления газонасыщенности зон (характерное влияние газа на показания ГТК-П и НК улучшает выделение газоносных пород).

В эксплуатационных скважинах стационарные нейтронные методы применяют для определения местоположения газожидкостного и водонефтяного контактов. При исследовании нефтяных и газовых скважин более широко используется НГК; при низкой минерализации пластовых вод и промывочной жидкости целесообразно применение ННК-Т.

Недостатком нейтронного каротажа следует считать опасность, для здоровья человека которую представляют источники нейтронов и γ-квантов.

Нейтронный каротаж является в настоящее время обязательным методом исследований в геологических, буровых и эксплутационных работах, проводимых при разведки и разработки месторождений нефти и газа.

Рисунок 12.7.Показания кривой НГК наряду с ГК, КС и ПС.

1 – песчаник, 2 – мергель, 3 - глины

Лекция 20

Нейтрон-нейтронный каротаж (ННК). Модификация метода. Водородосодержание осадочных горных пород Определение пористости горных пород.

Скважинный прибор для нейтронного каротажа содержит нейтронный источник, индикатор гамма-излучения или плотности нейтронов и соответствующую электронную схему.

Нейтронным источником обычно служит смесь полония с порошкообразным бериллием; смесь помещена в запаянную стеклянную ампулу, которая защищена латунным кожухом. Нейтронный источник помещается в зондовом устройстве прибора. Предусматривается возможность установки нескольких различных длин зондов. Для защиты индикатора от прямого излучения источника в приборе и зондовом устройстве устанавливаются экраны, материалами для которых служат сталь, свинец, а при НК-Т и НК-Н также и водородосодержащие материалы Сцинтилляционый (люминесцентный) счетчик состоит из фотоэлектродного умножителя, перед фотокатодом которого установлен сцинтиллятор; фотоэлекродный умножитель подключен к измерительной схеме с регистрирующим прибором на ее выходе.

Аппаратура нейтронного каротажа состоит из скважинного прибора и наземной панели с источником питания.

В скважинном приборе размещаются индикатор гамма-излучения, схема усиления и формирования импульса и источник высокого напряжения для питания индикатора.

Сцинтилляционый (люминесцентный) счетчик состоит из фотоэлектродного умножителя, перед фотокатодом которого установлен сцинтиллятор; фотоэлекродный умножитель подключен к измерительной схеме с регистрирующим прибором на ее выходе.

Аппаратура нейтронного каротажа состоит из скважинного прибора и наземной панели с источником питания.

В скважинном приборе размещаются индикатор гамма-излучения, схема усиления и формирования импульса и источник высокого напряжения для питания индикатора.

В качестве источника высокого напряжения обычно служит импульсный высоковольтный генератор. Передача импульсов на вход наземной панели и питание скважинного прибора осуществляется по одной и той же линии связи. Наземная панель содержит входной усилитель, дискриминатор, каскад для формирования импульсов, выходную ступень и интегрирующий контур.

Каскад для формирования импульса делает все импульсы одинаковыми по амплитуде и продолжительности. Выходная ступень передает эти импульсы на интегрирующий контур. Последний преобразует последовательность импульсов в ток, пропорциональный скорости счета. Сила этого тока записывается регистрирующим прибором на ленте, перемещающейся в соответствии с движением кабеля.

В наземной панели имеется калибратор – устройство, позволяющее подавать на вход наземной панели число импульсов с заданной скоростью счета. Калибратор используется для установления масштаба записи кривой.

Предусматривается возможность вести счет числа импульсов; для этого применяется электронная схема, на выходе которой устанавливают электромеханический счетчик.

Скважинные приборы снабжены прижимным устройством и специальными экранами. Система пружинных рессор или шарнирно соединительных рычагов прижимает прибор стороной, на которой расположены источник и индикатор, к стенке скважины; с противоположной стороны в приборе помещены экраны, защищающие индикатор от гамма-излучения, рассеянного буровым раствором. Применяются также экраны с каналами (коллиматоры), направляющими рассеянное породой излучение на индикатор.

Нейтронные методы исследования скважин основаны на различной способности горных пород рассеивать и поглощать нейтроны. Нейтроны вы-соких энергий по выходе из источника замедляются до тепловых. Наиболее интенсивный замедлитель в породах – водород. Медленные или тепловые нейтроны характеризуются большой вероятностью захвата их ядрами атомов элементов той среды, в которой происходит замедление. В породах типично-го осадочного комплекса наиболее вероятной реакцией при захвате нейтрона является nγ – реакция радиационного захвата.

В результате реакции радиационного захвата возникает радиационное γ – излучение, которое является измеряемым параметром в нейтронном гам-ме – методе (первая модификация). Во второй модификации нейтронных ме-тодов измеряется плотность нейтронов в некотором удалении от источника.

Нейтронные свойства пород характеризуются длиной замедления и длиной диффузии. Длина замедления уменьшается с увеличением суммарно-го водородосодержания среды. Наименьшие длины замедления наблюдаются в породах с большим водородосодержанием. Диффузионная длина убывает с увеличением водородосодержания и содержания в породах элементов с ано-мально высокими ядерными сечениями захвата. В осадочных породах и плас-товых водах наиболее распространенным из этих элементов является хлор. Длина замедления и диффузионная длина зависят также от минерального и химического состава скелета породы.

Плотность тепловых нейтронов по мере удаления от источника нейт-ронов в однородных средах с разным водородосодержанием снижается по разным законам. В среде с высоким водородосодержанием, где малы длина замедления и диффузионная длина, плотность тепловых нейтронов на малых расстояниях значительна и быстро убывает по мере удаления от источника. В среде с меньшим водородосодержанием плотность тепловых нейтронов вблизи источника меньше и снижается с удалением от него медленнее, чем в первом случае.

Область пересечения кривых, выражающих указанные зависимости, именуется областью инверсионных зондов и соответствует длинам зондов 15 – 30 см. при длинах нейтронных зондов, больших инверсионных, плотность тепловых нейтронов в среде, окружающей индикатор, убывает с увеличением водородосодержания. Такие зонды используются на практике. Зонды НГК чаще всего имеют размер 60см, ННК – Т – 40 – 50см. При изучении декре-мента затухания плотности тепловых нейтронов используются два или не-сколько зондов, имеющих разные размеры.

Водородосодержание осадочных горных пород

В осадочных горных породах, поры которых насыщены водой или водой, нефтью и газом, общее содержание водорода оценивается водород-ным индексом , который равен отношению объёмной концентрации атома водорода в данной среде к его концентрации в пресной воде при нормальных условиях. В горных породах эту величину именуют эквивалентной влажнос-тью ω. Таким образом, водородный индекс для пресной воды ωв = 1. Объём-ная атомная концентрация водорода в нефти близка к характеристике воды. Поэтому эквивалентная влажность нефти ωн ≈ ωв = 1.

Водородный индекс чистых, не содержащих химически связанной воды пород, насыщенных водой или нефтью с водой,

ωнп ≈ ωвп = kп ωв = kп. ( 13.1)

Поэтому водородный индекс (эквивалентная влажность) чистых пород численно равен их пористости.

Для газонасыщенных пород

ωгн = kп ( kв ωв + kн ωн + kг ωг ) = kп (1 – kг ) + kп kг ωг (13.2)

Поскольку за счёт низкой плотности газа по сравнению с водой и нефтью ωг< ωн ≈ ωв, эквивалентная влажность газонасыщенных коллекто-ров меньше, чем водо- и нефтенасыщенных.

В глинистых коллекторах, скелет которых содержит кристаллизацио-ную ωсв (химически связанную) воду

ωнп ≈ ωвп = kп + kгл ωсв. (13.3 )

К таким же породам относится гипс.

Интерпретация диаграмм, полученных однозондовыми нейтронными приборами

При исследовании скважин нейтронными методами регистрируется кривая изменения интенсивности излучения (гамма-излучения или плотности нейтронов) с глубиной, выражаемой либо скоростью счёта (имп ∕ мин), либо в условных единицах (аналогичных водородному индексу), представляющих собой отношение интенсивности в данной точке разреза к интенсивности из-лучения в баке с пресной водой І ∕ Ів .

Связь интенсивности излучения с эквивалентной влажностью гор-ных пород весьма сложная и изучена в основном с помощью моделирования некоторых частных случаев. Вид связи зависит от большого числа факторов. При измерениях в неоднородной среде, окружающей скважинный прибор, на его показания влияет не только изучаемый пласт, но и скважина, глинистая корка, хлоросодержание в скважине и породе, конструкция скважины и при-бора и т.д. В связи с этим при получении зависимости І ∕ Ів = f (ω) моделиро-вание производилось в стандартных условиях, отклонение от которых изме-няет величину регистрируемой интенсивности.

Эквивалентная влажность пород ω – главный параметр, который оп-ределяется при интерпретации диаграмм нейтронных методов. Её часто име-нуют нейтронной пористостью kп n, по величине которой определяют общую пористость пород.

Факторы , влияющие на отклонение изучаемой в скважине интенсив-ности излучения от стандартной, делятся на две группы.

К первой -- относится влияние скважинных условий : диаметр сква-жины, плотность раствора, толщина глинистой корки, хлорсодержание раст-вора, пластовой воды идр.

Ко второй группе относятся петрофизические факторы: наличие в химических составах скелета пород и сред, в которых произведено моделиро-вание; изменение плотности и газосодержание пород, влияние температуры и давления и др.

Все эти факторы необходимо учитывать при интерпретации.

Порядок интерпретации диаграмм нейтронных методов.

Первым предварительным этапом обработки, отличающим нейтрон-ный гамма-метод от остальных нейтронных методов, является вычитание гамма-фона из показаний, записанных при регистрации НГК в скважине. В дальнейшей интерпретации под величиной Ірег подразумевается разность Іnγ рег – kІγ . Здесь Іγ – показания кривой ГК; k – коэффициент, учитывающий разницу в чувствительностях γ – индикаторов, стоящих в каналах ГК и НГК. Для аппаратуры ДРСТ-3 k = 0,15, для ДРСТ-1 k= 0,3 ÷ 0,35. Нейтрон-нейт-ронные методы в такой поправке не нуждаются.

Второй этап обработки одинаков со всеми остальными методами радиометрии и заключается в приведении показаний к условиям бесконечной мощности І∞ (или бесконечно малой скорости записи диаграммы).

Дальнейшая схема интерпретации нейтронных методов аналогична схеме обработки диаграмм ГК. В практике используется только метод отно-сительных амплитуд, основанный на вычислении относительной амплитуды

∆І = І - І1 ∕ І2 - І1 , где ( 13.4)

І2 - І1 – опорная амплитуда, равная разности показаний кривой нейт-ронного метода в двух пластах с известными значениями эквивалентной влажности или нейтронной пористости kп n. Для опорных пластов с І1 и І2 должны быть известны пористости, глинистости и скважинные условия. Интенсивности излучения в опорных пластах либо приводятся к условиям, для которых была получена зависимость ∆І = ƒ (ω), либо значения кажу-щейся влажности ωк , полученные при отклонении этих условий от модели, приводятся к стандартным с помощью поправок, вводимых в значение kп n.

Существуют два подхода к дальнейшей обработке.

Первый подход разделяет поправки, вводимые в интенсивность излу-чения или ∆І для приведения к стандартным скважинным условиям, и петро-физические поправки, вводимые в kп n. В этом случае переход от ∆І к kп n осуществляется по кривым ∆І = ƒ(ω), полученным для заданных dc¸Cв и Ср, hгк. .При переходе от kп n к kп вводятся петрофизические поправки в виде постепенного вычитания Δωгл, Δωлит, Δωпл, Δωр,t – поправок соответственно на глинистость, разницу в литологическом составе, плотности, давление и температуру опорных и исследуемых пластов.

Второй подход предусматривает введение части поправок, связанных с влиянием скважинных условий также в kпn. Это поправки ΔωСl, Δωгк, учи-тывающие влияние хлорсодержания (Св, Ср) в пласте и скважине и толщины глинистой корки (h гк).

В результате учёта всех влияющих факторов по данным нейтронных методов находят коэффициент пористости пород. Из выше изложенного сле-дует, что для определения коэффициента пористости неоходимо располагать большой исходной информацией. Схема интерпретации заметно упрощается, если скважинные условия опорных и исследуемых пластов одинаковы, лито-логический состав, концентрация солей в водах и растворе постоянны, тем-пература и давление практически неизменны. В этих случаях из всех пере-численных требуется учёт только небольшого числа факторов, и диаграмма нейтронного метода может быть перестроена в диаграмму k п n, а если разрез представлен чистыми известняками – в диаграмму kп.

Средства преобразования показаний нейтронных методов и условия применения поправок

1. Для получения ΔI требуется иметь в разрезе опорные пласты, с помощью которых скважинные измерения привязываются к результатам моделирования. Опорными пластами служат глины и плотные породы с предельными значениями эквивалентной влажности, либо любые пласты известных пористости и состава:

а)Глины с каверной (dс > 40см); l к >l пр –прибор лежит на стенке скважины; kп n опорного пласта вычисляется как средняя величина k п n глин и ωр раствора. Часто используются среднестатическое значение k пn = 40% (иногда 60% в глинах молодого возраста).

б)Плотные породы – чистые известняки, ангидриты;k пn = 1 ÷ 2%.

в) Если плотные пласты содержат глинистые примеси,для них вы-числяется k пn, исходя из пористости, глинистости и скважинных условий.

Разность показаний I2 – I1 даёт опорную амплитуду. Если разрез кар-бонатный и глинистость отсутствует, шкала ΔI может быть построена прямо на диаграмме Inγ или Inn.

2. Переход от ΔI к kп n с одновременным учётом влияния dс, hгк, Св, Сф осуществляется путём использования зависимостей ΔI = ƒ (ω) для тех же значений dс, Св, Сф и hгк или введением поправок ΔωСl и Δωгк в величину kпn , найденную без учёта хлорсодержания и глинистой корки. Шкала kпn может быть построена графически.

3. Введение поправки на влияние глинистости осуществляется вычи-танием избытка эквивалентной влажности по формуле :

ω нп ≈ ωвп = kп + kгл ωсв, где Δωгл = kгл ωсв. (13.5)

Количество связанной с глинистыми минералами воды должно быть определено для данного района в результате соответствующих исследований:

минерал	ωсв, м³/м³	порода	ωсв, м³/м³
каолинит	0,34	гипс	0,49
Хлорид магнезиальный	0,34	Глина Волго-Уральской провинции, гидрослюдистая	0,25
гидромусковит	0,17	Глина Западной Сибири	0,2
монтмориллонит	0,13

4. Поправка на отклонение литологического состава от условий моде-лирования не вводится, если опорные и изучаемые пласты одинаковы по сос-таву минералов скелета, поскольку изменение относительной амплитуды ΔI с водородосодержанием мало чувствительно к минеральному составу скелета пород. Эта поправка учитывается лишь в том случае, когда опорный пласт с максимальными показаниями отличается от изучаемых. Например, если он представлен известняком, а пористость определяется для песчаников, или опорный пласт – ангидрит, а kп устанавливается для известняков или доло-митов. В этих случаях поправка может вводиться двумя способами:

- либо пересчётом интенсивности излучения против опорного пласта на другую литологию, либо введением литологической поправки Δωлит в ве-личину kпn. В последнем случае в интервале пористостей 10 – 24% можно использовать следующие соотношения:

kп. песч ≈ kп n изв + 0,025 (13.6)

kп.дол ≈ kп n изв – 0,025 (НГК) (13.7)

kп.дол ≈ kп n изв – 0,035 (ННК-Т) (13.8)

5. Поправки на влияние плотности глин и газонасыщения порового пространства требует знания плотности глинистых минералов и коэффи-циента газонасыщения пор kг , что затрудняет процедуру их использования.

6. Поправки на температуру и давление вводят только для опорных и исследуемых пластов эти параметры существенно различаются.

Интерпретация диаграмм, полученных двухзондовыми нейтронными приборами

При интерпретации этих диаграмм коэффициент нейтронной порис-тости находится через декримент пространственного затухания плотности тепловых нейтронов α или определяющую его величину А

ln Iм / IБ ln А

α = -------------- = -------- (13.9 )

ΔL ΔL

Где Iм и IБ – интенсивности излучения, регистрируемые на расстояниях Lм и LБ от источника излучения;

ΔL = LБ – Lм

Интенсивности излучения Iм и IБ выражаются в условных единицах (или имп / мин), т.е. калибруются по пресной воде. Перед излучением отно-шения А величины интенсивностей подлежат приведению к бесконечной толщине пласта путём введения обычной поправки

νγ = ƒ ( v τ,h).

Схема интерпретации выглядит следующим образом:

Iм → Iм∞ ↓

А →α → (k п, n) к → kп (13.10 )

IБ → IБ∞ ↑

Переход от α к kп ‚n требует использования кривой, соответствующей скважинным условиям (dс).

Последовательность операций:

1. На кривых НК-Т малого и большого зонда выделяют пласты для интерпретации.

2. В каждом интерпретируемом пласте вычисляют

А = I (L1) / I (L2) (13.11 )

3. Определяют по зависимости α = ƒ (Α) - рис 60 величину α соответствующую вычисленному А по формуле

ℓn I (L1) / I (L2)

α= −−−−−−−−−−−− (13.12 )

L2 − L1

4. Используя палетку рис.61 из комплекта палеток, на которых сгруппированы зависимости α = ƒ (k۫п n), для заданных dc и Ср находят k۫пn, соответствующее вычисленному α.

Полученное k۫п n можно использовать как kп общ в разрезах, пред-ставленных чистыми известняками при незначительных примесях доломита (<25%), гипса (<1%) и нерастворимого остатка (<10%).

При определении общей пористости в разрезах со сложной литоло-гией НК комплексируют с другими методами пористости – ГГК или АК.

Определение характера насыщения коллекторов по диаграммам нейтронных методов.

При разделении методом НГК коллекторов на нефтеносные и водо-носные используют различие в хлоросодержании нефтеносных и водонос-ных пластов, а при выявлении газоносных коллекторов – их пониженное водородосодержание по сравнению с нефте- и водонасыщенными коллек-торами. При одинаковых пористости и минерализации пластовых вод хло-росодержание нефтеносного коллектора меньше, чем водоносного, поэтому для водоносного коллектора характерны большее макроскопическое сечение захвата и более высокая интенсивность гамма-излучения радиационного зах-вата. Плотность тепловых нейтронов при переходе от нефтеносной к водо-носной части коллектора, напротив, уменьшается.в связи с этим на диаграм-мах НГК и НК-Т, зарегистрированных в неперфорированной скважины при расформированной зоне проникновения ВНК, отмечается уменьшение пока-заний НГК и рост показаний НК-Т при переходе из водоносной в нефтена-сыщенную часть коллектора.

Рисунок 13.1 Определение первоначального (1) и текущего (11) положений ВНК и ГНК по данным радиометрии скважин

1-газ, 2-нефть,3-вода; кривые: 4- первичных замеров, 5 – повторных замеров.

