Определение УЭС промывочной жидкости (по интервалам каверн),определение кажущегося сопротивления исследуемой среды

Рисунок 7. Зонд микрозондирования

МКЗ применим при решении следующих геологических задач:

-при наличии глинистой корки и радиального градиента сопротивлений положительными приращениями на диаграммах МКЗ выделяются коллекторы с межгранулярной средней и высокой пористостью, при условии, что сопротивления, измеряемые микрозондами, превышают не более чем в 5 раз значения УЭС промывочной жидкости;

-положительные приращения на диаграммах относятся к прямым качественным признакам проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласты и подтверждают движение флюида в пласты, образование глинистых корок и радиальных градиентов сопротивлений;

-определение эффективной мощности коллекторов с достоверным выделением отдельных проницаемых прослоев толщиной от 0,4 м и выше, при разрешающей способности МКЗ 02 см;

-выделение плотных непроницаемых прослоев;

-выделение размываемых глин-покрышек, дающих значительные каверны;

выделение зон частого чередования участков разреза тонкослоистого строения с ухудшенными коллекторными свойствами, зонами глинизации или представленные неколлекторами;

-при незначительном проникновении или его отсутствии по данным МКЗ возможно разделение газонасыщенных и водонасыщенных участков пласта;

-данные МКЗ используются при привязке керна к глубине;

-данные МКЗ используются как вспомогательный материал при детальных расчленениях.

На рисунке 8 приведены диаграммы методов КВ, МКЗ и БК.

Рисунок 8. Диаграммы комплекса ГИС в терригенном разрезе.

2.3 Порядок выполнения лабораторной работы

2.3.1.Определите типы зондов по предложенной преподавателем сква-

жине

2.3.2.Рассчитайте коэффициенты зондов и их размеры.

2.3.3. Ознакомьтесь с конфигурацией кривых для пластов различных

мощностей и сопротивлений

2.3.4.Обработайте диаграммы микрозондирования.

2.3.5.Определите типы зондов БЭЗ, их размеры.

2.4 Составление отчета

Отчет о проделанной работе должен содержать:

1.Задание

2.Цель работы.

3.Описание промыслово-геофизической аппаратуры

4.Описание технологии проведения геофизических исследований в сква-

жине

5.Результаты расчетов коэффициентов зондов и их размеры привести в

виде таблицы.

2.5 Контрольные вопросы

1 Физические основы метода КС.

2 Что такое кажущееся удельное электрическое сопротивление?

3. Для чего используются зонды разной длины?

4.Дайте определение градиент - зонду и потенциал - зонду.

5.Какие зонды называются последовательными и обращенными?

6.Как определяется длина потенциал - зонда и градиент - зонда?

7.Назовите размеры МПЗ и МГЗ.

8.Задачи, решаемые по диаграммам микрозондирования.

9. Сущность БЭЗ? Зонды метода.

10 Что изучает кавернограмма?

11.Физические основы кавернометрии.

12.По каким признакам на диаграммах кавернометрии выделяются проницае-

мые и непроницаемые пласты?

13.Для чего нужно знать фактический диаметр скважины?

14. По таблице 1(лаб.3) определить глубинность, вертикальное разрешение

микрозондирования.

Лабораторная работа № 3

БОКОВОЙ, МИКРОБОКОВОЙ МЕТОДЫ.

Цель работы: изучение физических основ бокового и микробокового методов исследования скважин, устройства зондов, получение навыков интерпретации диаграмм БК и МБК.

3.1Задание

3.1.1.По диаграммам бокового каротажа провести расчленение разреза скважины.

3.1.2.Выделить в разрезе пласты-коллекторы по диаграммам БК и МБК.

3.1.3.Определить границы пластов-коллекторов и характер насыщения

3.1.4.По диаграммам индукционного метода провести расчленение разреза скважины

3.2 Методические рекомендации.

3.2.1.Фокусированные зонды. Основным недостатком при регистрации комплекса БЭЗ является то, что при проведении исследований в пластах с очень высоким удельным сопротивлением или наоборот с очень низким сопротивлением, либо в разрезах с частым чередованием пластов с высокими и низкими сопротивлениям для обработки получаемых результатов требовалось вводить очень большое количество поправочных коэффициентов. Подобная ситуация связана прежде всего с тем, что при регистрации зондами БКЗ линии тока от питающих электродов распространяются во все стороны и направление их движения невозможно контролировать. Соответственно, основной поток линий устремляется в зоны наименьшего сопротивления, а при применении буровых растворов с высокой степенью минерализации происходит шунтирование линий тока только по буровому раствору. Т.е. зонды БКЗ являются нефокусированными.

Для устранения подобной ситуации для измерения удельного сопротивления горных пород применяются фокусированные зонды.

3.2.2.Боковой каротаж (БК) - электрические исследования фокусированными зондами с фокусировкой тока в радиальном направлении с помощью экранных электродов. Измеряемая величина - кажущееся удельное электрическое сопротивление. Единица измерения - Ом*м. Для проведения БК применяют одно - и многозондовые приборы, а также комплексные приборы, содержащие зонды БК и других методов ЭК и ЭМК. Регистрация кривой сопротивления фокусированными зондами называется боковым каротажем (БК).

При регистрации БК применяют трех -, семи - и девятиэлектродные зонды. Наибольшее распространение получил трехэлектродный зонд (рисунок.1) Боковой трехэлектродный зонд состоит из центрального электрода А₀ и двух экранных А_1-0 и А _1-1, разделенных изолирующими промежутками. При производстве ГИС на все три электрода подается одинаковое напряжение и измеряется величина падения напряжения между центральным электродом А₀ и удаленным электродом расположенным на корпусе прибора. Поскольку на все электроды зонда БК подается одинаковый ток, происходит фокусировка силовых линий тока центрального электрода по оси перпендикулярной оси скважины и ток направляется в пласт.

Микробоковой каротаж (МБК).МБК относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах детальных исследований, совместно с комплексом БКЗ.

Такая установка по принципу действия аналогична зонду трехэлектродного бокового каротажа. Электроды Аэ и Ао питаются одинаковым переменным током так, что в любой момент времени их потенциалы равны. Благодаря этому ток электрода Ао распространяется перпендикулярно оси башмака и стенки скважины в виде цилиндрического пучка, расходящегося в породе на расстояние 8 – 10 см.

Рисунок 1. Схема распределений линий тока в боковом каротаже

В боковом микрокаротаже (МБК) измеряется сопротивление прискважинной части пласта (промытой зоны) двухэлектродной установкой, состоящей из центрального токового электрода Ао и окружающего его экранного электрода Аэ, укрепленных на внешней поверхности измерительного башмака, прижимаемого к стенке скважины (рисунок.2)

Диаграммы метода бокового микрокаротажа применяют для выделения коллекторов в разрезе скважины, оценки их пористости.