Выделение газоносных коллекторов по диаграммам НГК основано на том, что один и тот же коллектор при насыщении его газом имеет более низкое водородосодержание, чем при насыщении водой или нефтью. Величина kп n газоносного коллектора приближенно равна

kп kг pпл

kп n = kп ( 1 – kг ) + -------- , где ( 13.13)

623

kг – коэффициент газонасыщения..

Чем меньше пластовое давление pпл , т.е. чем меньше глубина залега-ния исследуемых отложений, тем больше различаются kпn г и kп n н – нейт-ронные пористости газоносного и водонефтеносного коллектора и тем бла-гоприятнее условия для выделения в разрезе газоносных коллекторов по дан-ным нейтронных методов.если пластовое давление близко к 60мПа, возмож-ность разделения их при помощи нейтронных методов исчезает.

Исследования нейтронными методами с целью выделения газоносных пластов проводят также в обсаженной скважине в условиях, когда зона про-никновения расформирована. Период, в течении которого зона проникно-вения расформировывается, при прочих равных условмях зависит от прони-цаемости коллектора:

-- чем больше проницаемость, тем меньше период расформирования.

Все диаграммы НГК или НК-Т регистрируют в таком масштабе, что-бы кривые Inγ (Inn) совпадали во всех участках разреза, кроме тех, где отме-чается влияние газа на показания НГК. Если это условие не было при записи диаграммы соблюдено , то для выделения газоносных пластов используют графическое сопоставление параметров ΔInγ (Inn )вычисленных в пластах, характер насыщения которых определяется. .Газоводяной или газонефтяной контакт определяется границей между интервалом пласта – коллектора, в котором происходит рост во времени значений ΔInγ (Δ Inn ) и интервалом, для которого значение ΔInγ ( ΔInn ) сохраняется во времени неизменным –рис 13.2.

Рисунок 12.7 Пример определения ГВК (а) и ГНК (б) по материалам повторных исследований НК в обсаженной скважине.

1,2-кривые НГК зарегистрированные до и после расформирования зоны в коллекторе с ГВК; 3,4- то же, в коллекторе с ГНК.

Лекция 21

Нейтрон-нейтронный каротаж (ННК). Интерпретация диаграмм, полученных однозондовыми нейтронными приборами Интерпретация диаграмм, Определение времени жизни теплового нейтрона.

Скважинный прибор для нейтронного каротажа содержит нейтронный источник, индикатор гамма-излучения или плотности нейтронов и соответствующую электронную схему.

Нейтронным источником обычно служит смесь полония с порошкообразным бериллием; смесь помещена в запаянную стеклянную ампулу, которая защищена латунным кожухом. Нейтронный источник помещается в зондовом устройстве прибора. Предусматривается возможность установки нескольких различных длин зондов. Для защиты индикатора от прямого излучения источника в приборе и зондовом устройстве устанавливаются экраны, материалами для которых служат сталь, свинец, а при НК-Т и НК-Н также и водородосодержащие материалы Сцинтилляционый (люминесцентный) счетчик состоит из фотоэлектродного умножителя, перед фотокатодом которого установлен сцинтиллятор; фотоэлекродный умножитель подключен к измерительной схеме с регистрирующим прибором на ее выходе.

Аппаратура нейтронного каротажа состоит из скважинного прибора и наземной панели с источником питания.

В скважинном приборе размещаются индикатор гамма-излучения, схема усиления и формирования импульса и источник высокого напряжения для питания индикатора.

Сцинтилляционый (люминесцентный) счетчик состоит из фотоэлектродного умножителя, перед фотокатодом которого установлен сцинтиллятор; фотоэлекродный умножитель подключен к измерительной схеме с регистрирующим прибором на ее выходе.

Аппаратура нейтронного каротажа состоит из скважинного прибора и наземной панели с источником питания.

В скважинном приборе размещаются индикатор гамма-излучения, схема усиления и формирования импульса и источник высокого напряжения для питания индикатора.

В качестве источника высокого напряжения обычно служит импульсный высоковольтный генератор. Передача импульсов на вход наземной панели и питание скважинного прибора осуществляется по одной и той же линии связи. Наземная панель содержит входной усилитель, дискриминатор, каскад для формирования импульсов, выходную ступень и интегрирующий контур.

Каскад для формирования импульса делает все импульсы одинаковыми по амплитуде и продолжительности. Выходная ступень передает эти импульсы на интегрирующий контур. Последний преобразует последовательность импульсов в ток, пропорциональный скорости счета. Сила этого тока записывается регистрирующим прибором на ленте, перемещающейся в соответствии с движением кабеля.

В наземной панели имеется калибратор – устройство, позволяющее подавать на вход наземной панели число импульсов с заданной скоростью счета. Калибратор используется для установления масштаба записи кривой.

Предусматривается возможность вести счет числа импульсов; для этого применяется электронная схема, на выходе которой устанавливают электромеханический счетчик.

Скважинные приборы снабжены прижимным устройством и специальными экранами. Система пружинных рессор или шарнирно соединительных рычагов прижимает прибор стороной, на которой расположены источник и индикатор, к стенке скважины; с противоположной стороны в приборе помещены экраны, защищающие индикатор от гамма-излучения, рассеянного буровым раствором. Применяются также экраны с каналами (коллиматоры), направляющими рассеянное породой излучение на индикатор.

Нейтронные методы исследования скважин основаны на различной способности горных пород рассеивать и поглощать нейтроны. Нейтроны вы-соких энергий по выходе из источника замедляются до тепловых. Наиболее интенсивный замедлитель в породах – водород. Медленные или тепловые нейтроны характеризуются большой вероятностью захвата их ядрами атомов элементов той среды, в которой происходит замедление. В породах типично-го осадочного комплекса наиболее вероятной реакцией при захвате нейтрона является nγ – реакция радиационного захвата.

В результате реакции радиационного захвата возникает радиационное γ – излучение, которое является измеряемым параметром в нейтронном гам-ме – методе (первая модификация). Во второй модификации нейтронных ме-тодов измеряется плотность нейтронов в некотором удалении от источника.

Нейтронные свойства пород характеризуются длиной замедления и длиной диффузии. Длина замедления уменьшается с увеличением суммарно-го водородосодержания среды. Наименьшие длины замедления наблюдаются в породах с большим водородосодержанием. Диффузионная длина убывает с увеличением водородосодержания и содержания в породах элементов с ано-мально высокими ядерными сечениями захвата. В осадочных породах и плас-товых водах наиболее распространенным из этих элементов является хлор. Длина замедления и диффузионная длина зависят также от минерального и химического состава скелета породы.

Плотность тепловых нейтронов по мере удаления от источника нейт-ронов в однородных средах с разным водородосодержанием снижается по разным законам. В среде с высоким водородосодержанием, где малы длина замедления и диффузионная длина, плотность тепловых нейтронов на малых расстояниях значительна и быстро убывает по мере удаления от источника. В среде с меньшим водородосодержанием плотность тепловых нейтронов вблизи источника меньше и снижается с удалением от него медленнее, чем в первом случае.

Область пересечения кривых, выражающих указанные зависимости, именуется областью инверсионных зондов и соответствует длинам зондов 15 – 30 см. при длинах нейтронных зондов, больших инверсионных, плотность тепловых нейтронов в среде, окружающей индикатор, убывает с увеличением водородосодержания. Такие зонды используются на практике. Зонды НГК чаще всего имеют размер 60см, ННК – Т – 40 – 50см. При изучении декре-мента затухания плотности тепловых нейтронов используются два или не-сколько зондов, имеющих разные размеры.

Водородосодержание осадочных горных пород

В осадочных горных породах, поры которых насыщены водой или водой, нефтью и газом, общее содержание водорода оценивается водород-ным индексом , который равен отношению объёмной концентрации атома водорода в данной среде к его концентрации в пресной воде при нормальных условиях. В горных породах эту величину именуют эквивалентной влажнос-тью ω. Таким образом, водородный индекс для пресной воды ωв = 1. Объём-ная атомная концентрация водорода в нефти близка к характеристике воды. Поэтому эквивалентная влажность нефти ωн ≈ ωв = 1.

Водородный индекс чистых, не содержащих химически связанной воды пород, насыщенных водой или нефтью с водой,

ωнп ≈ ωвп = kп ωв = kп. ( 13.1)

Поэтому водородный индекс (эквивалентная влажность) чистых пород численно равен их пористости.

Для газонасыщенных пород

ωгн = kп ( kв ωв + kн ωн + kг ωг ) = kп (1 – kг ) + kп kг ωг (13.2)

Поскольку за счёт низкой плотности газа по сравнению с водой и нефтью ωг< ωн ≈ ωв, эквивалентная влажность газонасыщенных коллекто-ров меньше, чем водо- и нефтенасыщенных.

В глинистых коллекторах, скелет которых содержит кристаллизацио-ную ωсв (химически связанную) воду

ωнп ≈ ωвп = kп + kгл ωсв. (13.3 )

К таким же породам относится гипс.

Интерпретация диаграмм, полученных однозондовыми нейтронными приборами

При исследовании скважин нейтронными методами регистрируется кривая изменения интенсивности излучения (гамма-излучения или плотности нейтронов) с глубиной, выражаемой либо скоростью счёта (имп ∕ мин), либо в условных единицах (аналогичных водородному индексу), представляющих собой отношение интенсивности в данной точке разреза к интенсивности из-лучения в баке с пресной водой І ∕ Ів .

Связь интенсивности излучения с эквивалентной влажностью гор-ных пород весьма сложная и изучена в основном с помощью моделирования некоторых частных случаев. Вид связи зависит от большого числа факторов. При измерениях в неоднородной среде, окружающей скважинный прибор, на его показания влияет не только изучаемый пласт, но и скважина, глинистая корка, хлоросодержание в скважине и породе, конструкция скважины и при-бора и т.д. В связи с этим при получении зависимости І ∕ Ів = f (ω) моделиро-вание производилось в стандартных условиях, отклонение от которых изме-няет величину регистрируемой интенсивности.

Эквивалентная влажность пород ω – главный параметр, который оп-ределяется при интерпретации диаграмм нейтронных методов. Её часто име-нуют нейтронной пористостью kп n, по величине которой определяют общую пористость пород.

Факторы , влияющие на отклонение изучаемой в скважине интенсив-ности излучения от стандартной, делятся на две группы.

К первой -- относится влияние скважинных условий : диаметр сква-жины, плотность раствора, толщина глинистой корки, хлорсодержание раст-вора, пластовой воды идр.

Ко второй группе относятся петрофизические факторы: наличие в химических составах скелета пород и сред, в которых произведено моделиро-вание; изменение плотности и газосодержание пород, влияние температуры и давления и др.

Все эти факторы необходимо учитывать при интерпретации.

Порядок интерпретации диаграмм нейтронных методов.

Первым предварительным этапом обработки, отличающим нейтрон-ный гамма-метод от остальных нейтронных методов, является вычитание гамма-фона из показаний, записанных при регистрации НГК в скважине. В дальнейшей интерпретации под величиной Ірег подразумевается разность Іnγ рег – kІγ . Здесь Іγ – показания кривой ГК; k – коэффициент, учитывающий разницу в чувствительностях γ – индикаторов, стоящих в каналах ГК и НГК. Для аппаратуры ДРСТ-3 k = 0,15, для ДРСТ-1 k= 0,3 ÷ 0,35. Нейтрон-нейт-ронные методы в такой поправке не нуждаются.

Второй этап обработки одинаков со всеми остальными методами радиометрии и заключается в приведении показаний к условиям бесконечной мощности І∞ (или бесконечно малой скорости записи диаграммы).

Дальнейшая схема интерпретации нейтронных методов аналогична схеме обработки диаграмм ГК. В практике используется только метод отно-сительных амплитуд, основанный на вычислении относительной амплитуды

∆І = І - І1 ∕ І2 - І1 , где ( 13.4)

І2 - І1 – опорная амплитуда, равная разности показаний кривой нейт-ронного метода в двух пластах с известными значениями эквивалентной влажности или нейтронной пористости kп n. Для опорных пластов с І1 и І2 должны быть известны пористости, глинистости и скважинные условия. Интенсивности излучения в опорных пластах либо приводятся к условиям, для которых была получена зависимость ∆І = ƒ (ω), либо значения кажу-щейся влажности ωк , полученные при отклонении этих условий от модели, приводятся к стандартным с помощью поправок, вводимых в значение kп n.

Существуют два подхода к дальнейшей обработке.

Первый подход разделяет поправки, вводимые в интенсивность излу-чения или ∆І для приведения к стандартным скважинным условиям, и петро-физические поправки, вводимые в kп n. В этом случае переход от ∆І к kп n осуществляется по кривым ∆І = ƒ(ω), полученным для заданных dc¸Cв и Ср, hгк. .При переходе от kп n к kп вводятся петрофизические поправки в виде постепенного вычитания Δωгл, Δωлит, Δωпл, Δωр,t – поправок соответственно на глинистость, разницу в литологическом составе, плотности, давление и температуру опорных и исследуемых пластов.

Второй подход предусматривает введение части поправок, связанных с влиянием скважинных условий также в kпn. Это поправки ΔωСl, Δωгк, учи-тывающие влияние хлорсодержания (Св, Ср) в пласте и скважине и толщины глинистой корки (h гк).

В результате учёта всех влияющих факторов по данным нейтронных методов находят коэффициент пористости пород. Из выше изложенного сле-дует, что для определения коэффициента пористости неоходимо располагать большой исходной информацией. Схема интерпретации заметно упрощается, если скважинные условия опорных и исследуемых пластов одинаковы, лито-логический состав, концентрация солей в водах и растворе постоянны, тем-пература и давление практически неизменны. В этих случаях из всех пере-численных требуется учёт только небольшого числа факторов, и диаграмма нейтронного метода может быть перестроена в диаграмму k п n, а если разрез представлен чистыми известняками – в диаграмму kп.

Средства преобразования показаний нейтронных методов и условия применения поправок

1. Для получения ΔI требуется иметь в разрезе опорные пласты, с помощью которых скважинные измерения привязываются к результатам моделирования. Опорными пластами служат глины и плотные породы с предельными значениями эквивалентной влажности, либо любые пласты известных пористости и состава:

а)Глины с каверной (dс > 40см); l к >l пр –прибор лежит на стенке скважины; kп n опорного пласта вычисляется как средняя величина k п n глин и ωр раствора. Часто используются среднестатическое значение k пn = 40% (иногда 60% в глинах молодого возраста).

б)Плотные породы – чистые известняки, ангидриты;k пn = 1 ÷ 2%.

в) Если плотные пласты содержат глинистые примеси,для них вы-числяется k пn, исходя из пористости, глинистости и скважинных условий.

Разность показаний I2 – I1 даёт опорную амплитуду. Если разрез кар-бонатный и глинистость отсутствует, шкала ΔI может быть построена прямо на диаграмме Inγ или Inn.

2. Переход от ΔI к kп n с одновременным учётом влияния dс, hгк, Св, Сф осуществляется путём использования зависимостей ΔI = ƒ (ω) для тех же значений dс, Св, Сф и hгк или введением поправок ΔωСl и Δωгк в величину kпn , найденную без учёта хлорсодержания и глинистой корки. Шкала kпn может быть построена графически.

3. Введение поправки на влияние глинистости осуществляется вычи-танием избытка эквивалентной влажности по формуле :

ω нп ≈ ωвп = kп + kгл ωсв, где Δωгл = kгл ωсв. (13.5

) 4. Поправка на отклонение литологического состава от условий моде-лирования не вводится, если опорные и изучаемые пласты одинаковы по сос-таву минералов скелета, поскольку изменение относительной амплитуды ΔI с водородосодержанием мало чувствительно к минеральному составу скелета пород. Эта поправка учитывается лишь в том случае, когда опорный пласт с максимальными показаниями отличается от изучаемых. Например, если он

Количество связанной с глинистыми минералами воды должно быть определено для данного района в результате соответствующих исследований:

минерал	ωсв, м³/м³	порода	ωсв, м³/м³
каолинит	0,34	гипс	0,49
Хлорид магнезиальный	0,34	Глина Волго-Уральской провинции, гидрослюдистая	0,25
гидромусковит	0,17	Глина Западной Сибири	0,2
монтмориллонит	0,13

представлен известняком, а пористость определяется для песчаников, или опорный пласт – ангидрит, а kп устанавливается для известняков или доло-митов. В этих случаях поправка может вводиться двумя способами:

- либо пересчётом интенсивности излучения против опорного пласта на другую литологию, либо введением литологической поправки Δωлит в ве-личину kпn. В последнем случае в интервале пористостей 10 – 24% можно использовать следующие соотношения:

kп. песч ≈ kп n изв + 0,025 (13.6)

kп.дол ≈ kп n изв – 0,025 (НГК) (13.7)

kп.дол ≈ kп n изв – 0,035 (ННК-Т) (13.8)

5. Поправки на влияние плотности глин и газонасыщения порового пространства требует знания плотности глинистых минералов и коэффи-циента газонасыщения пор kг , что затрудняет процедуру их использования.

6. Поправки на температуру и давление вводят только для опорных и исследуемых пластов эти параметры существенно различаются.

Лекция 22

Нейтрон-нейтронный каротаж (ННК). Порядок интерпретации диаграмм нейтронных методов. Средства преобразования показаний нейтронных методов и условия применения поправок Область применения. Определение характера насыщения коллекторов.

Интерпретация диаграмм, полученных двухзондовыми нейтронными приборами

При интерпретации этих диаграмм коэффициент нейтронной порис-тости находится через декримент пространственного затухания плотности тепловых нейтронов α или определяющую его величину А

ln Iм / IБ ln А

α = -------------- = -------- (13.9 )

ΔL ΔL

Где Iм и IБ – интенсивности излучения, регистрируемые на расстояниях Lм и LБ от источника излучения;

ΔL = LБ – Lм

Интенсивности излучения Iм и IБ выражаются в условных единицах (или имп / мин), т.е. калибруются по пресной воде. Перед излучением отно-шения А величины интенсивностей подлежат приведению к бесконечной толщине пласта путём введения обычной поправки

νγ = ƒ ( v τ,h).

Схема интерпретации выглядит следующим образом:

Iм → Iм∞ ↓

А →α → (k п, n) к → kп (13.10 )

IБ → IБ∞ ↑

Переход от α к kп ‚n требует использования кривой, соответствующей скважинным условиям (dс).

Последовательность операций:

1. На кривых НК-Т малого и большого зонда выделяют пласты для интерпретации.

2. В каждом интерпретируемом пласте вычисляют

А = I (L1) / I (L2) (13.11 )

3. Определяют по зависимости α = ƒ (Α) - рис 60 величину α соответствующую вычисленному А по формуле

ℓn I (L1) / I (L2)

α= −−−−−−−−−−−− (13.12 )

L2 − L1

4. Используя палетку рис.61 из комплекта палеток, на которых сгруппированы зависимости α = ƒ (k۫п n), для заданных dc и Ср находят k۫пn, соответствующее вычисленному α.

Полученное k۫п n можно использовать как kп общ в разрезах, пред-ставленных чистыми известняками при незначительных примесях доломита (<25%), гипса (<1%) и нерастворимого остатка (<10%).

При определении общей пористости в разрезах со сложной литоло-гией НК комплексируют с другими методами пористости – ГГК или АК.

Определение характера насыщения коллекторов по диаграммам нейтронных методов.

При разделении методом НГК коллекторов на нефтеносные и водо-носные используют различие в хлоросодержании нефтеносных и водонос-ных пластов, а при выявлении газоносных коллекторов – их пониженное водородосодержание по сравнению с нефте- и водонасыщенными коллек-торами. При одинаковых пористости и минерализации пластовых вод хло-росодержание нефтеносного коллектора меньше, чем водоносного, поэтому для водоносного коллектора характерны большее макроскопическое сечение захвата и более высокая интенсивность гамма-излучения радиационного зах-вата. Плотность тепловых нейтронов при переходе от нефтеносной к водо-носной части коллектора, напротив, уменьшается.в связи с этим на диаграм-мах НГК и НК-Т, зарегистрированных в неперфорированной скважины при расформированной зоне проникновения ВНК, отмечается уменьшение пока-заний НГК и рост показаний НК-Т при переходе из водоносной в нефтена-сыщенную часть коллектора.

Рисунок 13.1 Определение первоначального (1) и текущего (11) положений ВНК и ГНК по данным радиометрии скважин

1-газ, 2-нефть,3-вода; кривые: 4- первичных замеров, 5 – повторных замеров.

Выделение газоносных коллекторов по диаграммам НГК основано на том, что один и тот же коллектор при насыщении его газом имеет более низкое водородосодержание, чем при насыщении водой или нефтью. Величина kп n газоносного коллектора приближенно равна

kп kг pпл

kп n = kп ( 1 – kг ) + -------- , где ( 13.13)

623

kг – коэффициент газонасыщения..

Чем меньше пластовое давление pпл , т.е. чем меньше глубина залега-ния исследуемых отложений, тем больше различаются kпn г и kп n н – нейт-ронные пористости газоносного и водонефтеносного коллектора и тем бла-гоприятнее условия для выделения в разрезе газоносных коллекторов по дан-ным нейтронных методов.если пластовое давление близко к 60мПа, возмож-ность разделения их при помощи нейтронных методов исчезает.

Исследования нейтронными методами с целью выделения газоносных пластов проводят также в обсаженной скважине в условиях, когда зона про-никновения расформирована. Период, в течении которого зона проникно-вения расформировывается, при прочих равных условмях зависит от прони-цаемости коллектора:

-- чем больше проницаемость, тем меньше период расформирования.

Все диаграммы НГК или НК-Т регистрируют в таком масштабе, что-бы кривые Inγ (Inn) совпадали во всех участках разреза, кроме тех, где отме-чается влияние газа на показания НГК. Если это условие не было при записи диаграммы соблюдено , то для выделения газоносных пластов используют графическое сопоставление параметров ΔInγ (Inn )вычисленных в пластах, характер насыщения которых определяется. .Газоводяной или газонефтяной контакт определяется границей между интервалом пласта – коллектора, в котором происходит рост во времени значений ΔInγ (Δ Inn ) и интервалом, для которого значение ΔInγ ( ΔInn ) сохраняется во времени неизменным –рис 13.2.

Рисунок 12.7 Пример определения ГВК (а) и ГНК (б) по материалам повторных исследований НК в обсаженной скважине.

1,2-кривые НГК зарегистрированные до и после расформирования зоны в коллекторе с ГВК; 3,4- то же, в коллекторе с ГНК.

Лекция 23

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК).

ИНК применяется для литологического расчленения разреза, определения ВНК, ГЖК, нахождения τ_П для оценки пористости и нефтегазонасыщенности пластов. Практический интерес представляет изучение спектра гамма-излучения неупругого рассеяния нейтронов для выделения в породах кислорода, углерода, магния, кремния, серы.

Литологическое расчленение разреза по данным ИННК производится в соответствии с водородосодержанием среды и временем жизни тепловых нейтронов. Рассматриваются вопросы влияния минерализации пластовой воды на определение ВНК в перфорированных и неперфорированных скважинах – все это тонкости и особенности ИННК.

Физические основы метода ИНК

При импульсных нейтронных методах исследования скважин горные породы облучаются кратковременными потоками быстрых нейтронов длительностью Δτ, следующими один за другим через определенные промежутки времени τ. Через некоторое время τ_з (время задержки) после окончания генерируемого нейтронного импульса в течение времени Δτ_зам (временное окно) производится измерение плотности нейтронов n_nт или продуктов их взаимодействия с горной породой.

Последовательно изменяя τ_з при постоянном Δτ_зам, можно получиь зависимость плотности нейтронов от интенсивности радиационного γ-излучения от τ_з. таким образом, исследуется не только пространственное энергетическое , но и временное распределение нейтронов в скважине, пересекающей исследуемый пласт, после окончания импульса быстрых нейтронов. Интерпретируя такого рода зависимости интенсивности исследуемых частиц от времени, по соответствующим методикам, можно получить нейтронные характеристики горных пород по разрезу скважины.

При переменном нейтронном поле процессы замедления и диффузии нейтронов происходят, грубо говоря, последовательно и могут быть исследованы раздельно, в зависимости от времени задержки, прошедшего с момента испускания нейтронов источником.

Время замедления быстрых нейтронов (10 – 10²мкс) характеризует водородосодержание горных пород. Время диффузии тепловых нейтронов (10² – 10⁴мкс) определяется водородосодержанием и наличием в ряде ядер с большим сечением захвата тепловых нейтронов (в частности, содержанием хлора в пластовой жидкости).

В силу большого различия во времени замедления быстрых нейтронов и диффузии тепловых нейтронов с увеличением времени задержки регистрируемая плотность тепловых нейтронов однозначно определяется только поглощающими нейтронными свойствами среды.

Схема, поясняющая принцип измерения импульсными методами.

При малых временах задержки плотность тепловых нейтронов определяется замедляющими нейтронными свойствами среды.

В зависимости от того, какие ядерные реакции взаимодействия нейтронов с горными породами используются, какие при этом элементарные частицы регистрируются и при каких временных задержках исследуются импульсные нейтронные поля, различают: импульсный нейтрон-нейтронный метод по надтепловым нейтронам (ИННМ-нт), импульсный нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам (ИННМ-т), импульсный нейтронный гамма-метод радиационного захвата (ИНГМ), спектрометрический импульсный нейтронный гамма-метод радиационного захвата (ИНГМ-С), импульсный нейтронный гамма-метод неупругого рассеяния нейтронов (ИНГМР), импульсный нейтронный гамма-метод наведенной активности (ИНГМ-НА), импульсный нейтрон-нейтронный метод резонансного поглощения тепловых нейтронов (ИННПМ-Т). Импульсный нейтрон-нейтронный метод по надтепловым нейтронам в практике геолого-разведочных работ не нашел применения.

Рассмотрим процесс прохождения нейтронов по породе.

Нейтрон представляет собой элементарную частицу, электрически нейтральную, с массой, близкой к ядерной единице массы (1.66*10^-24 г).

Движение нейтронов определяется взаимодействием их с ядрами атомов, которое проявляется в виде рассеяния и захвата нейтронов ядрами атомов.

Рассеяние представляет столкновение нейтрона с ядром атома, в результате которого происходит уменьшение энергии нейтрона и изменение направления его движения.

При неупругом рассеянии, имеющем место при большой энергии, нейтронов (при столкновении с ядрами атомов, слагающих горные породы, при энергиях несколько Мэв), значительная часть энергии расходуется на возбуждение рассеивающего ядра; при этом нейтрон теряет большую долю своей энергии.

При энергиях нейтронов от 1Мэв до 1эв, играющих основную роль при обычном нейтронном каротаже, преобладает по сравнению с другими процессами упругое рассеяние.

При таком рассеянии столкновение нейтрона с ядром происходит так же, как и в классическом случае столкновения двух упругих шаров, массы которых пропорциональны массам нейтрона и ядра: направление движения нейтронов отклоняется от первоначального на некоторый угол, а скорость нейтрона (его энергия) уменьшается. Эти изменения в движении нейтрона и его энергии однозначно определяются законами сохранения энергии и моментов и первоначальной скоростью нейтрона.

В среднем потеря энергии нейтроном при упругом соударении с ядром атома тем больше, чем меньше масса ядра.

Наибольшая потеря энергии происходит при столкновении нейтрона с ядром водорода, масса которого почти равна массе нейтрона. Средняя потеря энергии составляет половину начальной. При столкновении с ядрами всех остальных слагающих горные породы элементов потеря значительно меньше.

Вероятность того, что нейтрон столкнется с ядром атома какого-либо элемента, зависит от числа атомов данного элемента в единице объема породы и от специфической особенности ядер (поперечного сечения рассеяния ядра для нейтрона).

Стоит отметить, что взаимодействие нейтрона с ядрами какого-либо элемента не зависит от того, с какими другими элементами они химически связаны, т.е. не зависит от вида химического соединения элементов. Все определяется числом ядер в единице объема и их составом.

В горных породах замедляющая способность определяется водородосодержанием их, что связано с большой потерей энергии нейтроном при столкновении с ядром водорода. Однако некоторую роль играют и другие элементы, главным образом в связи с относительно большой замедляющей способностью их при высоких энергиях нейтронов. Это приводит к различию в замедляющей способности пород различного литологического состава, особенно заметному при малом водородосодержании (малой пористости) пород.

Путь нейтрона представляет собой ломаную линию, разделенную на звенья точками, где происходят столкновения нейтрона с ядрами. Вначале, когда энергия нейтрона большая, вероятность столкновения его с ядрами мала, и путь, который проходит нейтрон от одного столкновения до другого, большой. В дальнейшем с уменьшением энергии нейтрона средняя длина пути между отдельными столкновениями уменьшается, звенья становятся короче.

В результате последовательных столкновений скорость нейтрона снижается. Конечным результатом движения нейтрона является поглощение (захват) его каким-либо ядром. Основную роль в захвате нейтронов играет поглощение тепловых нейтронов ядрами слагающих горную породу элементов.

Способность среды поглощать нейтроны (поглощающие свойства) определяется количеством и сечением захвата ядер атомов, составляющих данную среду.

В породах средней и большой пористости большинство тепловых нейтронов захватывается атомами водорода; поглощающая способность породы тем больше, чем больше водородосодержание. Однако, при этом большую роль, особенно при малом водородосодержании, играет элементный состав породы. Это приводит к различию поглощающих свойств пород различного литологического состава. Так, при прочих равных условиях в песчаниках поглощающая способность меньше, чем в известняках.

Поглощающая способность породы резко повышается при наличии в ней элементов с большим сечением захвата, даже если содержание этих элементов мало.

Из широко распространенных элементов, входящих в состав горных пород, большая вероятность поглощения тепловых нейтронов у хлора; вероятность захвата тепловых нейтронов у атомов хлора в 100 раз больше, чем у атомов водорода.

Хлор присутствует в горных породах, прежде всего в виде раствора хлористого натрия, составляющего основную часть солевого состава пластовых вод осадочных горных пород.

При захвате нейтрона в ядре получается некоторый излишек энергии, и оно приходит в возбужденное состояние. Переход в устойчивое состояние сопровождается испусканием гамма-квант, число и энергия которых зависят от того, какому элементу (и какому изотопу) соответствует ядро.

В результате хаотического движения отдельных нейтронов, происходящего в соответствии с изложенным выше, появляется так называемое электронное облако, очевидно, что с удалением от источника будет уменьшаться плотность нейтронов. Плотность нейтронов зависит от водородосодержания в породе, и зависимость это прямая. Водородосодержание зависит напрямую от пористости, чем выше пористость, тем выше водородосодержание, тем меньше плотность нейтронов.

Методика и техника проведения исследований в скважине

Аппаратура и оборудование

В практике применения нейтронного каротажа для расчленения разреза и оценки пористости применяют зонды большой длины (порядка 50 - 60 сантиметров).

На показания ИНК будут в какой-то мере влиять плотность и элементный состав среды; последнее связано с различной замедляющей способностью элементов. Поэтому в породах различного литологического состава (например, песчаниках и известняках) при прочих одинаковых условиях показания нейтронного каротажа будут различны. Особенно большое влияние оказывает литологический характер породы при малом водородосодержании среды.

В импульсном нейтрон-нейтронном каротаже (ИННК) применяется установка, состоящая из импульсного скважинного генератора нейтронов и расположенного на некотором фиксированном расстоянии от него индикатора плотности тепловых нейтронов. Импульсный генератор нейтронов представляет источник нейтронов периодического действия.

Скважинный прибор для нейтронного каротажа содержит нейтронный источник, индикатор гамма-излучения или плотности нейтронов и соответствующую электронную схему.

Электронная схема скважинного прибора для ИННК и наземная панель к нему такие же, как и для других видов радиоактивного каротажа.

Непосредственно определяется скорость счета в импульсах в минуту. Результаты измерений при нейтронном каротаже представляют в условных единицах: за условную единицу принимаются показания, соответствующие воде. Переход от скорости счета в импульсах в минуту к условным единицам производится по результатам эталонирования.

В качестве источника нейтронов в ИННК применен генератор нейтронов. Основными узлами скважинного генератора нейтронов являются источник высокого напряжения и ускорительная трубка. Последняя представляет собой вакуумную камеру, снабженную ионным источником, ускоряющими электродами и мишенью, содержащей тритий (изотоп водорода Н³). В импульсном генераторе нейтронов применяется импульсный источник высокого напряжения. В этом случае поток нейтронов образуется только во время подачи высокого напряжения. В результате получается нейтронный источник периодического действия.

Принципиальная схема генератора нейтронов.

В ИННК применяется установка, состоящая из импульсного скважинного генератора нейтронов и расположенного на некотором фиксированном расстоянии от него индикатора плотности тепловых нейтронов. Импульсный генератор тепловых нейтронов представляет собой источник нейтронов периодического действия. Генератор предназначен для исследований методом ИННК нефтяных и газовых скважин большого и малого диаметра при температуре равной 390К и давлении около 40МПа- 60МПа.

При ИННК определяют: а) изменение плотности тепловых нейтронов со временем после окончания импульса (кривая спада); б) плотность тепловых нейтронов через некоторый заданный интервал (10^-3 – 10^-4сек) после прекращения импульса. Результаты измерений характеризуют диффузионные свойства породы, в частности среднее время жизни тепловых нейтронов, и тесно связаны с содержанием в окружающей среде элементов с большим сечением захвата, например, хлора. Так, при сильно минерализованной пластовой воде и пористости около 20% среднее время жизни тепловых нейтронов составляет: в водоносных пластах – 90-110мксек, в нефтеносных – 260-300мксек.

В комплект входят скважинный прибор и наземная аппаратура: блок согласования, временной девятиканальный анализатор импульсов и пересчетный блок. Наземная аппаратура обеспечивает проведение измерений обоими скважинными приборами, питающимися по жилам I и II кабеля от генератора УГ-1 переменным током частотой 360-440Гц. Образование быстрых нейтронов происходит в ускорительной трубке 1 (Рис.14.3). Управление ее работой осуществляется при подаче с блока согласования через жилу I кабеля отрицательного запускающегося импульса на тиристор ключевой схемы 9 запуска разрядника 5. В момент пробоя разрядника емкость С1 разряжается на блок высоковольтных трансформаторов 4, в результате на мишень М трубки подается отрицательный импульс напряжением около 60 кВ, длительностью ΔТ = 2-3мкс. Одновременно с блока 4 через резистор R на катод К трубки подается импульс поджига 20-25 кВ. В момент пробоя промежутка катод (К) – поджиг (П) емкость С2 разряжается, и ее энергия расходуется на ионизацию ионов дейтерия в ионном источнике трубки, которые под воздействием высокого напряжения бомбардируют тритиевую мишень М, в результате чего возникает импульс нейтронов. Период Т следования нейтронов 100 и 50 мс (соответственно для частот 10 и 20 Гц).

Для регистрации тепловых нейтронов используются детекторы 2. Импульсы, возникающие в их цепях, формируются и усиливаются схемой 3 и в виде нормализованных импульсов по жиле III кабеля подаются на поверхность. Питание схем разрядника и ускорительной трубки, регистрации импульсов и детекторов осуществляется от соответствующих выпрямителей 8, 7, 6. Блок согласования 11 предназначен для питания скважинных приборов переменным и постоянным током, передачи информации от них через блок коммутации на временной анализатор и поверки работоспособности анализатора и других блоков аппаратуры обеспечивает ввод информации и регистрацию временного анализа при работе осуществляется от блока согласования 11.

Анализатор обеспечивает одновременную регистрацию одной интегральной кривой и восьми дифференциальных при использовании соответствующего каротажного регистратора. Каждый канал анализатора рассчитан на регистрацию определенного максимального количества импульсов. Заданные «окна» и задержки обеспечиваются двумя цифровыми счетчиками импульсов. Первый счетчик обеспечивает счет импульсов при задержках от 150 до 4350 мкс (через 300мкс), а второй – от 300 до 4500 мкс (через 300 мкс). Гнезда выбранных задержек соединяют специальным шнуром с входами формирователей импульсов соответствующих каналов

Блок схема импульсного генератора нейтронов

анализатора. Разница в величинах выбранных задержек соответствует заданной ширине «окна». Выбор задержек и «окон», кратных 150 мкс, производится по световому табло коммутатора, что облегчает работу с прибором.

Методика проведения исследований

При измерениях используются зонды длиной 40±1; 44±1см; эти зонды обеспечивают четкое выделение продуктивных пластов мощностью h_n = 40-50 см и минимальное расхождение между экспериментальным временем τ_nэ (полученным в скважине) и расчетным τ_пр.

При выборе задержек и «окон» должно соблюдаться условие t >τ_n>Δt. Кривые ИННК при больших задержках меньше подвержены влиянию скважины и зоны проникновения и хорошо дифференцированы. Для качественной характеристики разряда и определение ВНК, ГЖК обычно записываются несколько кривых при задержках t> 1000 мкс и одинаковой ширине «окна» Δt = 150-300мкс.

При мощности пласта h_n = 3-5м и более измерения проводят в отдельных точках скважины с шагом 0,5-1,0м. продолжительность измерения в каждой точке должна быть такой, чтобы в интегральном канале регистрировалось 10⁵ - 10⁶ импульсов. Измерения проводятся при различных задержках и одинаковых «окнах». Импульсы регистрируют блоком пересчета. Масштабы записи кривых выбирают по максимальной скорости счета при выбранных t и Δt против заведомо газоносных или плотно сцементированных пластов и усиливают в соответствии с формулами. При этом требуемых отклонений бликов гальванометров добиваются регулированием выходного тока каждого канала и постоянной по напряжению в канале каротажного регистратора.

Для литологического расчленения разреза по поглощающим свойствам в продуктивном интервале записывают 2-3 дифференциальные и одну интегральную кривые. Непрерывные измерения производят при скорости подъема прибора 100-120 м/ч и постоянной времени равной 12с. Точечные измерения выполняют снизу вверх.