Рисунок 2.Схема зонда микробокового каротажа

МБК и МКВ самостоятельно решают следующие геофизические задачи:

Определение УЭС ближней зоны пласта (промытой зоны) при толщине глинистой корки менее 10-15 мм с пропорциональным снижением УЭС по мере роста толщины глинистой корки;данные о диаметре ствола скважины с разрешением по вертикали 20-30 см.

МБК и МКВ необходимы при решении следующих геологических задач:

-ориентировочные сведения о Кп по УЭС промытой зоны неглинистых терригенных коллекторов;

-ориентировочные данные о коэффициенте остаточного нефтенасыщения по УЭС промытой зоны (с подтверждением по лабораторным анализам керна);

получение прямых качественных признаков на выделение коллекторов по МКВ (наличие или отсутствие глинистой корки);

-получение прямых качественных признаков на выделение коллекторов по МБК с разрешением по вертикали 20-30 см (совместно с БК);

- определение эффективной мощности коллектора по разнице значений УЭС нормированных диаграмм БК и МБК с разрешением по вертикали от 0,4-0,6 м и выше;

-выделение плотных непроницаемых прослоев, в том числе в среде коллекторов;

-выделение размываемых глин-покрышек, дающих значительные каверны;

- выделение зон частого чередования участков разреза тонкослоистого строения с ухудшенными коллекторными свойствами, зонами глинизации или представленные неколлекторами.

Сущность МБК заключается в измерении удельного сопротивления прискважинной части пласта (промытой зоны) при помощи трехэлектродной установки, состоящей из центрального электрода А₀, окружающего его измерительного электрода N и экранного электрода А_Э(рисунок 2).

3.2.4 Применяемая аппаратура и оборудование.

ЭК-1. Аппаратура электрического каротажа комплексная ЭК-1 предназначена для исследования нефтяных и газовых скважин методами бокового каротажного зондирования (БКЗ), трехэлектродного бокового каротажа (БК-3), измерения потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), резистивиметрии скважин, а также измерения диаметра скважин.

Скважинный прибор рассчитан на работу в скважине диаметром не менее 160 мм в водной промывочной жидкости с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH - от 10 до 20%, нефти - до 5-10%, при наибольшем значении температуры окружающей среды - 120°С и наибольшем гидростатическом давлении 100 MПa.

Аппаратура работает в комплексе с трехжильным грузонесущим геофизическим кабелем типа КГ 3-60-180-1 длиной 6000м.

Измерения БКЗ и БК проводятся в разных циклах. ПС регистрируется только в аналоговой форме.

Аппаратура обеспечивает измерение кажущихся удельных сопротивлений горных пород трехэлектродным зондом БК (шифр параметра LL3) в диапазоне от 0,5 до 5000 Омм. При этом диапазон измеряемых значений потенциала в режиме БК (шифр параметра LLU) от 0,1 до 20 В, а сила тока центрального электрода (шифр параметра LLI); - от 0,2 до 50 мА.

Аппаратура обеспечивает измерение совместно и раздельно с БКЗ измерение и выдачу в аналоговой форме сигнала потенциала самопроизвольной поляризации (шифр параметра SP), при этом сопротивление цепи прохождения сигнала ПС в аппаратуре не более 500 Ом.

Аппаратура обеспечивает измерение двух взаимно перпендикулярных диаметров (шифры параметров C1 и C2) и среднего диаметра скважины (шифр параметра CALI) в диапазоне от 100 до 760 мм (четырех радиусов (RAD1, RAD2, RAD3, RAD4) в диапазоне от 50 до 380 мм).

Аппаратура обеспечивает в интервале каротажа многократные срабатывания управляемого прижимного устройства профилемера. Время полного раскрытия (закрытия) рычагов профилемера не более 2 минут.

Питание скважинного прибора и токовых электродов осуществляется от каротажного источника питания силой тока (500±5)мА частоты 400 Гц.

Калибровка каналов БКЗ, БК и профилемера обеспечивается с помощью режимов "Нуль-сигнал" и "Стандарт-сигнал". Значения калибровочных параметров приведены в таблице:

Питание на скважинный прибор ЭК-1 подается при полном погружении его в раствор. Управление двигателем каверномера можно осуществлять на поверхности.

Запрещен спуск прибора в скважину с открытыми рычагами каверномера.

Сопротивление между первой жилой и оплеткой кабеля должно быть около 150 Ом при замкнутых концевых выключателях профилемера или бесконечно большим - при разомкнутых. Сопротивление между второй и третьей жилами должно быть около 200 Ом.

ЭК-М. Прибор электрического каротажа ЭК- М предназначен для исследования нефтяных и газовых скважин методами бокового каротажного зондирования (БКЗ), трехэлектродного бокового каротажа (БК-3), измерения потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), резистивиметрии скважин, а также измерения диаметра скважин.

Скважинный прибор рассчитан на работу в скважине диаметром не менее 160 мм в водной промывочной жидкости с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH - от 10 до 20%, нефти - до 5-10%, при наибольшем значении температуры окружающей среды - 120° С и наибольшем гидростатическом давлении 80 MПa.

Измерения БКЗ и БК проводятся в разных циклах. ПС регистрируется только в аналоговой форме.

Прибор обеспечивает измерение кажущихся удельных сопротивлений горных пород трехэлектродным зондом БК путем раздельного измерения потенциала экранного электрода (LLU) и силы электрического тока центрального электрода (LLI) в общем диапазоне от 0.5 до 20000 Омм, при этом диапазон измеряемых значений потенциала экранного электрода от 0.05 до 0.4В (чувствительный канал) и от 0.4 до 10В (грубый канал), а силы электрического тока центрального электрода от 0.05 до 1.5 мА (чувствительный канал) и от 1.5 до 46 мА (грубый канал).

Формула расчета кажущегося удельного сопротивления (r_k):

r_k = 0,19 ´ (LLU / LLI),

где 0.19- коэффициент зонда БК для прибора ЭК - М.

Аппаратура обеспечивает измерение совместно с БКЗ измерение и выдачу в аналоговой форме сигнала потенциала самопроизвольной поляризации (шифр параметра SP), при этом сопротивление цепи прохождения сигнала ПС в аппаратуре не более 500 Ом.

МК-УЦ, МК-М. Приборы МК-УЦ, МК-М предназначены для проведения геофизических исследований нефтяных и газовых скважин методами микрозондирования (МКЗ), бокового микрокаротажа (МБК) и измерения диаметра скважины (МКВ).Аппаратура рассчитана на работу в скважине, заполненной водной промывочной жидкостью, диаметром от 190 до 400 мм с температурой в интервале исследований от 5 до 120 °С, гидростатическим давлением до 100 МПа.