Скорость счета I можно также получить, производя отсчет N импульсов за время t; скорость счета будет равна частному между N и t. Этим способом пользуются при малой интенсивности излучения. Эффективность разрядных счетчиков мала: только небольшая часть (единицы процентов) гамма-квант, прошедших через счетчик, создает вторичные электроны и вызывает разрыв.

Для получения точных результатов необходимо иметь большую скорость счета. При разрядных счетчиках это достигается тем, что индикатор составляется из нескольких параллельно соединенных счетчиков: измеритель скорости счета берется общим.

Во избежание влияния наведенной активности скважинный прибор следует перемещать так, чтобы индикатор двигался перед нейтронным источником, т.е. снизу вверх, считая, что источник в нижней части прибора.

Назначение и возможности ИНК

Метод ИННК имеет высокую чувствительность к содержанию хлора в породе, значительно большую, чем, например, метод нейтронного каротажа по плотности тепловых нейтронов при обычном нейтронном источнике постоянного действия. Существенным преимуществом ИННК является большая по сравнению с другими видами НК глубина исследования.

Метод предназначается для отбивки водо-нефтяного контакта в перекрытых обсадной колонной пластах, в том числе при слабой минерализации пластовой воды, где обычные способы (НГК, НК-Т, наведенная активность), менее чувствительные к содержанию в породе хлористого натрия, не дают положительных результатов.

В процессе разработки нефтяного или газового месторождения необходимо следить за продвижением контура нефтегазоносности и перемещением ВНК и ГЖК, выявлять обводненные пласты и прослои.

Хлор и натрий содержатся в осадочных горных породах в виде раствора хлористого натрия в пластовой воде. Нефть, занимая часть порового пространства, снижает количество пластовой воды, находящейся в породе, а, следовательно, и содержание хлора и натрия в ней. Обычно хлора и натрия в нефтеносной части пласта в 3-10 раз меньше, чем в водоносной.

Так как импульсный нейтронный каротаж имеет большую чувствительность и глубину проникновения, чем другие виды нейтронного каротажа (НГК, НК-Т), то поэтому при помощи их удается определить положение ВНК при наличии зоны проникновения, установление нефтенасыщенных зон и интервалов, не дающих нефть, выявления перетоков нефти и газа между пластами, прослеживания фронта воды, сопоставления разреза и границ ВНК скважин, крепленных колонной и открытых.

Методы ИНК являются перспективными в отношении определения ВНК в обсаженных колоннами скважинах с меньшей минерализацией пластовых вод (25-50 г/л), а также в интервалах перфорированной колонны при комплексном использовании кривых ИНК и плотномера (ГГК). Если известны литология, пористость пласта и минерализация пластовых вод, при помощи ИНК возможна количественная оценка нефте- и водонасыщения.

Обработка и интерпретация результатов исследования

Импульсные нейтронные методы применяются в двух модификациях, основанных соответственно на регистрации тепловых нейтронов (ИННК-т) и на регистрации ИНГК и весьма близких как в отношении проведения замеров, так и интерпретации результатов. Наиболее существенные различия этих модификаций – необходимость учета при ИНГК вклада в показания естественного γ-излучения, а также меньшая зависимость показаний ИНГК от характеристик заполнителя скважины и положения прибора в скважине.

Поверхностный пульт ИНК содержит временной анализатор импульсов, позволяющий включать измерительные каналы в заданные интервалы времени задержки t_i после импульса источника. Существуют опытные образцы приборов, в которых по показаниям двух каналов I₁ и I₂ с одинаковой шириной окна, с временами задержки t₁ и t₂ вычисляют временной декремент

λ = ln (I₁/I₂)/(t₂ - t₁) (14.1)

Информативность ИНК зависит от соотношения нейтронной поглощающей способности пласта А и скважины Ас.

Если А<Ас (так называемый случай слабого поглощения), то ИНК информативен: временной декремент λ при достаточно больших временах задержки (t>t_ac = 0.6 - 1 мс) приближается к А. Если А>Ас (случай сильного поглощения), то метод менее информативен, а при dc>30 см в скважинах заполненных жидкостью, может быть практически неинформативным. Если скважина заполнена газом с относительно небольшим давлением, то информативность может сохраняться и при А>Ас.

Способы измерения и представления материалов при ИНК

Наиболее распространены три способы, используемые самостоятельно или в сочетании друг с другом.

1. Непрерывная по регистрации показаний Ii при нескольких временах задержки t_i (способ обозначают ИНК-I) обычно с одинаковыми Δt во всех каналах. Обычное число каналов три-четыре. Одновременно регистрируют «интегральную» кривую в интервале от допустимого прибором t_min до следующего импульса источника или до практически бесконечного t (обычно до 3-4 мс).

2. Непрерывная по глубине регистрация декремента λ или τ, т.е. τ_К=1/λ (ИНК-λ).

3. Поточечные замеры на отдельных глубинах при неподвижном приборе. Большое время набора статистики (десятки минут) увеличивает точность замеров. Одновременно увеличивают число каналов (≥6). Для привязки точек по глубине при переходах к другой точке регистрируют непрерывную диаграмму. Этот малопроизводительный метод используют при разделении пластов, слабо различающихся по величине А (разделение продуктивных и водоносных пластов в районах с низкими k_П или при Св< 50 г/л), или же при количественных определениях параметров пластов (например, k_Н, k_Г), а также при низкой мощности источника, высоких значениях Ас и при наличии других условий, резко снижающих скорость счета при оптимальных t.

Проверка качества материалов ИНК

Проверяют: стандартность аппаратуры по данным эталонирования, соответствие масштабов и режимов измерений нормативным требованиям, наличие необходимых сведений в заголовке диаграммы (тип аппаратуры, детектора, ускорительной трубки, значения времен задержки и ширины окон, частота запуска генератора нейтронов, результаты эталонирования), наличие измерений на контрольных точках.

По последним данным контролируют стабильность прибора: изменения Io (показаний на задержке 900 мкс) в процессе измерений не должны превышать 15% для ИНК–I и 30% для ИНК-λ. Пересчет Io на производительной глубине к истинной условной единице ( в баке с водой) осуществляют с использованием палеточных зависимостей скорости счета в каналах от значения λ.

Влияние ограниченной толщи. Учитывают следующим образом: если точку записи, как обычно при ИНК, относить к детектору, то на диаграммах, построенных по данным точечных замеров или исправленных за υ_τяЯ, границы пластов толщиной более 60-70 см отмечаются на уровне 0.4 Δ при переходе прибора из более поглощающего в менее поглощающий пласт и на уровне (0.1 – 0.2) Δ при переходе в более поглощающий пласт (Δ - относительное изменение показаний на границе).

При обычной скорости регистрации диаграмм искажения за счет интегрирующей ячейки столь велики, что отбивать границу и вводить поправку за υ_τЯ можно так же, как при ГК.

Для исключения влияния ограниченной толщины на λ (при υ = 0) предложена формула λ_∞=λ_ВМ + (λ - λ_ВМ)/{1 – exp [-h(4.5 + 0.15h)]}, где λ_ВМ и λ – значения параметра против вмещающих пород и исследуемого пласта ограниченной мощности; λ_∞ - исправленное значение.

Точность формулы (при точном значении h) оценивают в 4% от λ_∞. Если h> 0.6 - 0.7 м, то λ_∞≈λ.

Определение временного декремента

Определение временного декремента λ по показаниям I₁ и I₂ (обычно по непрерывным диаграммам) базируется на формуле (1).

Если число каналов более двух, а Δt_i=const, поступают по-разному:

1. Определяют λ по разным парам значений I_i и, если нет большого различия между ними, берут среднее. Когда значения λ, полученные с участием j-го канала, резко «выпадают», I_j исключают из обработки.

2. Строят кривые зависимости I_i (t_i) на полулогарифмическом бланке (по оси абcцисс t_i на арифметической шкале, по оси ординат I_i на логарифмической шкале). Проводят прямую (асимптоту) к правой части графика (область больших t). Разность абcцисс для любой пары точек на этой прямой, соответствующих ординатам I и 2.71 I, равна кажущемуся времени жизни τ_к = 1/λ.

3. Определяют λ по совокупности значений I_i для всех t_i>t_ac, используя следующие формулы метода наименьших квадратов:

( 14.2 )

,где δ_i – относительная погрешность измерения I_i.

Если ширина окон в разных каналах различна, желательно заранее построить зависимость отношения показаний в двух каналах от λ, используя формулу I₁/I₂ = exp[λ(t₂-t₁)]*[1-exp(-λΔt₁)]/[1-exp(-λΔt₂)].

Удобен случай t₁=t₂, Δt₂=∞. Тогда I₁/I₂ = 1 –exp(-λΔt₁); λ=ln(I-I₁/I₂)/Δt₁.

В сложных случаях (произвольные Δt₂, число каналов больше двух) по средним скоростям Ij = Ij/Δtj в двух каналах (j=i₁ и j=i₂) с наиболее узкими и близкими друг к другу значениями Δtj вычисляют приближенное значение λ по формуле (1), понимая под I₁ и I₂ значения Īj, а под t₁ и t₂ – середины окон tj +Δtj/2.

По этому приближенному λ находят эффективное значение Δt_эф, для всех каналов (отсчитывают от начала канала, к которому должна быть отнесена средняя скорость I соответствующего канала) по формуле:

(14.3 )

или по рисунку. Отложив по оси абсцисс величину λΔtj, по оси ординат отсчитывают произведение λΔt_эф. Чтобы найти оценку Δt_эф, это произведение делят на приближенное значение λ.

Определив Δt_эфj, на полулогарифмическом бланке строят зависимость Īj=f(tj + Δt_эфj/2), где tj - начало окна j–го канала, и находят второе приближение к λ. Используя последнее, ищут более точные Δt_эфj, строят новый график Īj=f(tj + Δt_эфj/2). Итерация обычно сходится быстро.

Для Δt=∞ этот подход формально не применим. Но практически можно считать Δt достаточно большим, но конечным, например 5/λ, тогда трудностей не возникает, а точность определения оказывается достаточно высокой.

Отличие длины зонда l₃ от стандартного (l_ст обычно 40 см) учитывают, прибавляя к λ поправку Δλ=0.02(l-l_ст), мс^-1.

С помощью однозондовых модификаций ИНК решает следующие задачи:

- литологическое расчленение разреза с применением Инк полезно для выделения пластов с повышенным А – неразмытых солей, ангидридов, гипсов, пород, обогащенных железом, калием, бором, редкими землями, иногда также доломитов. Для повышения чувствительности следует показания ИНК (I_i или лучше λ) сопоставлять с k_П или показаниями методов определения пористости (СНМ, АМ, ГГМ) в виде двумерных графиков либо совмещая нормированные диаграммы λ или –logI_i с диаграммами l/I снм, интервального времени, плотности по ГГК.

Если масштабы выбраны так, что они совпадали в известняках с разной пористостью, насыщенных пластовой водой, то пласты с большим А_тв отметятся превышением диаграмм метода пористости над диаграммой ИНК. Расхождения другого знака соответствуют водоносным доломитам и другим пластам с низким А_тв, а также пластам, насыщенным менее

минерализованным флюидом (нефтегазоносные или с зоной проникновения фильтрата, более пресного, чем пластовая вода).

График для определения λ в случае различной ширины окон Δt_i (сплошная линия); штриховая линия - Δt_эф=Δt_i.

- отделение водоносных и обводненных пород от нефтенасыщенных возможно при k_ПC_В>0.005, от газонасыщенных при k_П[С_В + 0.063(1 – p/63)]>0.005.

В однородных пластах или при очень высокой C_В и низком давлении (для газа) разделение пластов различной насыщенности возможно визуально (надежнее по диаграммам λ). В неоднородных пластах - logI_i или лучше λ сопоставляют с переменным параметром (k_П, k_ГЛ) или с данными метода ГИС, показания которого определяются этим параметром.

Удобнее всего сопоставления λ с k_П, графиком которого для водоносных пластов при А_ТВ=const является прямая линия. На графике сопоставления по совокупности пластов известного насыщения проводят линию, разделяющую продуктивные и водоносные пласты. При отсутствии опорных пластов теоретически рассчитывают линию водоносных пластов, а разделяющую линию проводят от нее на расстоянии 2σ в сторону более низких λ (σ - сумма ошибок измерений и расчета).

Как при определении литологии, можно использовать и совмещение нормированных (по k_П водоносных пород) диаграмм λ (или – logIi) и метода пористости.

- коэффициенты нефте- или газонасыщенности определяют по графикам сопоставления А (или λ) с k_П для различных k_Н или k_Г. Соответствующие линии рассчитывают теоретически по известным значениям А_ТВ и А_В, А_Н, А_Г или строят путем интерполяции между точками для двух и более опорных пластов с разными k_П и k_Г. Обычно водоносных опорных пластов много, и по ним сначала проводят усредняющую линию, затем осуществляют интерполяцию между ней и точкой для продуктивного пласта.

Удовлетворительная точность для k_П получена при k_ПС_В > 0.02, для k_Г при k_П[С_В + 0.063(1-р/63)]>0.02.

В скважинах, выходящих из бурения и бурящихся с пресной водой, результаты могут быть искажены опреснением связанной водя в зоне проникновения, сохраняющимся и после восстановления k_П в этой зоне. Поэтому определять k_П до обводнения пласта можно лишь в скважинах, бурившихся на РНО или на РВО с минерализацией, близкой к C_В. В газоносных пластах это не обязательно, если есть возможность каким-либо способом определить минерализацию связанной воды в зоне проникновения после восстановления k_Г.

Если А_ТВ меняется, например из-за колебаний k_ГЛ, то предварительно водят поправку, вычитая из А (приближенно из λ), величину k_ГЛ (А_ГЛ - А_СК).

Двухзондовые модификации ИНК

При определении пространственного декремента поля нейтронов α (прибор ИНК-2) измеряют показания двух детекторов на расстоянии l₁ и l₂ от источника при одинаковых t и Δt вычисляют α. ИНК-2 мало отличается от двухзондовых ИННК-т, но при большой мощности источника (≥ 10⁸ с^-1) и оптимально выбранных длинах зонда (около 40 и 70 см) и задержки ( ~ 1 мс) помехоустойчивость по отношению к скважинным условиям у ИНК-2 выше. Существуют лишь опытные приборы ИНК-2. на рис.14.5 приведены основные зависимости (по С.В. Кашубскому и Р.А. Резванову) для прибора, изготовленного на базе ИГН-4 с использованием счетчиков СНМ-56 и СНМ-18 на малом и большом зондах соответственно.

Палетки для определения k_П по величине α в обсаженной скважине (dc=243 мм, dk=130 мм; пласт – известняк) (а) с учетом диаметра скважины при временах задержки t: 750 (б), 900 (в), 1050 (г) и 1200 (д) мкс.

Порядок интерпретации и большинство поправок при ИНК-2 те же. Что и для двухзондовых ИНК-т.

Преимущества и недостатки данного метода ГИС

ИНК имеет несколько преимуществ:

Первое: в названии данного метода исследования ключевым словом является «импульсный», что само по себе говорит о преимуществе. Появляется возможность регулировать импульсы, варьировать с временем задержки и окнами.

Второе: исходя из конструкции скважинного прибора, мы можем наблюдать еще одно преимущество: источник радиоактивного излучения находится на глубине и является радиоактивно безопасным для тех, кто проводит исследования. На рисунке показана схема спускоподъемной операция ИНК в ходе проведения исследований.

Третье: можем считать точность получаемых результатов в ходе проведения комплекса ИНК, а именно, отбивание ВНК, определение водородосодержания и минерализации водонасыщенных и обводненных пластов.

ИНК может насчитывать множество преимуществ, чего не сказать о недостатках. Данная работа направлена на изучение, описание и подтверждается всех положительных аспектов и преимуществ данного метода. В результате список недостатков не включает ни одного пункта, весь собранный мною материал свидетельствует исключительно в сторону преимуществ данного метода.

Спуско-подъемная операция ИНК на буровой.

Лекция 24

Акустический каротаж

Акустический каротаж основан на изучении характеристик упругих волн ультразвукового и звукового диапазона в горных породах. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в ней и в окружающих породах и воспринимаются приёмниками, расположенными в той же скважине. В настоящее время акустический метод исследования скважин находит всё более широкое распространение. Основным преимуще­ством этого метода является многообразие информации, получае­мой за одну спуско-подъемную операцию, что объясняется нали­чием в регистрируемом акустическом сигнале нескольких типов упругих волн (продольных, поперечных, Лэмбовских). Параметры этих волн несут независимую информацию о горных породах. По типу регистрируемых акустических параметров различают акустический каротаж по скорости и затуханию.

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА

В естественном залегании горные породы практически являются упругими телами. Если в элементарном объеме некотороё упругоё среды в течении короткого промежутка времени действует внешняя возбуждающаяся сила, в среде возникают напряжения, вызывающее относительное перемещение частиц. Это ведёт к возникновению двух типов волн: деформации объема (растяжения, сжатия) и деформации формы (сдвига). Процесс последовательного распространения деформации называется упругой сейсмической волной. Уп­ругая волна, распространяясь во все стороны, захватывает все более удаленные области. Поверхность, отделяющая в данный мо­мент времени область среды, в которой уже возникло колебание частиц, от той, где колебания еще не наблюдаются, называется фронтом волны.

Линии, нормальные к волновым поверхностям, носят название лучей. В однородной среде лучи прямолинейны, а в неоднород­ной они имеют криволиней­ную форму. Распространение фронта волны изучается при помощи

Р S L-St

Пример разделения волн различных типов. P – продольные, S – поперечные,– семейство трубных волн Лэмба – Стоунли.

известного в геоме­трической сейсмике принципа Гюйгенса—Френеля, соглас­но которому каждая точка фронта рассматривается как источник элементарных волн, а поня­тие луча связывают с направлением переноса энергии волны. Раз­личают два типа волн — продольные Р и поперечные S .

Если упругая волна достигает границы раздела двух сред с раз­личными упругими свойствами, часть энергии волны отражается - образуется отраженная волна, а часть проходит через границу -проходящая волна (а).

Отраженная волна возникает в том случае, если волновое сопротивление (произведение плотности на скорость) у одной среды больше, чем у другой. Волна, проходящая через границу раздела, изменяет свое направление — луч преломляется. Из законов гео­метрической сейсмики следует, что:

sinα/sinβ=V₁/ V₂ (15.1 )

При V₂< V₁ луч проходящей волны удаляется от границы раз­дела, при V₂>V₁ приближается к ней и, начиная с некоторого критического угла падения i, удовлетворяющего условию sin i = V₁/V₂ скользит вдоль границы раздела, а угол преломления β становится равным 90 °.

Начиная с критических точек, фронт проходящей волны двигается вдоль границы с постоянной скоростью υ₂, в то время как скорость движения фронта падающей волны по границе становится меньшей υ₂ и продолжает уменьшаться, стремясь, по мере увелечения угла падения, к значению истинной скорости в покрывающем слое, т. е. υ₁. Фронт падающей волны продолжает возбуждать от­раженную, но уже не вызывает проходящей волны. Наоборот, фронт проходящей волны, достигая последующих точек границы раньше, чем фронт падающей, порождает новую, так называемую прелом­ленную (головную) волну.