Аппаратура работает в комплексе с трехжильным грузонесущим геофизическим кабелем типа КГ 3-60-180-1 длиной 6000м.

Регистрация данных микропотенциал - зондом A0,05M (шифр параметра MNOR), микроградиент - зондом A0,025M0,025N (шифр параметра MINV), трехэлектродным зондом микробокового каротажа (шифр параметра MLL3) и микрокаверномером (шифр параметра MCAL) производится в одном цикле измерений.

Диапазоны измерений кажущегося удельного электрического сопротивления горных пород микропотенциал- и микроградиент-зондами от 0,1 до 50 Омм. Диапазон измерений кажущегося удельного электрического сопротивления зондом МБК - от 0,5 до 800 Омм с разбивкой на два диапазона от 0,5 до 100 Омм и от 100 до 800 Омм. Диапазон измерений диаметра раскрытия рычагов (диаметра скважины) от 180 до 400 мм.

Питание прибора осуществляется от источника постоянного электрического тока (160 +20/-10)мА.

Номинальный ток двигателя прижимного устройства МК-УЦ - не более 0,5 А. При этом значение пускового тока должно быть 1 А.

Время полного раскрытия (закрытия) рычагов МК-УЦ не более 30 секунд.

Если при раскрытии или закрытии рычажной системы скважинного прибора произошла непредвиденная остановка, в результате чего рычажная система заняла какое-то промежуточное положение, продолжать движение рычагов в нужном направлении можно только после реверсирования привода в течение 5-10 секунд.

Приборы МЕГА-Э позволяют проводить исследования в скважинах при температуре до 120° С и гидростатическом давлении до 80 МПа в комплексе с программно-управляемой каротажной станцией МЕГА и трехжильным каротажным кабелем типа КГ-3-60-180 длиной до 6000 м.Базовая сборка МЕГА-Э состоит из следующих приборов (модулей, рисунок 4):

ЭК-М - прибор электрического каротажа; ГК-М - прибор гамма – каротажа;

ИК-М – прибор индукционного каротажа: КП-М – каверномер-профилемер;

МК-МН – прибор микрометодов.

МК-МН. Прибор МК-МН предназначен для проведения геофизических исследований нефтяных и газовых скважин методами микрозондирования (МКЗ), бокового микрокаротажа (МБК) и измерения диаметра скважины (МКВ).

Прибор может работать как в одиночном режиме, так и в составе сборки из нескольких приборов комплекса МЕГА -Э вместо модуля КП-М.

Аппаратура рассчитана на работу в скважине, заполненной водной промывочной жидкостью, диаметром от 110 до 400 мм с температурой в интервале исследований от 5 до 120°С, гидростатическим давлением до 80 МПа.

Регистрация данных микропотенциал - зонда A0,05M (шифр параметра MNOR), микроградиент - зонда A0,025M0,025N (шифр параметра MINV), трехэлектродного зонда микробокового каротажа (шифр параметра MLL3).

3.3 Порядок выполнения лабораторной работы

3.3.1.Проанализировать предложенные преподавателем диаграммы по

скважине.

3.3.2.Определить границы пластов по диаграммам БК, МБК.

3.3.3.Сделать заключение о вскрытых скважиной породах.

3.3.4.Выделить пласты коллекторы.

3.4 Составление отчета

Отчет о проделанной работе должен содержать:

1.Задание

2.Цель работы.

3.Описание диаграмм, масштабы глубин, записи.

4.Описание методик интерпретации диаграмм ГИС.

5.Результаты обработки свести в таблицу.

3.5. Контрольные вопросы

1 Что такое кажущееся удельное электрическое сопротивление?

2. Физические основы бокового каротажа.

3. Физические основы микробокового каротажа.

4.Характеристика плотных пород по диаграммам электрокаротажа.

5. Характеристика пористых пород по диаграммам электрокаротажа.

6. Характеристика глинистых пород по диаграммам электрокаротажа.

7. Какие модули включает базовая сборка комплекса МЕГА-Э?

8.По таблице 1 какую глубинность и вертикальное разрешение имеет БК?

Рисунок 3. Комплекс МЕГА - Э

Таблица 1. Методы, глубинность и вертикальное разрешение

Лабораторная работа № 4

ИНДУКЦИОННЫЙ МЕТОД ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН.

МЕТОД ПОТЕНЦИАЛОВ САМОПРОИЗВОЛЬНОЙ

ПОЛЯРИЗАЦИИ.

Цель работы: изучить физические основы методов ИК и ПС, методики проведения исследований, обработки и интерпретации результатов.

4.1.Задание

4.1.1. Изучите физические основы индукционного каротажа.

4.1.2. Изучите физические основы метода ПС.

4.1.3. По диаграммам метода ПС провести литологическое расчленение разреза

скважины

4.1.4.Определите границы пластов по диаграммам ПС.ИК.

4.1.5.Рассчитать статический потенциал по наблюденному потенциалу ПС.

4.1.6. Провести линию глин по интервалу скважины.

4.1.7.Определить глинистость пластов коллекторов.

4.2 Методические рекомендации.

4.2.1 Индукционный каротаж (ИК). При проведении индукционного каротажа (ИК) изучается удельная электрическая проводимость горных пород посредством индуцированных (наведенных) токов. Для этого в скважину опускается прибор (зонд) имеющий в своем составе генераторную (Г) и измерительную (И) катушки. Расстояние между генераторной и измерительной катушками называется длиной зонда

При проведении измерений в генераторной катушке с помощью переменного тока устанавливается переменное магнитное поле. Согласно закону Фарадея, в это время в горной породе возникают электромагнитные' вихревые токи, которые фиксируются измерительной катушкой зонда. Величина вихревых токов, возникающих в горной породе, зависит от величины её удельной электропроводности.

Применение метода ограничивается: при высоком содержании в промывочной жидкости компонент с сильными магнитными свойствами; если значения удельного электрического сопротивления пород превышают 500 Ом*м, для малоглубинных зондов ИК и зондов со слабым исключением влияния скважины - на высокоминерализированных промывочных жидкостях.

Длина зонда ИК - расстояние между основными генераторной и измерительной катушками. Точку на оси зонда, для которой проходящая через нее и перпендикулярная оси зонда плоскость делит все пространство на два полупространства с равными геометрическими факторами, принимают за точку записи.

Прибор (модуль) ИК комплексируют с модулями других методов ГИС без ограничений. Индукционный каротаж (ИК) основан на измерении кажущейся удельной электрической проводимости пород в переменном электромагнитном поле в частотном диапазоне от десятков до сотен килогерц.

Индукционные методы применяются для исследования вторичного электромагнитного поля среды, э.д.с. которого прямо пропорциональна электропроводности горных пород. Вторичное электромагнитное поле возникает в окружающей среде за счет вихревых токов, которые индуцированы катушкой, питающейся от помещенного в скважину генератора переменного тока.

В индукционных методах вторичное электромагнитное поле формируется в горных породах за счет индуктивной связи первичного электромагнитного поля со средой, окружающей зонд. Следовательно, индукционные методы позволяют изучать разрезы скважин, пробуренных с обычной промывочной жидкостью и с промывочной жидкостью на нефтяной или другой основе, плохо проводящей электрический ток.

Простейший зонд индукционного метода может быть составлен из двух катушек (генераторной и измерительной), опущенных в скважину.

Расстояние между серединами генераторной и измерительной катушек есть длина L индукционного зонда. Генераторная катушка зонда подключена к генератору переменного тока ультразвуковой частоты 20-60 кГц и питается стабилизированным по частоте и амплитуде током. Измерительная катушка зонда через усилитель и фазочувствительный элемент подключена посредством кабеля к регистрирующему прибору, расположенному на поверхности. Переменный ток, протекающий по генераторной катушке, создает переменное магнитное поле (прямое и первичное), которое, в свою очередь, индуцирует в среде, окружающей зонд, вихревые токи, формирующие вторичное переменное магнитное поле той же частоты, что и первичное.

Электродвижущая сила, генерируемая вторичным полем в измерительной катушке, состоит из двух составляющих - активной и реактивной. Регистрирующим прибором фиксируется сигнал активной составляющей э.д.с., наиболее тесно связанной с электропроводностью окружающей среды.

В случае низкой проводимости среды э.д.с. активной составляющей прямо пропорциональна ее электропроводности. С ростом электропроводности среды э.д.с. активного сигнала увеличивается медленнее и по более сложному закону. Нарушение пропорциональности между активным сигналом и электропроводностью среды связано с взаимодействием вихревых токов. Это явление называется скин-эффектом. Чем выше частота тока и электропроводность среды, тем значительнее взаимодействие вихревых токов и, следовательно, существеннее влияние скин-эффекта на показания индукционного метода.

Активный сигнал фиксируется на поверхности измерительным устройством в виде кривой, отражающей изменение электропроводности пород по разрезу скважины. Точкой записи кривой является середина расстояния между центрами генераторной и измерительной катушек. Единицей измерения электропроводности пород является сименс на метр (Сим/м) - величина, обратная ом×метру (Ом×м). На практике используют тысячную долю сименса на метр - миллисименс на метр (м Сим/м). Кажущаяся удельная проводимость выражается формулой:

, м Сим.,

где К₀ – коэффициент зонда;

I₀ – сила тока в генераторной катушке.

В индукционных методах измеряется эффективная удельная электропроводность s _эф, зависящая от проводимостей пласта, промывочной жидкости, зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости, вмещающих пород, от диаметра скважины, мощности пласта, а также размера и конструкции зонда. В связи с этим эффективная электропроводность в общем случае отличается от истинной удельной электропроводности изучаемого пласта s _пл.

Индукционный метод получил широкое распространение при исследовании разрезов нефтяных и газовых скважин с промывочными жидкостями сравнительно низкой минерализации (r _р>1Ом×м). Кроме того, он может использоваться при изучении скважин с непроводящей промывочной жидкостью (известково-битумные растворы и др.), заполненных нефтью и закрепленных трубами из диэлектриков (асбоцементные и полимерные обсадные колонны).

Применение обычного низкочастотного индукционного метода ограничено в случае использования соленых промывочных жидкостей, наличия зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости, понижающей сопротивление пласта, и при исследовании пород удельного сопротивления свыше 500 Ом×м.

Обычный низкочастотный индукционный метод позволяет более детально расчленять разрезы скважин, сложенные породами низкого удельного сопротивления, выделять водоносные и нефтегазоносные пласты, изучать строение переходной зоны и уточнять положение контактов вода - нефть, вода - газ, определять истинное удельное сопротивление пород до 500 Ом×м.

Основное назначение ИК, выполненного с помощью многозондовых приборов, состоит в определении геоэлектрических характеристик разреза – удельного электрического сопротивления неизмененной части пласта и зоны проникновения, а также глубины зоны проникновения. При использовании однозондовых приборов решение этих задач может достигаться комплексированием данных ИК с данными БКЗ и БК.

Типовые условия проведения метода – скважины, заполненные любой промывочной жидкостью и вскрывшие породы с удельным электрическим сопротивлением менее 500 Ом* м.

АИК-5, АИК-5М. Аппаратура индукционного каротажа АИК-5 (АИК-5М) предназначена для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин методом электромагнитного (индукционного) каротажа, с одновременной регистрацией активной (шифр параметра CILA) и реактивной (шифр параметра CILR) составляющих сигнала.

Скважинный прибор АИК-5 рассчитан на работу в скважинах при наибольшем значении температуры окружающей среды 150° С и наибольшем гидростатическом давлении 150 MПa.

Аппаратура работает в комплексе с трехжильным грузонесущим геофизическим кабелем типа КГ 3-60-180-1 длиной до 7000м.

Зонд индукционного каротажа - 7И1,6.

Количество измерительных каналов - 2.

Диапазон измерений активной составляющей кажущейся удельной электрической проводимости - от 5 до 300 м См/м, диапазон измерений реактивной составляющей кажущейся удельной электрической проводимости - от 10 до 600 м См/м, что с учетом затухания сигнала на высоких частотах (скин-эффекта) соответствует диапазону удельной электрической проводимости горных пород по активной составляющей от 5 до 1000 м См/м, по реактивной составляющей от 60 до 2000 м См/м.

Пересчет значений удельной электрической проводимости (шифр параметра CILA), полученной по результатам измерений, в удельное электрическое сопротивление производится с помощью палетки (рисунок 1).

Рисунок 1.Зависимость для перехода к УЭС

4.2.2. Метод потенциалов самопроизвольной поляризации. Метод основан на изучении естественного стационарного электрического поля в скважинах, образование которого связано с физико-химическими процессами, протекающими на поверхностях раздела скважина - порода и между пластами различной литологии. В используемой аппаратуре реализован следующий метод измерения потенциалов самопроизвольной поляризации. Имеются два измерительных электрода - M и N. Электрод M помещается в скважину и перемещается вдоль ее оси, электрод N располагается неподвижно на поверхности вблизи устья скважины. Регистрируется разность потенциалов, возникающая между электродами (рисунок 2). В аппаратуре ЭК-1 каротаж ПС осуществляется путем измерения по гальванической цепи потенциала токового электрода зондовой установки БКЗ относительно удаленного электрода на поверхности.