Рассмотрим распространение упругих волн в скважине от сфе­рического излучателя И, расположенного на оси скважины против пласта неограниченной мощности (6) В момент t = 0 от излучателя поступает импульс упругих колебаний и на­чинает распространяться падающая продольная волна Р₁, обладаю­щая сферическим фронтом. В момент t₁ фронт такой волны дости­гает стенки скважины, что вызывает возникновение вторичных волн — отраженной Р₁₁, проходящих продольной Р₁₂ и поперечной Р₁S₂.

В точке А в момент t₂ фронт падающей волны образует со стен­кой скважины критический угол i_Р, фронт проходящей волны скользит вдоль стенки скважины и обгоняет падающую волну Р₁ и отраженную Р₁₁, так как V_p2> V_p1. Проходящая волна Р₁₂, скользя вдоль границы раздела, ведет к образованию новой волны Р₁₂₁ — головной. Фронт этой волны имеет коническую по­верхность, наибольший диаметр которой совпадает с диаметром скважины, а ось — с осью скважины. Головные волны, регистри­руемые приемником, первыми проходят от источника импульса до приемника следующий путь: датчик импульсов — промывочная жидкость — порода — промывочная жидкость — приемник. Этот путь, сравнимый с путем головных (преломленных) волн в сейсморазведке, обозначен на рис.15.2, б лучом Л. В течение не­дорого времени t к приемнику последовательно приходят следующие волны: головная Р₁₂₁, проходящая поперечная Р₁S₃Р₁ продольная прямая по раствору Р₁ со

.Прохождение волны через границу двух сред (а) и распространение упругих волн от расположенного в скважине импульсного сферического излучателя (б)

скоростью V_p меньшей V_p2 и V_s2 .

Отраженные волны Р₁₁ обладают малой энергией и больiим углом падения (α≈90°) и приемником не отмечаются. В действительности вследствие интерференции волн и отражений от гра­ниц пластов волновое поле имеет более сложный вид.

ЗОНДЫ АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА.

Основным зон­дом, применяемым в акустическом каротаже, является трехэлемент­ный.

Т рехэлементный зонд состоит из возбуждающего упругий импульс излучателя И, и двух, расположенных на некотором расстоянии от него приемников П1 и П2, воспринимающих колебания.

Установки акустического каротажа И₁ И₂ – излучатели, П₁ П₂ - Приемники , S- длина базы зонда

Вместо двух приемников П1 и П2 могут быть установлены два излучателя И1 и И2. Излучатель соответственно заменяется при­емником. При такой взаимной перемене мест излучателей и приемников сущность зонда сохраняется. Расстояние между приемни­ками П1 и П2 является характерной величи­ной — базой; длине зонда L3 соответствует расстояние от излучателя до ближайшего приемника.

В используемой при АК ультразвуковой установке излучатель посылает импульсы колебаний, состоящие из трех-четырех пери­одов (6—8 фаз) с колокольной формой огиба­ющей. В некото­рый момент времени t₀ частица приходит в движение. Первое отклонение ее от поло­жения равновесия называют вступле­нием волны. Величины максимального отклонения называют амплитудами фаз волны, промежуток времени, раз­деляющий два соседних максимума или минимума, — видимым периодом волны Т. Преобладающей частотой волны является:

f=1/T (15.2)

График колебаний (волновой кар­тины), воспринимаемых приемниками, изображен на рис.15.1. На графике отмечены первое вступление (1), колебания продоль­ной головной волны Р₁₂₁ (2), поперечной головной волны Р₁S₂P₁ (3) и прямой Р_п, идущей по промывочной жидкости, трудно разделимых.

АКУСТИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ ПО СКОРОСТИ

Акустический каротаж по скорости осно­ван на изучении скорости распространения упругих волн в горных породах, вскрываемых скважинами путем измерения интерваль­ного времени ∆t=(t₂-t₁)/S . На рис.15.4 дано схематическое изображение изломанного луча, по которому колебания от излучателя через породу приходят к приемникам (путь волны). Время пробега упругой волны на единицу длины и ее скорость оп определяются по разности времен вступления на втором и первом приемниках(t₂-t₁).

Волновая картина полученная при записи упругих колебаний приемниками трёхэлементного зонда.

а) график колебания продольной волны. б) I- запись ближним приемником; II — запись дальним приемником; III — марки времени (через 100 мкс); пластовая скорость распространения волны υпл = 2700 м/с; расстояние между излучателем и приемником 1,36 м; расстояние между приемниками 1,16 м; 1 — отметка импульса; 2 — первое вступление головной продольной волны, 3 — поперечные колебания и волна, идущая по про­мывочной жидкости.

Часть пути от излучателя до приемника возбужденная волна проходит по промывочной жидкости и глинистой корке. Эти отрезки пути одинаковы для каждого из приемников, вычитаются из вре­мен вступления t₁ и t₂, что обеспечивает исключение влияния сква­жины при измерениях трехэлементным зондом. Влияние скважины возможно лишь в том случае, когда в интервале между приемниками резко изменяется диаметр скважины.

Разность путей, проходимых волной от излучателя до первого и второго приемников, равняется длине отрезка П₁П₂, т. е. базе зонда S. Из этого следует, что скорость распространения упругой волны V_п=S/(t₂-t₁) или время пробега на единицу длины в трехэлементном зонде ∆t=1/ V_п=(t₂-t₁)/S

Скорость распространения упругой волны в пласте, определяемая при акустическом каротаже, называется пластовой, или интервальной.

АКУСТИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ ПО ЗАТУХАНИЮ

Акустический каротаж по затуханию ос­нован на изучении характеристик затухания упругих волн в по­родах, вскрываемых скважинами. Энергия упругой волны и амплитуда колебаний, наблюдаемых в той или иной точке, зависят многих факторов. Основными из них являются: мощность излучателя, расстояние от него до данной точки и характер горных пород. В однородной среде при распространении волны со сферическим фронтом количество энергии, приходящейся на единицу объема, уменьшается пропорционально квадрату расстояния от рассматриваемой точки до излучателя; амплитуда колебаний уменьшается обратно пропорционально этому расстоянию.

В условиях скважины на величину затухания упругих колеба­ний сильное влияние оказывает неоднородность среды, что ведет к ослаблению колебаний и снижению амплитуды волны. Поглоще­ние упругих колебаний породой происходит вследствие необрати­мых процессов преобразования энергии колебаний в тепловую энер­гию, что приводит к уменьшению амплитуды принимаемых сигналов.

Способность горных пород к поглощению упругих колебаний (α,ак) оценивается при помощи акустического каротажа по интен­сивности затухания амплитуды волны А. Затухание обусловлено в основном следующими причинами: поглощением вследствие неи­деально упругой среды; расхождением энергии во все больший объем среды в результате расширения фронта волны при ее движе­нии; рассеянием и дифракцией волн на неоднородностях среды и вследствие отражения и преломления на границах сред с различ­ными скоростями распространения колебаний. На величину затухания упругих колебаний сильное влияние оказывают глинистость, характер насыщения, трещиноватость и кавернозность пород.

Измеренное ослабление продольной волны на единицу длины связано с амплитудами колебаний от ближнего А₁ и дальнего А₂ излучателей, регистрируемых приемниками глубинного прибора.

В результате поглощения энергии амплитуда всех волн на интервале l ослабляется в е^{-x AK l} .

Амплитуда колебаний продольной волны, воспринимаемая при­емником, измеряется в условных единицах, например в милли­вольтах. В некоторых случаях пользуются относительной амплитудой колебаний — отношением амплитуды А регистрируемой волны к наибольшему значению амплитуды против опорного пласта А_оп, т. е. А/А_оп. За опорный пласт принимается мощный пласт плотных пород с наибольшей амплитудой А_оп.

Ослабление и затухание упругих колебаний особенно сильно проявляется при ультразвуковой частоте 15—35 кГц, используемой в акустическом каротаже. Коэффициент поглощения в интервале ультразвуковых частот для различных пород изменяется в широких пределах (от 0,05 до 2,5 м^-1). Особенно заметное снижение энергии упругих колебаний наблюдается с удалением от излу­чателя.

Основной помехой при акустическом каротаже по затуханию является наличие акустического сопротивления при переходе упругой волны на границах: скважинный прибор — окружающая среда и промывочная жидкость — порода. Это сопротивление характеризуется сильной изменчивостью и оказывает значительное влияние на величины измерений, которые не поддаются учету. Дли приема продольной головной волны в одинаковых условиях по всему разрезу глубинный прибор акустического каротажа необходимо строго центрировать в скважине или прижать к ее стенке.

ФОРМА КРИВОЙ ПРИ АКУСТИЧЕСКОМ КАРОТАЖЕ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГРАНИЦ ПЛАСТОВ.

При акустическом каротаже измеряется скорость распростра­нения упругих волн в породе в интервале базы зонда. Породы, залегающие за пределами базы, не влияют на измеряемые величины. Рассмотрим форму кривых АК для одиночных пластов различной мощности, размещенных в однородной вмещающей среде. Кривые получены для трехэлементного зонда, точка записи отнесена к середине его базы S.

.Кривые интервального времени для пластов различной мощности.

а) мощный пласт, б)тонкий пласт, 1 – известняк, 2- глина, 3- ось скважины.

Мощный пласт (h>S) характеризуется симметричной аномалиней. Ширина аномалии между точками отхода (точки отклоне­ния от вмещающей среды) равна сумме мощности пласта и базы зонда (h + S). Вертикальный участок характеризует истинное время пробега волны. Для пласта с пониженной скоростью рас­пространения колебаний аномалия времени ∆t будет положительной. Тонкий пласт (h<S) в однородной толще характеризуется симметричной аномалией. Если мощность пласта h = S, кривая имеет симметричную форму и значение ∆t в максимуме (минимуме) дает представление об истинной пластовой скорости. Для тонких пластов h<S измеренная скорость υк меньше их истинной ско­рости Vк . В этом случае:

1/ Vк =h/SVпл+S-h/SVвм (15.3)

где Vвм — скорость распространения колебаний во вмещающих породах. Ширина аномалии между точками отхода равна h + S .

На рис.15.5 приведена фактическая кривая АК; как видно, по­вышение глинистости ведет к увеличению ∆t и коэффициента по­глощения α ак, ослаблению амплитуд продольных головных волн (интервал 1706—1724 м). Трещинные и трещинно-кавернозные кол­лекторы выделяются среди гранулярных неглинистых пород, так же как и глинистые, по уменьшению амплитуд А и увеличению α ак. Расстояние между приемниками (база S) характеризует разре­шающую способность зонда. Чем меньше база, тем более тонкие слои могут быть выделены на диаграмме АК. Однако уменьшение базы ведет к снижению точности измерений. На практике база уста­навливается меньше мощности самого тонкого из интересующих нас слоев. При выборе длины зонда руководствуются тем, чтобы зона проникновения как можно меньше влияла на результаты оп­ределения скорости распространения волн в неизмененной части пласта. Это достигается увеличением длины зонда, учитывая, что при длинных зондах происходит снижение дифференцированности кривой.

Расстояния от излучателя до приемника L3 и между приемни­ками S должны быть выбраны с учетом мощности источника для обеспечения уверенного выделения преломленных волн первого вступления и точности приема сигналов, поступающих от ближнего и дальнего излучателей. В практике применяются трехэлементный зонд И₂О.5И₁1.5П и эквивалентный ему зонд П₂0,5П₁1,5И (расстояние между элемен­тами выражено в метрах).

Один из основных параметров определяющих скорости распро­странения продольных и волн, — это пористость. В карбонатных породах встречаются межзерновая, трещинная, каверновая пористости, которые по-разному влияют на скорости продольных и поперечных волн. Наиболее изучена зависимость скорости (интервального времени) продольной волны от пористости гранулярных пород. Для этого случая широко применяется фор­мула среднего времени k_п =(Δt_п-Δt_ск)/(Δt_ж- Δt_ск) (15.4)

Скорость поперечной волны с ростом пористости гранулярных пород уменьшается более резко, чем продольной. Для пород раз­личной литологии соотношение между скоростями Р и S волн выдерживается постоянным. Так, отношение v_s/v_P для песчаника (кварца) составляет 1,6, известняка — 1,9, доломита — 1,8.

Амплитуды акустических волн в плотных гранулярных породах высокие, затухание их мало и возрастает с увеличением пористо­сти, на фазокорреляционных диаграммах наблюдаются четкие оси синфазности и на них можно выделить как продольную, так поперечную волну.

В породах с трещинно-каверново-блоковой пористостью волновое поле сильно усложняется. Трещины приводят к возникновению многочисленных волн — отраженных, преломленных, обменных. Вследствие этого и интерференции колебаний выделение волн раз­ного типа усложняется. На образование вторичных волн затрачи­вается значительная энергия, в результате происходит существен­ное ослабление первичных продольной и поперечной головных волн. При этом особенно интенсивно поглощается поперечная волна.

Закономерности в распространении скорости продольных и поперечных волн в сложных карбонатных породах изучены недо­статочно. По данным экспериментальных исследований установлено, что скорость продольной волны, распространяющейся по нормали к плоскости трещины, уменьшается с ростом трещинной пористости. Влияние трещин, имеющих вертикальное и тангенциальное напра­вления на регистрируемые скорости продольной волны, практически находятся в пределах погрешностей измерений.

Как известно, размеры каверн в карбонатных породах могут изменяться от величин, соизмеримых с межзерновыми порами, до карстовых мегополостей. Акустические волны распространяются по скелету породы и флюиду в порах, имеющих размеры, соизмери­мые с длиной волны. Значения пористости кавернозных пород, рассчитываемые по акустическому каротажу, в общем случае близки к межзерновой пористости или несколько выше ее.

В настоящее время акустические методы исследования широко используются для определения пористости пород и выделения трещинных коллекторов. В комплексе с другими геофизическими методами данные акустического каротажа позволяют решать более сложные задачи, такие как оценка литологии, трещинно-каверновой пористости и др.

Данные акустического каротажа в комплексе с другими геофи­зическими методами дают возможность определить пористость пород; выделить зоны трещиноватости и кавернозности в карбонат­ном разрезе; уточнить литологию разреза; получить сведения о техническом состоянии скважин (высоте подъема цементного кольца в затрубном пространстве и качестве цементации скважин); вы­числить средние и пластовые скорости распространения упругих колебаний, используемых при интерпретации данных сейсмораз­ведки. Располагая диаграммами акустического каротажа, можно сократить объем экспериментальных сейсмических исследований в районе проведения сейсморазведочных работ с целью выделения отражающих горизонтов и оценки качества отражений.

Лекция 25

Термометрия.

Термометрия изучает тепловые поля в скважинах с целью решения задач региональной геологии и геотермии, разведки месторождений полезных ископаемых, контроля за эксплуатацией продуктивных пластов и определения технического состоя­ния скважин. Измерение температуры по стволу скважины производят в целях изучения: естественного теплового поля Земли; местных (локальных) тепловых полей, наблюдаемых в скважине в процессе бурения и эксплуатации; искусственных тепловых полей, вызванных наличием в скважине промывочной жидкости и цементного раствора в затрубном пространстве. Результаты температурных измерений в скважине являются основой для изучения теплового поля Земли и находят широкое применение для решения ряда практических задач при бурении и эксплуатации скважин.

По происхождению тепловые поля делятся на естественные, связанные с воздействием природных факторов, и искусственные, формирующиеся при строительстве и эксплуатации скважин. По темпу изменения температуры по времени различают стационарные и нестационарные поля. Нестационарное поле называют квазистационарным, если с точностью, необходимой для решения конкретной задачи интерпретацти, его температуру можно считать постоянной по времени.

Геотермическими исследованиями скважин установлено, что на континентах температура пород до глубин 10—40 м подвержена периодическим (суточным, сезонным и годовым) колебаниям, связанным с изменением интенсивности солнечного излучения. (В водных толщах морских и океанических годовые колебания температур распространяются до глубин в 300 м и более).

Слои, в которых колебания суточных и годовых температур становятся незначительными, не поддающимися изменению, названы слоями постоянных суточных и годовых температур или нейтральным слоем. Температура, нейтрального слоя принимается равной среднегодовой температуре поверхности Земли Т. Ниже этого слоя повсеместно наблюдается закономерное возрастание температуры с глубиной, определяемое внутренним теплом Земли. Основным источником тепловой энергии в недрах Земли принято считать энергию, возникающую при распаде радиоактивных элементов; дополнительными источниками могут явиться кристаллизационные полиморфические превращения, физико-химические и другие процессы, протекающие внутри Земли. Интенсивность нарастания температуры с глубиной характеризуется геотермическим градиентом Г. За величину геотермического градиента в практической работе пренимают изменение температуры Земли в градусах Цельсия на 100 м глубины. Градиент рассчитывают по формуле:

(16.1)

Для характеристики прироста температур с глубиной часто используют величину, обратную геотермическому градиенту, геотермическую ступень G, указывающую разность глубин, которая соответствует изменению температуры на 1 °С:

(16.2)

Геотермический градиент пропорционален тепловому сопротивлению ζ породы, которое отражает литологические особенности горных пород, слагающих разрезы скважин (q — плотность теплового потока). Этим вызваны изменения значений геотермического градиента при пересечении скважиной различных пород, что отмечается изменением угла наклона термограммы по отношению к вертикали. При постоянной плотности q диаграммы геотермического градиента можно рассматривать как диаграммы теплового сопротивления или обратной величины -теплопроводности (ζ = 1/λ).

Изучение тепловых свойств горных пород возможно как в скважине обсаженной колонной, так и в необсаженной. Это объясняется тем, что тепловое сопротивление металлов мало по сравнению с тепловым сопротивлением горных пород. Например, тепловое сопротивление железа в 40—80 раз меньше теплового сопротивления глин.

На рисунке 16.1 приведены геотермограмма и график изменения геотермического градиента по одной из скважин центральной части Днепровско-Донецкой площади. В зависимости от литологии пород значения геотермического градиента варьируют от 0,2 до 7 ^оС/100 м. Геотермические измерения производят в скважинах с установившимся тепловым режимом, который наступает по истечении времени, достаточного для восприятия жидкостью, заполняющей ствол скважины, естественной температуры пластов. Установившемуся тепловому режиму предшествует неустановившийся тепловой режим, когда между жидкостью в скважине и породами происходит теплообмен.

Метод изучения местных тепловых полей.

Местные или локальные тепловые поля, наблюдаемые в скважине, обычно приурочены к газоносным и нефтеносным пластам, пластам-коллекторам, в которых происходит циркуляция воды; сульфидным рудам, ископаемым углям, галогенным осадкам. При фильтрации через пористую среду жидкости температура ее за счет трения повышается; при фильтрации газа происходит снижение

Рисунок 16.1 Геотермограмма и график изменения геотермического градиента по одной из скважин центральной части Днепровско-Донецкой площади.