В результате работ получаются графики естественных потенциалов, измеряемые в милливольтах. По аномалиям на диаграммах ПС выделяются пласты с разной электрохимической активностью. Однозначная литологическая интерпретация диаграмм ПС затруднена, т.к. естественное электрическое поле зависит от многих факторов. Чаще всего против глинистых пород наблюдаются положительные аномалии потенциала ПС, а около пористых проницаемых пластов - отрицательные. Слабыми аномалиями (единицы милливольт) отличаются массивные, плотные, плохо проницаемые песчаники, известняки, вулканические породы. Скважинные исследования методом ПС служат для расчленения геологических разрезов и корреляции по соседним скважинам отдельных пластов, выявления плохо проницаемых сланцев, глин и хорошо проницаемых песков, пористых известняков, оценки пористости и проницаемости пород.

Кривые ПС не имеют нулевой линии. На диаграммах кривых ПС могут быть нанесены условные “нулевые” линии - линия глин и линия песчаников. Линия глин проводится по максимальным значениям ПС против мощных однородных глинистых пластов. От уровня линии глин отсчитывается величина ПС.

При бурении скважины нарушается естественное залегание горных пород вследствие разрушения их буровым инструментом и воздействия промывочной жидкости, в качестве которой используют воду, глинистые и известково-глинистые растворы. При проведении ГИС скважина должна быть заполнена промывочной жидкостью, через которую обеспечивается контакт электроустановок электрического каротажа с горной породой. Промывочная жидкость оказывает существенное влияние на результаты ГИС. Обычно при бурении скважины гидростатическое давление промывочной жидкости превышает пластовое давление, вследствие чего происходит проникновение фильтрата бурового раствора в проницаемые горные породы. Одним из методов ГИС, позволяющим выделять проницаемые интервалы в разрезе скважины, является метод каротажа самопроизвольной (спонтанной) поляризации скважины (ПС).

Величина ПС может зависеть от нескольких взаимосвязанных физико-химических реакций:

а - схема каротажа ПС. б - диаграмма ПС по стволу скважины:

1 - блок-баланс, 2 - регистратор, 3 - наземный электрод, 4 - лебедка с коллектором,

Рисунок 2. Схема измерения потенциала ПС, диаграмма U_ПС

Диффузионно-адсорбционные потенциалы – возникающие при пересечении скважиной песчанистых пластов коллекторов. В естественных условиях минерализация пластовых вод выше, чем минерализация промывочной жидкости. В буровом растворе молекулы NaCl диссоциируют на катион Na и анион хлора, каждый из которых диффундирует с определенной скоростью, причем подвижность хлора в 1,5 раза выше подвижности иона Na+. Следовательно, на границе скважина-пласт-коллектор происходит перераспределение зарядов.

Промывочная жидкость за счет ионов хлора заряжается отрицательно, а пласт за счет Na+положительно. Таким образом, на контакте песчаного пласта со скважиной образуется двойной электрический слой, потенциал которого называется диффузионным. Диаграмма U_ПСпоказана на рисунке 5.

Потенциалы фильтрации возникают при движении в порах горной породы, при этом происходит адсорбция анионов солей пластовых вод, а внутри капилляра образуется избыток катионов. При движении жидкости на входе капилляра возникает избыток положительных зарядов, а на выходе - избыток отрицательных. Диаграммы потенциала собственной поляризации используют при решении следующих задач:

- выделение в разрезе скважины проницаемых интервалов;

- литологическое расчленение разреза;

-определение границ пластов:

-определение фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов

Под потенциалом самопроизвольной поляризации (ПС) подразумевают измерение потенциала или градиента потенциала естественного электрического поля, вызванного самопроизвольной поляризацией горных пород, относительно потенциала на дневной поверхности. Единица измерения — милливольт (мВ).

Регистрацию потенциалов ПС выполняют одновременно с любыми другими измерениями без ограничений. Электроды М и N изготавливают из свинца для исключения влияния на измеряемую величину нестабильной электродной разности потенциалов. Требования к методическому обеспечению метода заключаются в наличии интерпретационных зависимостей, отражающих влияние на амплитуду ПС условий измерений: толщин и удельных электрических сопротивлений исследуемых пластов, удельных сопротивлений вмещающих пород, удельных сопротивлений и температуры промывочной жидкости.

Предельно допустимая скорость регистрации – 2000 м/час.

Рисунок 3.Кривая ПС при прямом поле

4.3 Порядок выполнения лабораторной работы

4.3.1.Определить границы пластов по предложенной преподавателем

скважине.

4.3.2.Рассчитать статический потенциал для пласта малой мощности.

4.3.3.Расчленить разрез скважины, снять значения потенциалов для всех

пластов.

4.3.4.Выделить пласты коллекторы.

4.3.5.Результаты интерпретации занести в таблицу.

4.3.6.Выделить в разрезе скважины пласты-коллекторы.

4.3.7.Результаты интерпретации занести в таблицу.

4.4 Составление отчета

Отчет о проделанной работе должен содержать:

1.Задание

2.Цель работы.

3.Физические основы методов ИК,ПС.

4.Описание методики интерпретации диаграмм ПС

5.Таблицы обработки диаграммы по скважине.

6.Описание методики интерпретации диаграмм ИК.

7.Таблицы обработки диаграмм ИК по скважине.

4.5 Контрольные вопросы

1 Физические основы метода ПС.

2.Прямое поле ПС

3 Обратное поле ПС

4.Область применения метода самопроизвольной поляризации.

5.Дайте характеристику глин, мергелей по диаграммам ПС.

6.Дайте характеристику алевролитов по диаграммам ПС.

7.Дайте характеристику песчаников по диаграммам ПС.

8.Дайте характеристику известняков, доломитов по диаграммам ПС.

9.Физические основы индукционного каротажа

10.Область применения метода ИК, решаемые задачи.

11.Глубинность, вертикальное разрешение методов ПС,ИК по данным таблицы

1 (лаб. 3)

Лабораторная работа № 5

РАДИОАКТИВНЫЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Цель работы: познакомить бакалавров с несколькими радиоактивными методами исследования скважин, научить обработке и интерпретации диаграмм гамма-метода, нейтронного гамма-метода

5.1. Задание

5.1.1.По диаграммам, выданным преподавателем, провести расчленение

разреза скважины.

5.1.2.Выделить в разрезе скважины пласты-коллекторы и определить ха-

рактер насыщения коллектора.

5.1.3.По диаграмме гамма-метода определить глинистость коллектора.

5.1.4.По результатам нейтронных методов определить пористость пластов.

5.1.5.Определите положения контактов ВНК, ГНК, ГВК по диаграммам РК.

5.2 Методические рекомендации.

5.2.1.Метод естественной радиоактивности. Принцип гамма - каротажа (ГК) основан на регистрации скважинными приборами естественной радиоактивности горных пород слагающих разрез скважины.

Естественной радиоактивностью называется самопроизвольный распад ядер некоторых химических элементов слагающих горные породы. Естественная радиоактивность слагается из способности горных пород испускать альфа-, бета- и гамма-излучение. Глубина проникновения альфа-излучения в горных породах составляет первые десятки микрон, бета-излучения – первые миллиметры, а гамма-излучения – от 30 до 40 см. Следовательно, с точки зрения изучения разрезов скважин только гамма-излучение представляет практический интерес.

Величина естественной радиоактивности горных пород определяется в основном содержанием в них трех основных химических элементов: урана, тория и изотопа калия-40.

Основы применения ГК в скважинах пробуренных на нефть и газ связаны с четкой зависимостью величины гамма-излучения от характера горной породы. Самую высокую радиоактивность среди осадочных горных пород имеют глубоководные илы, черные битуминозные глины, аргиллиты, глинистые сланцы, калийные соли. Средняя радиоактивность характерна для неглубоководных и континентальных глин, глинистых песчаников, мергелей глинистых известняков и доломитов. К породам с низкой радиоактивностью относятся ангидриты, гипсы, песчаники, пески, доломиты, угли. В общем случае кривая ГК характеризует разрез скважины от величины глинистости горных пород, что облегчает выделение коллекторов, которые могут содержать подвижные флюиды, такие как нефть и газ.

Для регистрации естественной радиоактивности горных пород разработаны и применяются два типа зондов:

-зонд для регистрации суммарного гамма – излучения, который записывает общий объем гамма – лучевой активности горных пород вскрытых скважиной вне зависимости от типа источника;

-зонд для определения спектра источника гамма – излучения или спектральный гамма – каротаж, – который наряду с регистрацией суммарного ГК дает представление о концентрации каждого радиоактивного элемента (урана, тория и калия) в изучаемой горной породе.

Наиболее часто в практике проведения ГИС применяются зонды для регистрации суммарного спектра гамма – излучения – гамма – каротаж.

По данным ГК решают следующие задачи:

- литологическое расчленение различных типов горных пород. Интенсивность гамма-излучения зависит от содержания в породах радиоактивных элементов.

- определение глинистости горных пород.

Определение коэффициента глинистости по данным гамма-метода основано на близкой к прямой зависимости этого коэффициента от естественной гамма-активности песчано-глинистых горных пород;

- привязка к разрезу результатов исследования другими методами каротажа, интервалов перфорации и др. Основана на возможности проводить ГК в обсаженных скважинах.

Максимальной радиоактивностью характеризуются глины, минимальной – чистые кварцевые песчаники. Полимиктовые песчаники даже при малой глинистости обладают значительной радиоактивностью, поскольку у них часть зерен скелетной фракции представлена калий содержащими минералами. Радиоактивность песчаников и алевролитов возрастает с увеличением глинистости. Радиоактивность карбонатных пород как правило низкая. Основной вклад в гамма-активность известняков и доломитов дают Ra (соответственно 64% и 75%). Вклад Ra, Th, K в радиоактивность песчаников примерно одинаков (Ra 23-26%, Th 40%, K 35%). В связи с этим спектр естественного гамма-излучения терригенных и карбонатных пород различен.

Исследование скважин гамма - методом (ГМ) заключается в регистрации кривой изменения интенсивности естественного гамма-излучения пород в раз резе скважины при перемещении в ней радиометра.

Теоретически при перемещении индикатора с бесконечно малой скоростью вдоль оси скважины пласт повышенной гамма - активности выделяется симметричной аномалией, величина которой при отсчете от вмещающих пород равна предельной аномалии в пласте бесконечной мощности.

Границы пласта выделяются по точкам перегиба кривой. При уменьшении мощности пласта величина амплитуды снижается и точки, соответствующие границам пласта, смещаются к вершине аномалии.

ГК-М. Модуль ГК-М предназначен для работы, как в составе комплекса программно-управляемых скважинных модулей МЕГА - Э, так и в автономном режиме, при исследованиях скважин диаметром 110 мм и более на месторождениях нефти и газа методами гамма-каротажа.

Прибор обеспечивает измерение мощности экспозиционной дозы (МЭД) естественного гамма-излучения горных пород в скважинах (шифр GR), заполненных водной промывочной жидкостью с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH – 20%, нефти – до 10% и водородным показателем (pH) от 7 до 10, при верхнем значении температуры 120°С и гидростатического давления 80 Мпа.

Диапазон измерения МЭД обеспечиваемый прибором, - от 14´10^-14до 18´10^-12А /кг.

Чувствительность ГК-М по гамма-излучению источника радий-226 в точке 0.6 верхнего значения диапазона, указанного выше, - не менее 2.0´10¹⁴кг/(А´с) (870 имп/мин на 1 мкр/час).

Принцип измерения МЭД, реализованный в приборе ГК-М, основан на преобразовании регистрируемых сцинтилляционным блоком детектирования гамма-квантов, обусловленных естественной радиоактивностью горных пород, в электрические сигналы, средняя частота следования которых связана с МЭД гамма-излучения (Р, А/кг) функциональной зависимостью:

N = P ´ S,

где N – средняя частота следования импульсов, с^-1;

S – чувствительность прибора, кг/(А ´с).

В результате, измерение МЭД гамма-излучения сводится к определению чувствительности (коэффициента преобразования), являющейся величиной постоянной для данного экземпляра прибора, и измерения средней частоты следования его выходных импульсов в процессе каротажа.

Прибор связан с наземным комплексом трехжильным грузонесущим кабелем, по первой жиле относительно оплетки которого осуществляется электрическое питание прибора постоянным электрическим напряжением. По второй и третьей жилам кабеля осуществляется прием команд и передача измерительной информации.

5.2.2. Нейтронные методы исследования скважин. Под названием нейтронные методы объединяют различные варианты радиометрии скважин, для которых общим является изучение эффектов, возникающих при облучении горных пород потоком нейтронов. На производстве применяются ННМ-Т или метод плотности тепловых нейтронов, нейтронный гамма-метод (НГМ) и импульсные нейтронные методы.

Для радиометрии скважин основное значение имеют процессы рассеяния и поглощения нейтронов. Рассеяние нейтронов, в основном упругое, обусловливает потерю ими энергии и замедление. Каждый акт столкновения нейтрона с ядром какого-либо элемента приводит к потере нейтроном части первоначальной энергии, причем наибольшие потери происходят на ядрах легких элементов, в первую очередь, на ядрах водорода. Если среда облучается быстрыми нейтронами (Е > 4 – 5 МэВ), рассеяние нейтронов способствует превращению быстрых нейтронов в медленные или надтепловые и тепловые (Е = 0.025 эВ), т.е. происходит замедление нейтронов, причем тем интенсивнее, чем больше в среде водорода. Для тепловых нейтронов при их взаимодействии с ядрами наиболее вероятен радиационный захват, сопровождаемый вторичным гамма-излучением. Среди ядер элементов, присутствующих в горных породах в значительном количестве, наибольшей активностью в отношении радиационного захвата нейтронов обладают ядра хлора.