температуры вследствие адиабатического расширения газа. Это явление название эффекта Джоуля Томпсона или эффекта дросселирования газа и нефти в продуктивном пласте. В

результате дроссельного эффекта в скважине наблюдается аномалия температур, максимальное значение которой

,

(16.3)

где – эффективный коэффициент Джоуля Томпсона; – перепад давлений в скважине и пласте.

Коэффициент принято называть положительным, если газ в процессе дросселирования охлаждается, и отрицательным, если происходит его нагревание. Числовое значение коэффициента зависит от состава газа, поступающего в скважину, и его температуры. Для природных горючих газов при температурах 20—200 °С и давлениях 5—30 МПа изменяется в пределах 0,05— 0,45. Значения снижаются с ростом давления, температуры и молекулярного веса газа. В процессе бурения давление столба промывочной жидкости превышает пластовое давление, вскрываемый газоносный пласт отмечается снижением температуры. В эксплуатационных скважинах газоносный пласт отмечается отрицательной аномалией независимо от соотношений давлений в скважине, и пласте. Как следует из формулы (16.3), значения связаны не с количеством поступающего из пласта газа, а с перепадом давления в продуктивном пласте. Поэтому небольшие поступления газа могут вызывать значительные температурные аномалии охлаждения, в то время как против высокодебитных и хорошо проницаемых газовых пластов с малым перепадом давления возможны малые значения .

Основным условием проведения термокаротажа по методу искусственного теплового поля является наличие в скважине неустановившегося теплового режима.

После прекращения циркуляции промывочной жидкости, заполняющей скважину, она воспринимает температуру окружающей среды (естественную температуру пласта). В связи с тем что различные горные породы обладают разной температуропроводностью, скорость восприятия глинистым раствором температуры окружающих пластов для этих пород будет неодинаковой.

Известно, что пески обладают большей температуропроводностью, чем глины. В связи с этим, в зависимости от температуры жидкости в скважине песчаный пласт отметился повышением (температура жидкости ниже естественной температуры пласта) или понижением температуры (температура жидкости выше температуры пласта). По полученным температурным кривым удается выделить пласты с большей или меньшей температуропроводностью.

Увеличение диаметра скважины в глинистых пластах, обладающих пониженной температуропроводностью, приводит к искусственному снижению температуропроводности этих пород и увеличению дифференцированности температурной кривой против них. После проведения цементирования обсадной колонны на интервале образования цементного кольца в результате экзотермической реакции схватывания цемента происходит подогрев породы и раствора. Оптимальным временем для проведения замера температур следует считать 12—30 ч после закачки цемента. Для относительно небольших глубин, когда температура цемента превышает температуру окружающей среды, водоносные пески (более температуропроводные) отмечаются пониженными температурами, менее температуропроводные глины отмечаются на термограмме повышенными значениями температуры.

Для измерения температуры в скважинах применяют в основном: электрические термометры сопротивления, опускаемые в скважину на одножильном или трехжильном кабеле . Действие электрического термометра (термометра сопротивления) основано на свойстве металлического проводника изменять сопротивление изменением температуры среды, в которой он находится:

,

(16.4)

где – начальная температура среды (температура равновесия моста), обычно равная 21 °С; — сопротивление проводника при температуре (в Ом); – температура среды (в °С); – температурный коэффициент, характеризующий изменение сопротивления Ом) проводника, т. е. чувствительного элемента термометра (резистора) при изменении температуры на 1 °С. В качестве чувствительного элемента термометра сопротивления служит металлический или полупроводниковый резистор с боль­шим температурным коэффициентом. Такой термометр восприни­мает температуру окружающей среды достаточно быстро и дает возможность измерять температуру непрерывным перемещением термометра вдоль ствола скважины. Различают несколько типов термометров, отличающихся по способу измерения сопротивления чувствительного элемента. Для измерения температуры в нефтя­ных и газовых скважинах наиболее широкое применение получили электронные термометры, рассчитанные на работу с одножильным кабелем.

Принципиальная электрическая схема измерений электронным термометром ТЭГ-60 на одножильном кабеле (рис. 16.2), состоит из наземного пульта 1, устанавливаемого в каротажной лаборатории, и скважинного прибора 2. Скважинный прибор снабжен электронным RC-генератором G, управление частотой которого осуще­ствляется цепью RC, содержащей термо чувствительные резисторы R_T и термостатированные емкости С. Резистор R_T с боль­шим температурным коэффициентом яв­ляется плечом мостовой схемы, располо­женной в скважинном приборе и питаемой переменным током.

Изменение сопротивления чувствительного плеча Rj воздействует на RC-генератор, изменяя его частоту пропорцио­нально сопротивлению резистора R_T. В результате период автоколебаний генератора RC находится в линейной зависимости от величины со­противления R_T и, следовательно, от температуры среды, окружаю­щей скважинный термометр. Переменный ток с выхода генератора передается по кабелю на поверхность и преобразуется специальной схемой-периодометром П в напряжение, пропорциональное температуре. Полученное напряжение поступает на регистратор РК, где записывается в виде термограммы. Питание скважинного прибора постоянным током с напряже­нием 250 В осуществляется выпрямителем В через нагрузочное сопротивление R. Электронная схема скважинного прибора заключена в стальной герметизированный кожух. В нижней части скважинного прибора в медных трубках размещены термочувствительные сопротивления R_T, контактирующие с промывочной жид­костью.

При работе с электрическими термометрами масштаб темпера­турной кривой обычно выбирают равным 0,25; 0,5 или 1 °С на 1 см. Глубину замера температуры определяют так же, как и при электрическом каротаже. Перед спуском термометра в скважину он подвергается опробованию на поверхности. Для этого сверяют показания температуры окружающей среды, замеренные одновре­менно термометрами сопротивления и ртутными. Расхождения показаний не должны превышать 0,5 °С. Температурную кривую ре­гистрируют во время спуска прибора в скважину и этим исключают погрешность, связанную с перемешиванием промывочной жидкости. Термометр обладает тепловой инерцией и воспринимает температуру среды, в которую он помещен, не мгновенно, а в течение некоторого времени согласно формуле

,

(1.5)

где — измеренная температура; — постоянная времени термо­метра, равная времени, в течение которого термометр восприни­мает приблизительно 0,63 разности температуры среды и началь­ной температуры термометра до помещения его в данную среду, для разных типов электрических термометров изменяется от 0,5 до 3 с.

Точность измерения термометра зависит от скорости его пере­мещения в скважине. Чем меньше тем больше допустимая ско­рость. При обычных измерениях (регистрирующий масштаб 0,5 – 1 °С на 1 см) скорость регистрации не должна превышать 3000/ (в м/ч), а при более детальной записи в масштабе 0,125 ^oС/см скорость должна быть снижена в 1,5—2 раза.

Методика проведения исследования

Перед замером в скважине термометр следует опробовать на поверхности. Для этого собирают измерительную схему и проводят измерение, определяя одновременно температуру окружающей среды (обычно воздуха в станции) ртутным термометром. Разница в показаниях обоих термометров не должна превышать 0,5° С.

Проверку и настройку термометра ТЭГ-60 перед спуском в скважину производят в последовательности, указанной ниже.

1. После установки необходимого тока питания (200 мА) и прогрева электронной схемы термометра, манипулируя кнопкой 1Кн (см. рис. 1.3),проверяют работу схемы коммутации скважинного прибора. Позиции переключателя 2В1 определяют по прибору 1ИП: в позиции «стандарт сигнал 100° С» его показание наибольшее.

2. Регулируют периодометр так, чтобы нулевая температура термометра равнялась 20° С. Для этого скважинный переключатель переводят в позицию «стандарт-сигнал 20° С» и при наибольшей чувствительности схемы (правое положение ручки 1R29 «масштаб») потенциометром 1R25 «уст. нуля» выводят блик гальванометра каротажного регистратора на нуль шкалы.

3. Согласовывают уровень выходного сигнала термометра с напряжением градуированного компенсатора поляризации ГКП, который применяется для смещения температурной кривой. С этой целью при позиции «стандарт-сигнал 100° С» в измерительную цепь вводят напряжение от ГКП, равное 80 мВ, где — число милливольт ГКП, выбранное для переноса кривой на 1° С (обычно берут = 2,5 мВ). Затем потенциометром 1R29 «масштаб» возвращают блик гальванометра регистратора в нулевое положение.

4. Устанавливают масштаб записи (°С/см), вводя в ГКП дополнительную разность потенциалов и добиваясь путем регулирования чувствительности канала регистратора отклонения блика гальванометра на см.

После регулировки масштаба записи скважинный переключатель 2В1 переводят в позицию «измерение», с помощью ГКП выводят блик гальванометра на дорожку записи и отсчитывают по переключателям ГКП и отклонению блика окружающую температуру.

При работе с мостиковым термометром на трехжильном кабеле обычно применяют следующий порядок настройки измерительной схемы.

Сначала по прибору пульта блока питания лаборатории устанавливают ток питания термометра, близкий к значению, указанному в паспорте прибора, затем производят установку масштаба записи. Для этого с контрольного шунта R_Q в токовой цепи пульта при замыкании ее внутри пульта и сохранении установленной силы тока подают напряжение в измерительную цепь и регулированием чувствительности канала регистратора добиваются, чтобы отклонение блика гальванометра (в см)

(1.6)

где С — постоянная термометра в °С/Ом; n — масштаб записи в °С/см.

После установки масштаба согласовывают показания ГКП с постоянной по напряжению канала. Для этого по отклонению блика гальванометра регулируют ГКП так, чтобы показание = 2,5 мВ соответствовало 1° С.

Температурную кривую регистрируют при спуске прибора в скважину, чтобы избежать искажений из-за перемешивания раствора. Перед началом записи повторяют рассмотренные выше операции по настройке термометра, затем для начальной точки кривой фиксируют полное значение компенсирующей разности потенциалов — начальную компенсацию (НК) — и определяют начальную температуру:

(16.7)

где Т_о — значение нулевой температуры термометра; — показание компенсатора поляризации (НК); — число делений компенсатора поляризации, приходящееся на 1° С.

На ленте отмечают начальную точку кривой и наносят значения НК и Т_н. Температурную шкалу в верхней части кривой размечают; шкалы для последующих частей кривой устанавливают с учетом ее смещения. Вследствие погрешностей смещения кривой значение конечной температуры Т_к, отсчитанное по шкале, построенной по температуре Т_н, может не совпадать с непосредственно определяемым значением Т_к. Это расхождение не должно превышать нескольких десятых долей градуса.

Точность измерения сильно зависит от скорости перемещения термометра. Термометр воспринимает температуру окружающей среды не мгновенно, а в течение некоторого времени по закону

(16.8)

где Т — измеренная температура; Т_с — температура среды; Т_н — температура термометра перед помещением его в данную среду; т — постоянная времени термометра, равная времени, в течение которого термометра воспринимает 0,63 разности температур Т_н и Т_с.

В обычных условиях скорость измерения не должна превышать 3000/т (в м/ч), а при записи в масштабе 0,125° С/см она должна снижаться в 1,5— 2 раза.

Градуирование термометров.

В процессе эксплуатации и после ремонта термометра необходимо его градуировать — определять его постоянную С (значение стандарт -сигналов для термометра ТЭГ-60) и нулевую температуру Т_о. Термометр градуируют в заполненном водой термостате при температурах от 20 до 100° С.

При градуировании мостикового термометра на трехжильном кабеле измеряют выходное напряжение и силу тока I питания термометра, используя для этой цели один и тот же прибор; ртутным или другим эталонным термометром определяют температуру воды в термостате. По результатам измерений строят градуировочную кривую зависимости U/I от температуры Т. Точка пересечения кривой с осью абсцисс ( U/I = 0) дает значение нулевой температуры Т_о. Для определения постоянной С выбирают два значения температуры Т₁ и Т₂ и на кривой находят соответствующие им значения ( U/I)₁ и ( U/I)₂. Постоянную термометра подсчитывают по формуле

(16.9)

При градуировании термометра ТЭГ-60 сравнивают показания от стандарт-сигналов, соответствующих температуре 20 и 100° С, с показаниями термометра при температуре воды в термостате 20 и 100° С. Если эти показания не совпадают, подстроечными резисторами 2R5, 2R9 (см. рис. 1.3) добиваются равенства показаний. Затем производят измерения при нескольких значениях температуры воды в интервале 20—100° С и строят график зависимости показаний от температуры.

Определение постоянной времени термометра.

Для определения постоянной времени термометра берут два бака с водой с температурой T₁ и Т₂, различающейся примерно на 10° С, и, перенося термометр из одного бака в другой, записывают кривую

Рисунок 1.3 Принципиальная электрическая схема термометра ТЭГ-60

1 - наземный пульт. Переключатели: В1 - «сеть»; К_н - «коммутация». Переменные резисторы: R25 - «уст. нуля»; R29 - «масштаб»; 2 - скважинный прибор. Переключатель В1 - стандарт-сигнал 20°; стандарт-сигнал 100°.нелинейность графика больше 1%, вносят исправления в схему.

изменения температуры каротажным регистратором при большой скорости протяжки ленты. На ленту наносят марки времени (например, от звукового генератора). Время, прошедшее от момента переноса термометра из одного бака в другой до момента, соответствующего точке кривой с температурой T₁ + 0,63 (Т₂ — T₁), равно постоянной времени . При измерениях воду в баках нужно интенсивно перемешивать.

Назначение и возможности метода термометрии.

Температурные измерения в скважине производят для решения как геологических задач, так и задач, связанных с изучением технического состояния скважин. Выбор способа измерения температурной кривой и масштаба ее регистрации определяется характером и детальностью решаемых задач.

Измерение абсолютных значений температуры (в °С) в функции глубины и времени (обычная термометрия) производится для решения следующих задач: определения основных геотермических параметров (геотермического градиента, геотермической ступени и плотности теплового потока) , тепловой характеристики пород (теплопроводности или теплового сопротивления, температуропроводности), изучения технического состояния скважин (высоты подъема цемента за колонной, наличия перетоков флюида в затрубном пространстве и мест его поступления в скважину, выявления интервалов поглощения жидкости или ее поступления из пласта в скважину в процессе бурения). Термограммы регистри­руются с точностью до 0,25—0,50 °С.

Для выявления небольших температурных аномалий, исчисляемых десятыми и сотыми долями градуса, применяются методы высокочуствительной термометрии. Последняя эффективно используется при определении зон закачки газа в подземные газохранилища, глубины закачанного под давлением цемента, местоположе­ния продуктивного пласта и газонефтяного контакта, мест потери циркуляции в бурящейся скважине, зон гидроразрыва и т. п. Дальнейшее повышение чувствительности глубинных приборов даст возможность расширить круг задач, решаемых в нефтегазопромысловой геологии по температурным измерениям. Наиболее важными вопросами являются выделение пластов по их тепловым характеристикам и определение характера нефтегазона сыщенности.

Возможности температурных изменений для выявления локальных аномалий в скважине значительно расширились с разработкой высокочувствительных термометров на полупроводниках - аномалий-термометров. Такие термометры рассчитаны для изучен тепловых полей низкой интенсивности и способны регистрировать температуру в детальном масштабе до 0,02 °С/см. В скважин с установившимся тепловым режимом участки разреза с пониженными и повышенными значениями температуры отмечаются на аномалий-термограмме соответственно пониженными или повышенными аномалиями на фоне диаграммы геотермического градиент.

Обработка и интерпретация результатов исследований

Форма регистрируемых кривых. Отбивка границ пласта.

В основе методов интерпретации термограмм лежат инфор­мативные признаки, выявленные в результате теоретического изучения особенностей теплового поля в скважинах и анализа результатов промысловых температурных измерений.

При интерпретации обязателен учет данных о конструкции, техническом состоянии, разрезе скважины и другой геолого-промысловой информации, получаемой независимо от темпера­турных измерений, в том числе материалов комплекса ГИС.

Лекция 26

Термометрия Определение технического состояния скважин Определение зон гидроразрыва Преимущества и недостатки метода термометрии

По термограммам определяют работающую толщину пластов, в пределах которых до останов­ки наблюдались приток или поглощение. В отсутствие межпластовых перетоков поглощавшие пласты и эксплуатировав­шиеся изолированно отдающие пласты характеризуются ано­мально низким темпом восстановления температуры. В пластах, где при

а б в

Рисунок 16.4. Термограммы в скважинах, эксплуатирующих совместно несколько пластов при перетоках по стволу (дроссельный эффект в пластах отрицательный).

Действующие скважины а — переток из пластов II и III в пласт I, б — переток из пластов I и III в пласт II; в — остановленная скважина, переток из пластов I, III и IV в пласт II; I—геотермограмча; 2, 3 — термограммы соответственно при высокодебитном и низкодебитном перетоках.

Рисунок 16.4 Термограммы в интервалах заколонных перетоков, расположенных ниже эксплуатируемых пластов, в действующих скважинах (башмак НКТ на­ходится выше продуктивных интервалов, дроссельный эффект в отдающих пластах отрицательный):

а, б— добывающая скважина с перетоком сверху вниз (а) и снизу вверх (б), в — на­гнетательная скважина, переток сверху вниз, I — геотермограмма, 2, 3. 4 — термограммы в действующей скважине в отсутствие перетока (2), при высоко- (3) и низкодебитном (4) перетоке I` — интервалы перфорации, 2 —цементное кольцо

эксплуатации фиксировались аномалии калориметри­ческого смешивания, темп восстановления температуры аномально высок в первые часы после остановки скважины и ано­мально низок в последующем. При перетоках в стволе через некоторое время после остановки скважины в ней устанавливается квазистационарное распределение темпера­туры, описываемое закономерностями (см. рис.16.4). Значение получаемой информации особенно велико в интервалах эксплуатируемых по затрубью НКТ и в интервалах заколонных перетоков выше работающих пластов.

Выделение коллекторов.

Для нефти и воды коэффициенты отрицательны: = – (0,1 — 0,15), = ( — 0,05). В связи с этим против мест поступления в скважину нефти и воды возможны небольшие положительные аномалии (Рис.16.5). Рудные тела и ископаемые угли на контакте с природными водами подвергаются окислению. Окислительные процессы, сопровождаются выделением тепла, что приводит к возникновению против таких пород положительных аномалий.

Галогенные породы в момент их вскрытия отмечаются отрицальными температурными аномалиями. Снижение температуры вызывается поглощением тепла при растворении соли. По мере насыщения глинистого раствора солью его способность к растворнению снижается, происходит потеря тепла и температурные аномалии против галогенных пород со временем исчезают. Пласты коллекторы с циркулирующими в них водами находят отраженна термограммах в зависимости от температуры циркулируют, воды.

Определение параметров продуктивных пластов

. Определение газо-нефтяного контакта. Согласно обычной температурной кривой, зарегистрированной в необсажепной скважине

Рисунок 16.5 Определение мест поступления в скважину нефти, газа и воды

(кривая///, рис. 16.6), можно предположить, что газовый горизонт находится приблизительно на глубине 1550—1600 м.

Рисунок 16.6 Определение газо-нефтяного контакта

Кривые / и //, выполненные дифференциальным термометром, уточнили положение контакта газ — нефть. Они фиксируют газопродуктивную зону и на глубине 1580 м.

Определение зон закачки газа в пласт. На рис. 16.7 приводятся температурные кривые, записанные обычным термометром (кривая /) и дифференциальным (кривая II) во время закачки 59 472 м³ природного газа в сутки. Термограммы показывают зоны, в которых создаются температурные аномалии, при этом применение дифференциального термометра значительно повышает точность измерений.

Рисунок 16.7 Определение зон закачки газа в пласт

Определение технического состояния скважин.

Определение места потери циркуляции в бурящейся скважине. На обычной термограмме рисунок. 16.8 зафиксирована зона потерн циркуляции на глубине 2630 м. Ниже этого интервала фиксируется зона нормального геотермического градиента.

Рисунок 16.8 Определение места потери циркуляции в бурящейся скважине

Определение глубины закачанного под давлением цемента. Количество цемента, закачиваемого под давлением в перфорационные отверстия, мало и не вызывает повышения температуры в обсадной колонне, достаточного для регистрации обычными термометрами. Значительно лучшие результаты получаются при помощи дифференциального термометра.

Решение этой задачи при помощи дифференциального термометра показано на рисунке. 16.9. Термограммы, записанные дифференциальным термометром непосредственно после окончания работ (кривая/) и спустя 60 ч (кривая 11). показали, что закачанный цемент проник в зону водонасыщенпого пласта в интервале 1202—1220 м, находящуюся непосредственно под нефтеносным пластом, и перекрыл воду.

Р исунок 16.9 Определение местоположения закаченного под давлением цемента

Определение зон гидроразрыва.

Для определения местоположения зон гидроразрыва при помощи температурных намерений соблюдается установленная последовательность в проведении работ: 1) проводятся два температурпых замера до гидроразрыва и после; температура рабочей жидкости должна существенно отличаться от температуры в зоне проведения гидроразрыва (выше или ниже); 2) повторный замер должен проводиться по истечении некоторого оптимального времени (несколько часов) после проведения гидроразрыва: замер должен проводиться при статическом состоянии жидкости, перемещение жидкости внутри скважины при разрыве может привести к ошибкам в оценке гидроразрыва пласта.

На рис. 16.10 показаны две термограммы. Кривая 1 была записана до, а кривая 2 после гидроразрыва в скважине. Эта скважина была перфорирована на глубинах 1001—1038 м. Сопоставление кривой, записанной до гидроразрыва, с кривой, записанной после гидроразрыва, показывает, что верхняя зона подвергалась разрыву на глубине от 1001 до 1013 м, нижняя — на глубине 1036— 1038 м. Температура рабочей жидкости на поверхности была 54° С, а температура пласта 31,5° С.

1.4 Преимущества и недостатки метода термометрии.

В целом метод термометрии сравнительно прост в применении и для определения некоторых параметров в скважинах, но с другой стороны он очень длителен по времени. Вместо него чаще стали использовать другие более эффективные методы ГИС (ГК, ГГК, электронные методы, АК и др.) Примером может служить отбивка цемента в затру бном пространстве. Метол термометрии достаточно эффективен при отбивки высоты подъема цемента в затрубном пространстве нефтяных и газовых скважин. Основными его недостатками являются: отсутствие информации о характере распределения цементного камня в затрубном пространстве и стенкой скважины; исследования должны проводиться в строго определенное время после окончания цементирования.

Метод неэффективен при использовании облегченных цементных растворов.

Рисунок 16.10 Определение зон гидроразрыва пласта. (трещины)

В настоящее время имеются все данные для того, чтобы считать, что дальнейшее повышение чувствительности глубинных приборов даст возможность расширить перечень задач, решаемых в нефтегазопромысловой геологии по температурным измерениям. Наиболее важной задачей является выделение пластов по их тепловым характеристикам и определение характера нефтегазонасыщения.

Лекция 27

Применение данных каротажа для изучения геологического строения месторождений.

При изучении геологического строения района широко используются различные геологические построения, основными из которых являются профильные разрезы – вертикальные сечения района по заданным направлениям, структурные карты – изображения рельефа кровли или подошвы какого-либо пласта (рис.18.1) и карты равных мощностей пласта. На основе этих построений уточняются тектоника района, расположение в разрезе пластов-коллекторов, выявляются изменения коллекторских свойств, мощности и строения нефтегазоносных пластов по площади, характер фациальных замещений и другие особенности геологического строения разреза.

Рисунок 18.1 Структурная карта ; 1 – устье скважины, 2 – проекция точек встречи скважины с пластом

Исходными данными для построения карт и профильных разрезов служат результаты корреляции разрезов скважин: глубины кровли (подошвы) пластов и их мощности.

Профильные геологические разрезы.

Профильный геологический разрез показывает геологическое строение данной толщи отложений в вертикальной плоскости (рис.18.4,б). Обычно выбирают направление профиля вдоль оси структуры или перпендикулярно к ней. При построении профиля можно использовать и те скважины, которые не совпадают с ней. Проектирование скважин на плоскость профиля производится, как правило, по простиранию пластов. Обычно вертикальный масштаб профильного разреза, особенно в платформенных областях, применяют в несколько раз большим, чем горизонтальный.

Если скважина отклонена от в направлении не совпадающем с направлением профиля, её проектируют на плоскость профиля по данным измерений инклинометром.

На профиле часто наряду с геологическим разрезом скважины вычерчивают диаграммы стандартного каротажа.

Структурные карты.

На структурной карте кровлю и подошву пласта изображают изогипсами – горизонтальными линиями, проведёнными через точки с одинаковой глубиной Для нефтяных и газовых месторождений структурные карты строят по кровле вскрываемого пласта(рис.18.4,а).. Их строят по абсолютным отметкам точек пересечения изображаемой поверхности скважинами. Абсолютные отметки определяют по данным измерений инклинометром, исходя из абсолютной отметки устья скважины.

При небольшом количестве скважин может быть получено несколько вариантов структурных карт. По мере увеличения числа скважин отдельные варианты отпадают и остается единственный вариант, основанный на большом фактическом материале.

Карты равных мощностей.

Такие карты характеризуют изменение мощности отдельных пластов или пачек пластов по площади. Они изображаются линиями равной мощности. Для их построения используют истинные мощности пластов. Изменение мощности нефтегазоносного пласта по площади применяют для характеристики процесса накопления осадков и тектонических движений.

Карты равных мощностей строят по геолого-геофизическим разрезам скважин, корреляционным схемам (рис.18.2), профильным разрезам.

Рисунок 18.2 Пример корреляционной схемы для прослеживания несогласного залегания пород; 1 – глина, 2 – глина карбонатная, 3 – мергель, 4 – алевролит глинистый

В разрезе пробуренной скважины выделяют породы, различающиеся по своим физическим свойствам, устанавливают их границы и глубины залегания; определяют литологический характер и возраст этих пород. Для решения указанных задач используют в основном результаты ГИС. По каротажным диаграммам достаточно надёжно производят литологическое расчленение разреза скважины, устанавливают границы пластов и глубины их залегания. Сложнее по каротажным диаграммам определить литологию и стратиграфию пород – построить литолого-стратиграфический разрез скважины. Литологию пород можно оценить путём сопоставления зарегистрированных в данной скважине каротажных диаграмм с геолого-каротажным разрезом района. Стратиграфическое расчленение разреза скважины обычно основывается на сопоставлении каротажных диаграмм с геолого-каротажным разрезом, который включает литологическую и стратиграфическую колонки, типичную каротажную характеристику – диаграммы ЭК (стандартный каротаж) и других видов каротажа, наиболее характерных для данного района, опорные горизонты и реперы, используемые при корреляции разрезов скважин.

Геолого-каротажный разрез.

Этот разрез составляют по результатам корреляции разрезов скважин и имеющимся геологическим и геофизическим материалам; при этом особое внимание уделяют результатам уточнения литолого-стратиграфического разреза скважин по керну и шламу.

Каротажную диаграмму получают, разделяя разрез на ряд интервалов и подбирая для каждого из них наиболее типичные кривые по всему разрезу. Участки каротажных диаграмм, используемые для построения типовой каротажной характеристики и геолого-каротажного разреза, не должны быть осложнены в результате тектонических нарушений.

Построение литологического разреза скважины.

Определение литологического характера пород и построение литологического разреза скважины непосредственно по каротажным данным основано на их классификации по величинам тех или иных геофизических параметров. При установлении литологии пород вместо численных значений геофизических величин пользуются приближёнными зонами их значений – малых, средних и больших.

В песчано-глинистом разрезе при разведке на нефть и газ этими приближёнными значениями могут быть охарактеризованы и выделены следующие категории пород:

- глины (собственно глины, аргиллиты, глинистые сланцы, иногда сильноглинистые алевролиты и мергели), отмечаемые на каротажных диаграммах малыми, а иногда средними величинами ρ_к, высокими, изредка средними величинами ПС, высокими показаниями ГГК, малыми, а иногда средними показаниями микрозондов и часто увеличением диаметра скважины.

1. коллекторы с большой гранулярной пористостью:

- чистые коллекторы (песчаники и пористые известняки), обычно характеризуемые уменьшением диаметра скважины, низкими значениями ПС и ГГК и средними показаниями микрозондов;

- глинистые коллекторы (глинистые песчаники и алевролиты), отличающиеся от чистых коллекторов средними величинами ПС.

2. плотные породы (известняки, глинистые известняки, мергели, плотные песчаники и др.), обычно характеризуемые номинальным, а иногда повышенным диаметром скважины, большими показаниями микрозондов, средними или большими величинами ρ_к, большими показаниями ПС и малыми показаниями ГГК.

Аналогичные категории пород могут быть выделены и в карбонатном разрезе. Литологическое расчленение этого разреза производится по следующим признакам (рис 18.3):

1. глины отмечаются на каротажных диаграммах высокими, а иногда средними величинами диаметра скважины, малыми или средними показаниями микрозондов, большими показаниями ГК и АК и малыми показаниями НГК и акустического каротажа по затуханию (АКЗ);

2. чистые коллекторы характеризуются уменьшением или сохранением номинального диаметра скважины, средними показаниями МЗ, НГК, АК и малыми показаниями ГК и АКЗ;

3. глинистые коллекторы отмечаются уменьшением или сохранением номинального диаметра скважины, средними показаниями МЗ, НГК, АК, ГК и низкими показаниями АКЗ; 4. трещиноватые и кавернозные коллекторы отличаются малыми показаниями ГК, высокими (средними) величинами АКЗ и средними или высокими показаниями НГК;

5. плотные породы отли чаются в большинстве случаев высокими показаниями микрозондов и малыми показаниями акустического каротажа (по скорости и затуханию).

Рисунок 18.3 Выделение гранулярных коллекторов в карбонатном разрезе (коллектора заштрихованы)

Приведённые классификации являются упрощёнными и неполными. Это связано с тем, что по геофизическим данным без керна и шлама трудно определить литологический характер пород.

Рисунок 18.4 Структурная карта продуктивного горизонта (а) и разрез продуктивных отложений по линии А-А¹ (б)

Лекция 28

Применение данных каротажа для выделения коллекторов, оценки коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности. Понятие «коллектор», «неколлектор», «продуктивный коллектор» Признаки выделения межзернового коллектора Выделение неглинистых песчаных коллекторов Выделение глинистых коллекторов

При бурении нефтяных и газовых скважин основной задачей каротажа является выделение в разрезе скважины коллекторов и оценка характера их насыщения (вода, нефть, вода)

« Коллекторами» называют пласты, представленные породами, способ-ными содержать нефть и газ и отдавать их. Основными свойствами коллекто-ров являются пористость и проницаемость. Обычно коллекторами являются:

-пески, песчаники, алевролиты,

- пористые доломиты и известняки,

-трещинные породы.

Наиболее типичными представителями непроницаемых пород ( не коллекторов) являются:

- гипсы, аргиллиты,

- малопористые плотные известняки, доломиты и песчаники ( если они не трещинные)

- гипсы, ангидриты.

Терригенный разрез – это песчано-глинистый разрез.

Признаки выделения межзернового коллектора по геофизическим материалам можно разделить на две группы:

- Первая группа объединяет прямые качественные признаки, основанные на более высокой проницаемости коллектора по сравнению с вмещающими породами и на проникновении в коллектор фильтрата глинистого раствора.

- Вторая группа включает косвенные количественные признаки коллектора, основанные на отличии коллектора от вмещающих пород по пористости и глинистости; это позволяет выделить пласты-коллекторы в интервалах с повышенной пористостью и пониженной глинистостью по диаграммам соответствующих геофизических методов.

Для выделения коллекторов помимо геофизических методов можно использовать диаграммы продолжительности бурения и «фильтрационного метода» (фиксирование количества жидкости, поглощаемого в процессе бурения породами), регистрируемые специальными автоматическими станциями контроля параметров бурения .

Выделение неглинистых песчаных коллекторов

В песчано-глинистых (терригенных) отложениях коллекторы в основном выделяются по кривой ПС. При обычном наблюдаемом случае, когда минерализация пластовых вод больше минерализации ПЖ и ПС прямая (+↔-), песчаные и алевритовые пласты, являющиеся коллекторами, выделяются минимумами на кривой ПС, глины (непроницаемые породы) – максимумами.

Обычно значения потенциалов ПС против глин располагаются на одной линии – линии глин, соответствующей участкам кривой с наиболее высоким потенциалом. Значения потенциалов против песчаных и алевролитовых пластов располагаются на некоторой другой линии. В зависимости от того, к какой из этих линий ближе показания кривой ПС для данного пласта, его следует или коллектором, или глинистым пластом.

Если минерализация ПЖ больше, чем минерализация ПВ, то ПС получается обратной: глины отмечаются минимумами, а песчаные и алевролитовые пласты (коллекторы) – максимумами на кривой ПС (+↔ - ).

В ряде случаев, когда минерализация ПЖ (при заполнении скважины минерализованной ПЖ) близка к минерализации ПВ -- кривая ПС не может Выделение коллекторов в терригенном оазрезе по диаграммам стандартного комплекса ГИС.

Коллектор: 1- нефтеносный, 2- водоносный, 3-алевролит глинистый, 4-песчаник с карбонатным цементом, 5-глина, 6-участки диаграмм, соответствующие коллектору

быть использована для расчленения разреза на песчаные и глинистые пласты. В этих случаях коллекторы выделяют по кривой ГК, на которой глины отмечаются максимумами показаний, а песчаные и алевролитовые пласты (коллекторы) – минимумами. Большую помощь в выделении коллекторов оказывает кавернограмма.

Неглинистые песчаники и алевролиты почти всегда достаточно порис-ты и проницаемы, чтобы быть потенциальными коллекторами нефти и газа. Поэтому качественное выделение песчаников и алевролитов при литологи-ческом расчленении разрезов способствует выделению песчаных коллекто-ров.

Дополнительными признаками коллекторов являются:

- наличие глинистой корки

- положительные приращения на диаграммах МКЗ (ρ_МПЗ >ρ_МГЗ )

или комплекса МБК – БК (ρ_БК >ρ_МБК )

Окварцованные, засолонённые и карбонизитрованные песчаники могут обладать низкой общей пористостью ( 5 – 10 %) и при отсутствии в них гли-нистых включений. Их относят к коллекторам при наличии прямых призна-ков:

- глинистой корки

-отрицательных аномалий ПС

- приращений на диаграммах МКЗ или МБК-БК. (рис 2.2)

Выделение глинистых коллекторов

К глинистым коллекторам относят песчаники и алевролиты, содержа-щие значительное количество глинистого материала

- рассеяного в порах породы (дисперсная глинистость), или

- расположенного в виде отдельных гранул (структурная глинистость),

- прослоев (слоистая глинистость).

Выделение глинистых коллекторов производят по тем же признакам и критериям, которые используются для чистых коллекторов, но усложняется тем, что амплитуда ПС против них значительно меньше, чем против неглинистых (чистых) песчаных пластов при том же соотношении минерализаций ПВ и ПЖ. А при большой относительной глинистости показания ПС против глинистых коллекторов получаются близкими к показаниям против глин. Решение усложняется тем, что с увеличением относительной глинистости прямые и косвенные признаки коллекторов постепенно исчезают:

- уменьшается величина отрицательной аномалии ПС

- исчезают глинистые корки и вызванные ими положительные прира-щения МКЗ

- показания ΔIгк ,ΔIнгк ,Δt приближаются к значениям нехарактерным для коллекторов.

Глинистость определяется по диаграммам:

- ПС – относительная глинистость

- ГК – объёмная глинистость

При большой относительной глинистости (> 0,4) не всегда удаётся разделить заглинизированные коллекторы и сильноглинистые непроницае-мые породы.

Выделение глинистых коллекторов однозначно производится по кри-вым ЯМК, который основан на измерении ядерной намагниченности горных пород в разрезе скважины.

Предпосылкой для выделения коллекторов, главным образом межзер-новых, по величине какого-либо параметра породы, например, коэффициента пористости или коэффициента глинистости, является то, что терригенному типу коллектора соответствует определенная область значений этого параметра, при этом границе «коллектор – неколлектор» отвечает определённое граничное значение используемого параметра – коэффициента пористости или коэффициента глинистости.

Зная граничное значение параметра по которому проводится деление пород на коллекторы и не коллекторы на диаграмме ГИС проводят уровень, соответствующий этому значению, который позволяет выделить в разрезе коллекторы по признаку:

k_п >k_{п гр}

Коэффициент пористости k_п терригенных пород определяется в основном глинистостью породы. Величина k_п терригенных пород закономерно снижается с ростом глинистости коллектора, характеризуемой параметрами: - массовая глинистость С_гл

- объёмная глинистость k_гл

- относительная глинистость η_гл.

В свою очередь, с уменьшением пористости и ростом глинистости в коллекторе возрастает доля капилляров малого размера (r<1мкм), не пропускающих пластовые флюиды, и снижается достигая в конце концов нуля, доля фильтрующих капилляров (r>1мкм), обеспечивающих способность породы быть проницаемой (величина k_пр>0).

Получают граничные значения пористости и глинистости на основе граничного значения k_пр коэффициента проницаемости, которое определяют:

1. статическим путём

2. по величине минимального рентабельного дебита нефти и газа.

3. на основе петрофизических связей.

Выделение коллекторов по диаграммам методов пористости по критической величине k_п получило распространение главным образом для карбонатных разрезов и для разновидностей терригенного разреза, представленного уплотнёнными породами с низким содержанием глинистого материала. Для типичных терригенных разрезов этот способ выделения коллекторов применяют редко, так как при учёте влияния глинистости на показания перечисленных методов возникают трудности.

Диаграммы геофизических методов глинистости -- самопроизвольной поляризации, гамма- метода – напротив , широко применяют для выделения коллекторов в терригенном разрезе.

Геофизические свойства гранулярного карбонатного коллектора являются наиболее характерными, близкими к таким же свойствам гранулярных песчаных коллекторов.

Особенностью межзерновых карбонатных коллекторов по сравнению с терригенными являются :

– более низкое граничное значение коэффициента пористости k_п* (обычно 6-8% вместо 10-18% для терригенных) и более низкие значения k_п в целом для коллекторов.

-- значительно меньшая в целом степень глинизации, что позволяет с большей надёжностью использовать диаграммы основных методов пористости – нейтронных и акустических – для выделения коллекторов и определения их пористости.

-- слабая связь коллекторских свойств с содержанием глинистого материала (нерастворимого осадка) при малой глинистости.

Нижний предел изменения коэффициента пористости k_п, характеризующий границу раздела коллектор - неколлектор для карбонатных межзерновых пород, колеблется в широких пределах (3 – 15%), что свидетельствует о большом разнообразии структур порового пространства для различных видов карбонатных пород.

Методика выделения межзерновых коллекторов в карбонатном разрезе в основном аналогична применяемой для терригенного разреза: используется комплекс прямых признаков – характерные показания микрозондов, каверномера при бурении на глинистом растворе и приёмы выделения по диаграммам методов пористости с учётом критического значения k_п*.

Выделенные в разрезе скважины коллекторы необходимо разделить на водоносные и нефтегазонасыщеннные, т.е продуктивные. Нефтегазонасы-щенные (продуктивные ) коллекторы в свою очередь подразделяются на промышленно продуктивные и бесперспективные в отношении получения нефти и газа в количестве достаточном для промышленных целей.

Выявленный нефтегазоносный горизонт в зависимости от назначения скважины:

- рекомендуется к опробованию, или

- намечают для эксплуатации

Полученные в нём данные используют для :

- оценки нефтяной и газовой залежи и

- подсчёта запасов нефти и газа

В наиболее простом случае водоносные коллекторы имеют низкое удельное сопротивление, а нефтегазоносные – высокое. Задача оценки нефтегазоносности легко решается, если известно удельное сопротивление пласта.

Однако, в общем удельное сопротивление не является характерной величиной для оценки нефтегазоносности пласта, т.к. диапазон значений удельного сопротивления нефтегазоносного пласта такой же как и для удельного сопротивления малопористых и многих водоносных пластов.

Нефть и газ оказывают примерно одинаковое влияние на удельное сопротивление породы. Различить по удельному сопротивлению нефтеносные и газоносные пласты обычно не представляется возможным.

Если бы поровое пространство породы было целиком заполнено неф-тью или газом, то удельное сопротивление её было бы весьма большим. Но в порах нефтеносных и газоносных пластов, кроме нефти и газа содержится некоторое количество минерализованной пластовой воды. Обволакивая зёрна породы, она образует сеть тонких каналов и плёнок, пронизывающих породу по всем направлениям. Наличием этой сети и объясняется проводимость нефтенасыщенных и газонасыщенных пластов. Основные принципы выделения и оценки характера насыщения межзерновых карбонатных коллекторов по данным ГИС те же, что и для терригенного разреза. Эти коллекторы характеризуются обычно неглубоким проникновением, а их удельное сопротивление ρ_п и ρ_вп при насыщении соответственно нефтью (газом) или водой различаются во много раз, поэтому продуктивные и водоносные коллекторы легко выделить по величине ρ_к и даже по величинам ρ_эф на диаграмме индукционного метода или ρ_к больших градиент-зондов. То есть прогнозная оценка нефтегазоносности основана:

- на различии удельных сопротивлений коллекторов, насыщенных водой и нефтью (или газом). В скважинах, пробуренных на пресных ПЖ, удельное сопротивление ρ_пв<< ρ_ф. В этих условиях ρ_п > ρ_зп или  ρ_п > ρ_пз указывает на возможное нефтегазонасыщение коллектора. В общем случае заключение о нефтегазоносности пород получают, сравнивая, во сколько раз ρ_п пласта больше его значения ρ_вп при 100%-ой водонасыщенности (т.е. по коэффициенту увеличения сопротивления Р_н). Значения Р_н>1 указывают на присутствие нефти или газа в пласте. Однако пласт отдаёт нефть и газ только при условии, что Р_н превышает некоторое критическое значение Р_н.кр, величина которого зависит от геологических характеристик пласта и физико-химических свойств пластовой воды и нефти. Способность воды, нефти и газа перемещаться в поровом пространстве пород под действием приложенного давления (относительная проницаемость) неодинакова при различном содержании этих флюидов в порах.

Под суммарной мощностью ∑h нефтегазонасыщенного коллектора понимается разность между высотными отметками залегания кровли и подошвы коллектора в изучаемой скважине (при полном насыщении коллектора нефтью и газом) или разность между высотными отметками залегания кровли коллектора и водонефтяного и газонефтяного контактов (при плавающей залежи).

Кровля и подошва коллектора устанавливаются по данным интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. При этом преимущества отдаются диаграммам наиболее информативных геофизических параметров. Для терригенного разреза это диаграммы ЭК (особенно микрометодов) ρ_к (ρ_эф), ПС (U_пс), ГК (I_гк), для карбонатного – диаграммы НК (I_nγ), ГГК (I_γγ), АК (∆t). При искривлении скважины необходимо вводить поправку, используя данные инклинометрии.

Под эффективной мощностью неоднородного коллектора подразумевается суммарная мощность (по вертикали) нефте- и газонасыщенных просло-ев, обладающих динамической пористостью и залегающих в пределах исследуемой нефтегазонасыщенной части коллектора. Все прослои, включаемые в эффективную мощность, должны обладать достаточным набором признаков коллектора. В качестве таких признаков используют : комплекс качественных признаков проникновения фильтрата ПЖ в пласт (появление глинистой корки; изменение электрического сопротивления в радиальном направлении по данным БКЗ, МК, БМК-БК и повторных замеров БК; изменение сопротивлений по методике «каротаж- испытание-каротаж»; изменение показаний НК при повторных измерениях; наличие свободных флюидов по данным ЯМК; количественные критерии [ k_п > k_п.гр и достижение рядом геофизических характеристик (α_пс ,І_гк ,І_нгк, ∆t, σ) значений, характерных для границы «коллектор-неколлектор»]. Правомочность применения перечисленных признаков для определения h_эф обосновывают результатами испытаний каждого пласта (прослоя) в нескольких скважинах на месторождении.

Выделение трещинных карбонатных коллекторов

.

Лекция 29

Применение данных каротажа для выделения коллекторов, оценки коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности. Выделение глинистых коллекторов. Эффективная мощность неоднородного коллектора. Параметры пласта определяемые методами ГИС.

Величина коэффициента нефтегазонасыщенности Кнг характеризует отношение объёма пор, занятых нефтью или газом, ко всему объёму пор породы. В зависимости от избирательной смачиваемости поверхности пор водой или нефтью различают породы гидрофильные и гидрофобные. В природных условиях подавляющая часть горных пород гидрофильна, т.е. твёрдые частицы, образующие коллектор, смачиваются водой. Полностью гидрофобные коллекторы, в которых плёнка нефти обволакивает твёрдые частицы породы, встречаются очень редко. В пластовых условиях более вероятной может быть частичная гидрофобизация коллектора (например, в чистых или слабоглинистых коллекторах с высоким коэффициентом нефтегазонасыщенности или в коллекторах с вязкой нефтью, содержащей повехностно-активные вещества).

Для полностью гидрофобного коллектора величина коэффициента нефтегазонасыщенности равна единице. Во всех остальных случаях в коллекторе всегда содержится некоторое количество воды, определяемое

Выделение коллекторов: 1- коллектор, 2-и 3-неколлектор

коэффициентом остаточной водонасыщенности (или просто коэффициентом водонасыщенности) К_в. Коэффициент водонасыщенности характеризует содержание в породе неподвижной воды К_в.св, связанной с поверхностью пор силами молекулярного сцепления, и подвижной воды К_в.под. таким образом,

К_в = К_в.св + К_в.под (13.1)

Для гидрофильных и частично гидрофобных пород справедливо равенство:

К_нг + К_в = 1. (13.2)

При нахождении коллекторов в зоне с предельной нефтегазонасыщенностью, где отсутствует подвижная остаточная вода, К_в = К_в.св. Величину К_в.св называют также коэффициентом неснижаемой минимальной водонасыщенности.

Данные электрометрии позволяют оценивать коэффициент нефтенасыщенности К_н в нефтеносном коллекторе, коэффициент газонасыщенности К_г в газоносном и коэффициент нефтегазонасыщенности К_нг в породе, содержащей и нефть, и газ.

По нейтронным методам в обсаженных скважинах можно определять К_г в газо- и нефтегазонасыщенных коллекторах. В нефтегазонасыщенных коллекторах определив К_нг по данным электрометрии, а К_г по данным нейтронных методов, можно установить величину К_н. Разработаны способы оценки К_н по данным ИННК в комплексе с одним из методов пористости, основанные на различии нейтронных параметров в нефти, газе и воде, которое увеличивается с ростом минерализации пластовых вод.

Интенсивное развитие получили диэлектрические методы (волновой диэлектрический ВДК, диэлектрический индуктивный ДИК), физической основой которых является различие горных пород и насыщающих флюидов по величине диэлектрической проницаемости. Диэлектрическая проницаемость горных пород определяется в основном их влагонасыщенностью. В связи с этим данные диэлектрических методов позволяют устанавливать коэффициент водонасыщенности и характер насыщенности коллекторов.

Выделение межзерновых коллекторов (на кривых отмечены штриховкой) в карбонатном разрезе путём совмещения нормализованных по пористости кривых БК и НГК

В ходе интерпретации данных геофизических исследований необходимо решить ряд важнейших задач по определению параметров коллекторов, необходимых для подсчета запасов нефти и газа конкретного месторождения и оценки его промышленной перспективности. Как уже отмечалось выше, наилучших показаний удается достигать в случае комплексных исследований и интерпретации полученных результатов. Однако каждый из методов ГИС в большей или меньшей степени способен определить необходимый параметр. Важнейшими являются следующие:

- коэффициент глинистости;

- коэффициент пористости;

- коэффициент нефтегазонасыщения;

- положение ВНК, НГК, ГВК;

- эффективная мощность.

Коэффициент глинистости в настоящее время определяют двумя методами – методом собственных потенциалов и методом естественной радиоактивности (гамма-метод).

Основой для определения коэффициента открытой пористости по данным метода сопротивлений является связь между удельным сопротивлением полностью водонасыщеной породы , параметром пористости (относительным сопротивлением) и удельным сопротивлением воды , насыщающей породу.

Все способы определения коллекторов по удельному сопротивлению содержат в себе следующие общие для них операции.

Удельное сопротивление определяют в зоне пласта, насыщенного полностью или преимущественно водой с известной минерализацией. Для изучаемого коллектора используют зависимость , полученную с учетом пластовых условий. Реализацию любого из способов определения по данным метода сопротивлений завершают расчетом параметра изучаемого коллектора и определением , соответствующего данному , с помощью известной зависимости . Порядок нахождения с помощью индукционного каротажа следующий:

1) определяют удельное сопротивление коллектора , полностью насыщенного пластовой водой, в одной из законтурных скважин по диаграммам электрических зондов с большим радиусом исследования – индукционным (или БЭЗ размером м). Выполнение этого условия необходимо для выполнения гарантированного значения неизмененной части коллектора за пределами зоны проникновения фильтрата бурового раствора.

2) рассчитывают удельное сопротивление пластовой воды изучаемого продуктивного горизонта. Для месторождений, находящихся в завершающей стадии разведки или переданных в разработку значение обычно известно. Для месторождений, находящихся в начальной стадии разведки величину определяют: а) по зависимости при известной температуре пласта в исследуемой скважине в соответствии с известным значением , полученным по данным химического анализа пробы пластовой воды; б) по данным непосредственного измерения в лаборатории на пробе пластовой воды, полученной опробователем на кабеле (ОПК); в) по амплитуде аномалии собственных потенциалов, зарегистрированной в изучаемом пласте на диаграмме СП.

3) вычисляют параметр .

4) по зависимости , полученной для исследуемого класса коллекторов в лаборатории на водонасыщенных образцах породы с учетом пластовых условий, определяют значение , соответствующее вычисленному параметру .

Определение коэффициента нефтегазонасыщения основывается на следующем: по удельному сопротивлению коллектора получают коэффициент водонасыщения пор, не устанавливая фазового состояния углеводородов, присутствующего в порах. Следовательно, в нефтенасыщенном коллекторе определяют коэффициент нефтенасыщения , в газонасыщенном – коэффициент газонасыщения , в нефтегазонасыщенном - коэффициент нефтегазонасыщения .

Коэффициент водонасыщения находят так:

1) определяют исследуемого пласта по данным индукционного каротажа;

2) устанавливают пласта одним из рассмотренных выше способов; затем находят по корреляционной связи соответствующее значение и с учетом вычисляют по формуле

. (13.3)

Если скважина пересекла пласт в водонефтяной зоне и интервал пластового пересечения содержит полностью водонасыщенную часть, величину определяют непосредственно по диаграммам индукционного метода в этой части коллектора;

3) рассчитывают по формуле

, (13.4)

где П – коэффициент поверхностной проводимости.

4) по зависимости для данного класса коллектора, которую получают экспериментально в лаборатории на образцах данного коллектора, находят величину , соответствующую значению ;

5) вычисляют параметры , или (в зависимости от фазового состояния углеводородов) как .

Существует два способа получения зависимостей , которые различаются способами моделирования в исследуемом образце коллектора. В первом способе на каждом образце изменяют в пределах от до ; далее получают для крайних (1 и ) и двух-трех промежуточных значений соответствующие им величины и составляют для каждого образца экспериментальный график . Затем, получив множество зависимостей для индивидуальных образцов коллектора, группируют их по классам коллекторов и для каждого класса составляют усредненный график с характерным для этого класса значением n (рис.18.5).

Зависимости первого типа моделируют условия, близкие к условиям переходной зоны, и могут быть применены в первую очередь для определения в коллекторах, расположенных в переходной зоне.

Зависимости второго типа составляют на основе семейства графиков для различных классов коллекторов. Эти зависимости являются геометрическим местом точек, ограничивающих семейство графиков слева и имеющих координаты и , характерные для данного класса коллекторов. Такие зависимости моделируют условия в зоне предельного насыщения нефтяной и газовой залежи и могут быть применены для определения в коллекторах, расположенных в этой части залежи.

Когда коллектор насыщен нефтью или газом только в верхней части, что наблюдается в «водоплавающих» нефтяных залежах по данным метода сопротивлений определяют положение водонефтяного (ВНК) и газоводяного

(ГВК) контактов. Контакт нефть-вода в природных коллекторах не является четким, поскольку переход между нефтью и газом в коллекторе постепенный. Это объясняется влиянием капиллярных сил на распределение воды в порах в нижней части нефтенасыщенного коллектора. Таким образом, при пересечении коллектора скважиной в водонефтяной части залежи характерно наличие трех зон: зоны максимального нефтенасыщения (максимальные значения и минимальные значения и ), переходной (значения , и меняются по разрезу от величин, характерных для нефтеносной части, до их значений, характерных для водоносного коллектора) и зоны полного влагонасыщения, для которой , и . Границами переходной зоны являются подошва зоны максимального нефтенасыщения коллектора и кровля водоносной части коллектора – зеркало воды.

Зависимость параметра насыщения (или ) от коэффициента водонасыщенности (или нефтенасыщенности ) пород.

а – для песчано-глинистых и карбонатных пород (по В.Н. Дахнову): 1 – песчано-глинистых гидрофильных; 2 – слабогидрофобных; 3 – гидрофобных; 4 – карбонатных; б – для песчаных коллекторов с различной глинистостью (по Б.Ю. Вендельштейну); области: I – нефть(газ); II – нефть (газ) + вода; III – вода.

Границу, выше которой получают промышленный приток нефти с водой, принимают за водонефтяной контакт (ВНК). Положение ВНК по диаграммам индукционного метода определяют так: устанавливают границы переходной зоны, определяют значения в зоне максимального нефтенасыщения и в водоносном коллекторе. Исходя из полученных значений , и с учетом линейного закона изменения удельного сопротивления переходной зоны составляют график . На основе результатов опробования или кривых фазовой проницаемости устанавливают критические значения и для данного типа коллектора, которые соответствуют нижней границе интервала, дающего при испытании чистую нефть или нефть с водой. ВНК проводят на глубине, кото- рой соответствует величина на графике .

Газоводяной контакт (ГВК) по данным индукционного метода определяют так же, как и водонефтяной.

Газонефтяной контакт (ГНК) устанавливают по данным комплекса индукционного и нейтронного методов. Индукционный метод не позволяет разделить газо- и нефтенасыщенные коллекторы, но дает возможность определить насыщение всей мощности рассматриваемого объекта углеводородами. Положение ГНК устанавливают в результате специальных исследований одним из стационарных нейтронных методов (НГМ или ННМ-Т), выполняемых по специальной программе: первый замер до спуска колонны, второй – непосредственно после укрепления скважины колонной; последующие замеры выполняют через интервалы времени, обеспечивающие появление и рост повышенных показаний в газоносной части коллектора по сравнению с нефтеносной. Исследования заканчивают при стабилизации повышенных показаний в газоносной части коллектора, отмечаемой повышенными показаниями НГМЭ .

Определение ГНК и ВНК в терригенном коллекторе при комплексировании методов сопротивлений и нейтронного гамма- метода (по В.Н. Дахнову). Песчаник: 1 – газоносный; 2 – нефтеносный; 3 – водоносный; 4 – глина; 5 – неколлектор. Заштрихованные участки кривых соответствуют коллекторам.

Эффективную мощность находят следующим образом: вначале определяют положение границ пласта, затем расстояние между границами принимают за его мощность. Границы пластов при мощности более 4 м на кривых фокусированных зондов определяются по середине аномалии, где ее ширина равна фактической мощности пласта. В пластах меньшей мощности определенная таким образом мощность оказывается меньше фактической – фиктивная мощность пласта. Достоверное выделение пластов малой мощности возможно лишь в случае, когда изучаемые пласты представлены породами более низкого сопротивления по сравнению с вмещающими породами, а их мощность превышает 1-1,5 м.

При определении мощности наклонного пласта необходимо учитывать его угол падения. В том случае, когда угол падения пласта не превышает , форма аномалий на кривых ИК не отличается от таковых в горизонтальном пласте. Однако, используя при определении мощности наклонного пласта правила, предназначенные для горизонтального пласта, мы получаем представления о его видимой мощности. По полученному значению видимой мощности можно найти истинную мощность по формуле

, (18.1)

где – истинная мощность пласта,

- его видимая мощность,

α – угол падения пласта.

Если угол падения пласта превышает , то определение его истинной мощности усложняется. В. Н. Дахновым была разработана методика определения мощности крутопадающих пластов, которая вычисляется по формуле

, (18.2)

где – истинная мощность пласта,

- его видимая мощность,

α – угол падения пласта,

- диаметр скважины,

k – поправочный коэффициент, учитывающий поправку, вносимую в мощность пласта за счет искажения кривой.

Методика В. Н. Дахнова используется для приближенных оценок.

:

Кривая зависимости поправочного коэффициента k в уравнении от угла падения пласта α (по В.Н. Дахнову).