Таким образом, основными факторами, вызывающими замедление и поглощение нейтронов, являются водородосодержание и хлоросодержание среды.

Результаты исследования нейтронными методами определяются пространственным распределением плотности тепловых и надтепловых нейтронов. Характер этого распределения в средах, не содержащих элементов с высоким сечением захвата (Сl, B, Cd и др.), зависит от длины замедления, т.е. от водородосодержания окружающей источник среды. Породы с высоким водородосодержанием на диаграммах нейтронных методов выделяются низкими показаниями на фоне более плотных пород.

Если изучается радиационное гамма-излучение (нейтронный гамма-метод), влияние хлоросодержания приводит к некоторому возрастанию интенсивности наблюдаемого эффекта.

Особенности зависимостей плотности тепловых нейтронов от водородосодержания, хлоросодержания и расстояния от источника нейтронов определяют глубинность исследования нейтронными методами и область применения каждого из них.

Глубинность нейтронных методов не велика и тем меньше, чем выше водородосодержание среды.

В скважинах, бурящихся на нефть и газ, нейтронные методы используются для расчленения разреза по водородосодержанию, определения пористости пород и нахождения положения контактов вода-нефть, газ-вода, газ-нефть.

Нейтронный гамма-метод и нейтронный метод по тепловым нейтронам чувствительны к хлоросодержанию, поэтому их используют для разделения коллекторов на водонасыщенные и нефтенасыщенные при высокой минерализации пластовых вод, поскольку хлоросодержание водоносного и нефтеносного коллекторов при одинаковой пористости существенно различается.

Нейтронный метод основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного ампульного источника и измерении плотностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов и гамма -квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Измеряемая величина – скорость счета в импульсах в минуту (имп/мин); расчетная величина – водородосодержание пород в стандартных условиях в процентах.

В зависимости от регистрируемого излучения различают: нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам – ННК-НТ; нейтронный каротаж по тепловым нейтронам - ННК-Т; нейтронный гамма-каротаж – НГК. Первые два вида исследований выполняют, как правило, с помощью компенсированных измерительных зондов, содержащих два детектора нейтронов (рисунок.1); НГК – однозондовыми или двухзондовыми приборами, содержащими источник нейтронов и один или два детектора гамма-излучения (рисунок 1).

Рисунок 1. Схемы зондов ННК и НГК.

Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам основан на облучении горных пород быстрыми нейтронами от ампульного источника и регистрации нейтронов по разрезу скважины, которые в результате взаимодействия с породообразующими элементами замедлились до тепловой энергии.

Регистрируемая интенсивность тепловых нейтронов зависит от замедляющей и поглощающей способности горной породы. Наибольшая потеря энергии нейтрона наблюдается при соударении с ядром, имеющего массу равную единице, т.е. с ядром водорода. Для тепловых нейтронов, образующихся при замедлении быстрых нейтронов, наиболее характерен радиоактивный захват, сопровождающийся вторичным гамма-излучением. Таким образом, по данным ННК-Т можно определять водородосодержание горных пород, которое для пластов-коллекторов напрямую связано с пористостью.

При проведении измерений детектор тепловых нейтронов располагается на определенном расстоянии от источника нейтронов. Расстояние от источника до детектора выбирается таким, что при увеличении водородосодержания горных пород, зарегистрированная интенсивность тепловых нейтронов уменьшается, т.е. зонд является заинверсионным. Регистрация нейтронного излучения двумя зондами с разной длиной позволяет уменьшить влияние скважины на результат определения водородосодержания горных пород. Эффект основан на разной глубинности исследования при разной длине зонда. Малый зонд ННК-Т_МЗ несет информацию в основном о нейтронных свойствах скважины и околоскважинного пространства, тогда как на интенсивность, зарегистрированную большим зондом ННК_{Т БЗ}, большое влияние оказывают нейтронные свойства пласта. Поэтому для определения водородосодержания используют отношение скоростей счета в этих зондах.

Нейтронный каротаж применяют в необсаженных и обсаженных скважинах с целью литологического расчленения разрезов, определения емкостных параметров пород (объемов минеральных компонент скелета и порового пространства), выделения газожидкостного и водонефтяного контактов, определения коэффициентов газонасыщенности в прискважинной части коллектора.

Областями эффективного применения НК при определении пористости и литологическом расчленении разреза являются:

- для ННК-НТ – породы с любым водородосодержанием, любыми минерализациями пластовых вод Спл и промывочной жидкости Спж (в том числе с любой контрастностью Спл и Спж в зоне исследования метода), при невысокой кавернозности ствола скважины;

- для ННК-Т – породы с любым водородосодержанием, невысокими Спл и Спж (меньше 50-70 г/л NaCl) и слабой контрастностью Спл и Спж;

- для НГК – породы с низким (меньше 8-12%) водородосодержанием и любыми Спл и Спж, а также породы со средним (8-20%) водородосодержанием, если Спл и Спж не превышают 100 г/л.

Областями эффективного применения НК при выделении газоносных пластов, газожидкостного контакта, определении коэффициента газонасыщенности являются:

- для ННК-НТ – породы с любым водородосодержанием при диаметре скважины, не превышающем 200 мм;

- для ННК-Т – породы с водородосодержанием более 10% при диаметре скважины, не превышающем 250 мм;

- для НГК – породы с водородосодержанием менее 20%.

Измерительный зонд НК содержит ампульный источник нейтронов и один или два (и более) детектора нейтронов (надтепловых или тепловых) или гамма-излучения. Точка записи – середина расстояния между источником и детектором для однозондовых приборов и середина между двумя детекторами для компенсированных (двухзондовых) приборов. Модуль НК комплексируется с другими модулями без ограничений

5.2.3.Гамма-гамма каротаж плотностной. Регистрация плотностного гамма-гамма каротажа (ГГК-П) основана на эффекте рассеяния жесткого гамма-излучения в изучаемой горной породе. Идея ГГК-П основана на известных принципах взаимодействия g - излучения с различными веществами. Измеряя результат этого взаимодействия, можно, в частности определить и плотность горной породы. Основным фактором, влияющим на показания метода ГГК-П является эффект комптоновского рассеяния g - излучения или g - квантов. При котором происходит взаимодействие испускаемых источником g - квантов высоких энергий с электронами ядер минералов, слагающих горную породу. g - квант взаимодействуя с электроном теряет часть своей энергии и меняет траекторию движения (рисунок 2).

Рисунок 2.Взаимодействие гамма - кванта с электроном

После неоднократного повторения подобной реакции g - квант изменяет свою траекторию настолько, что может быть зарегистрирован детектором, находящимся в приборе. По сути, прибор ГГК-П измеряет электронную плотность горной породы, которая тесно связана с плотностью минералов слагающих ее. Поскольку облучение горных пород в скважине происходит жестким g - излучением, то регистрируемая детекторами мощность экспозиционной дозы рассеянного g - излучения находится в обратно пропорциональной зависимости от плотности среды. Следовательно, метод ГГК-П позволяет выполнять литологическое расчленение разреза, выделять пласты – коллектора и рассчитывать коэффициент пористости Кп. Для производства работ применяется двухзондовая аппаратура ГГК-П (рисунок 3)

Дальний зонд

Ближний зонд

экран

Источник g - излучения

Рисунок.3. Схема зонда для регистрации интенсивностей ГГК-П

Наличие двух зондов продиктовано тем, что при подобной регистрации рассеянного g - излучения малый зонд позволяет более точно учесть влияние ближней зоны скважины (глинистой корки, бурового раствора), а дальний зонд регистрирует рассеянное g - излучение от горной породы. При производстве работ, с целью устранения влияния скважины на результаты измерения зондовая часть прибора в обязательном порядке прижимается к стенке скважины прижимным устройством.

В качестве источников жесткого g - излучения в скважинных приборах применяются ампульные источники, содержащие изотопы ⁶⁰Со или ¹³⁷Сs.

Гамма-гамма-каротаж (ГГК) – один из важнейших методов исследования разрезов нефтегазовых скважин. ГГК применяется для количественного определения плотности и эффективного атомного номера горных пород. Метод рассеянного гамма излучения (ГГМ) основан на измерении интенсивности 1_γγ гамма-излучения породы при облучении ее потоком гамма - квантов. При гамма-гамма-каротаже горная порода облучается g -квантами и регистрируется g -излучение, достигшее детектора, расположенного на некотором расстоянии (длине зонда) от источника.

В плотностном ГГК (ГГКП) - породы облучают источником жестких гамма-квантов. В качестве источника чаще всего используется радиоактивный изотоп цезия (¹³⁷Cs) с энергией гамма - квантов 0,662 МэВ, а регистрируется рассеянное гамма-излучение с энергией более 0,2 МэВ. Основным процессом взаимодействия гамма - квантов с веществом горных пород при ГГКП является комптоновское рассеяние. Вероятность рассеяния пропорциональна числу электронов па пути пучка гамма - квантов, а число электронов в единице объема породы пропорционально ее плотности. Установлено, что если порода состоит из элементов, атомный номер которых меньше 30, то между интенсивностью рассеянного гамма-излучения и плотностью породы наблюдается обратная зависимость. Измеряемым параметром плотностной модификации ГГКП является "эквивалентная плотность" пород, равная такой плотности водонасыщенного известняка, у которого электронная плотность равна электронной плотности исследуемой породы. Устройство скважинных снарядов показано на рисунке 4.

Установлено, что если порода состоит из элементов, атомный номер которых меньше 30, то между интенсивностью рассеянного гамма-излучения и плотностью породы наблюдается обратная зависимость. Измеряемым параметром плотностной модификации ГГКП является "эквивалентная плотность" пород, равная такой плотности водонасыщенного известняка, у которого электронная плотность равна электронной плотности исследуемой породы. Зависимость для определения значений плотности по данным измерений двухзондовым прибором ГГК-П приведена на рисунке 5.

Рисунок 4.Зависимость для определения плотности по ГГК-П.

Применяемые приборы, комплексы исследований, условия измерений приведены в таблице 1,в таблице 2 приведены плотности эталонных сред и опорных пластов.

Таблица 1.

Таблица 2.

В породах с одинаковой электронной плотностью показания ГГКП совпадают. Дифференциация пород по плотности и наличие зависимости между их плотностью и пористостью позволяют проводить по данным ГГКП литологическое расчленение разрезов скважин и оценивать пористость пород.

В комплект метрологических образцов входят также имитаторы глинистой корки, изготовленные из резины, толщиной 1 — 2 см с плотностью 1,4 г/см³.

Поверка аппаратуры РГП-2 производится с помощью палетки (рисунок 3), по ординате которой отсчитывают I _δ /I_М, по абсциссе — I_м/ I_м1.

Уравнение палетки имеет вид

С I_δ /I_М =F(δ) + 0_.6 I_м/ I_м1

где F(δ)- функция только плотности пород, не зависящая от промежу-

точного слоя;

С - отношение I_м/ I_б1получаемое на метрологических образцах

плотности, изготовленных из алюминия без имитатора глинистой

корки.

При поверке аппаратуры на имитаторах допустимо среднее колебание измерений не более ±0,03 г/см³. Поступающая от каналов двух зондов информация о значениях I_би I_м преобразуется в кривую F(б) по алгоритму

F (δ) = L (СI_б/ I_м-0,6I_м/ I_м1)

При поверке аппаратуры на имитаторах допустимо среднее колебание измерений не более ±0,03 г/см³. Поступающая от каналов двух зондов информация о значениях I_м преобразуется в кривую F(б) по алгоритму

F (δ) = L (СI_б/ I_м-0,6I_м/ I_м1),

где L— отклонение кривой на 1 усл. ед. (обычно 10 см).

При одновременной регистрации двумя зондами с помощью аналогового счетно-решающего устройства, расположенного на поверхности, автоматически исключается влияние промежуточного слоя между прибором и стенкой скважины. Счетно-решающее устройство по показаниям большого зонда определяет неисправленное значение плотности породы и по показаниям обоих зондов устанавливает поправку влияния промежуточного слоя. Запись диаграмм осуществляется в условных единицах плотности или непосредственно в значениях плотности δ. Переход от условных единиц к значениям плотности пород осуществляется с помощью графической зависимости F (δ) от δ. Возможность перехода от плотности породы к ее суммарной (общей) пористости вытекает из зависимости:

δ_п=(1-k_п) δ_{м +} k_пδ_ж

Решая уравнение относительно k_пимеем:

kп =(δм - δп) / (δм - δж).

В связи с этим на диаграмме плотностного варианта ГГМ показания тем ниже, чем выше плотность изучаемой среды. Поскольку при постоянном минеральном составе (δ_ск = const) пород плотность увеличивается с уменьшением пористости, диаграмма 1_уу прямым образом отражает изменение к_п (рисунок 5).

5.2.4 Определение характера насыщения коллекторов по диаграмм

нейтронныхметодов. При разделении методом НГМ коллекторов на нефтеносные и водоносные используют различие в хлоросодержании нефтеносных и водоносных пластов, а при выявлении газоносных коллекторов – их пониженное водородосодержание по сравнению с нефте – и водонасыщенными коллекторами.

Характер насыщения определяют обычно не по стандартны

Понравилась статья? Добавь ее в закладку (CTRL+D) и не забудь поделиться с друзьями: