ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
реклама
1 ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «ЮЖНЫЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Факультет «Геолого-географический» Рассмотрено и рекомендовано на заседании кафедры геоэкологии и прикладной геохимии ЮФУ Протокол № «____» ___________ 2009 г. УТВЕРЖДАЮ Декан факультета (зам. декана по учебной работе) ____________________________ _____ Зав. кафедрой________________ «____»_______________200 г. КУРС ЛЕКЦИЙ учебной дисциплины «ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН» по специальности 130304 (080500) «Геология нефти и газа» Составитель: проф. Н.Е.Фоменко Ростов-на-Дону 1 2 2009 АННОТАЦИЯ Материал, изложенный в курсе лекций, состоит из четырех модулей и включает разделы разведочной геофизики, относящиеся к геофизическим исследованиям геологоразведочных скважин (ГИРС). В лекциях рассмотрены физические поля, создаваемые в разрезах геологоразведочных и эксплуатационных скважин. Деформация этих полей, определяемая физическими свойствами пересекаемых пород в земной коре, обусловливает геофизические аномалии над геологическими объектами. Последние, таким образом, могут быть выделены и детально изучены методами ГИРС. Это служит инструментом проведения научно-исследовательских и производственных геологических работ. Курс лекций по дисциплине «ГИРС»: читается студентам-специалитетам 3 курса в вариативной (профильной) ча- сти циклов по специальности «130304 Геология нефти и газа, имеет федеральный элективный статус в основной образовательной про- грамме (ООП), требует остаточных знаний дисциплин базовой части (физики, общей геоло- гии, полевой геофизики, математики, химии, информатики, иностранного языка) и вариативной части (экономики, правовых основ и менежмента в сфере недропользования), дает слушателям профессиональную компетенцию о: 1) естественных и ис- кусственно созданных в разрезах геологоразведочных скважин и околоскважинном пространстве геофизических полях (электромагнитном, сейсмоволновом, тепловом, радиационном), 2) способах и методах наблюдений геофизических полей в скважинах и околоскважинном прстранстве, 3) современных прогрессивных технологиях решения научных и прикладных задач, связанных с поисками, разведкой и эксплуатацией месторождений полезных ископаемых, охраной окружающей среды. 2 3 СОДЕРЖАНИЕ Стр. Введение………………………………………………………………..…………….4 Модуль 1 Основные понятия дисциплины ГИС, методы каротажа сопротивлений................................................................................................... Основные понятия и определения предмета ГИС. Содержательная часть модулей………………………………………………………………………… Физико-геологические предпосылки каротажа на основе естественных и искусственных геофизических полей.………………….…………..............5 Методы каротажа сопротивлений, регистрация диаграмм КС, их качественная и количественная интерпретация. Технология БКЗ. Микромодификации метода КС. Токовый, дивергентный и боковой каротаж, качественная и количественная интерпретация диаграмм этих методов………… Модуль 2 Методы ГИС на основе переменных электромагнитных полей и полей естественной и вызванной поляризации………………… Индукционный и волновой методы каротажа, качественная и количественная интерпретация каротажных диаграмм этих методов..................... Технология высокочастотного индукционного каротажа изопараметрических зондирований (ВИКИЗ), качественная и количественная интерпретация каротажных диаграмм…………………………………………….. Каротаж естественной (метод ПС) и вызванной поляризации (метод ВП), качественная и количественная интерпретация каротажных диаграмм этих методов…………………………………………………………………. Модуль 3 Радиоактивные и акустические методы ГИС Взаимодействие ионизирующих излучений (гамма-квантов и нейтронов) с веществом. Радиометрические методы естественной (ГК, СГК) и искусственной (ГГК, ГГК-С) гамма активности. Нейтронные методы каротажа… Акустический каротаж, основные элементы аппаратуры, виды запися, качественная и количественная интерпретация каротажных диаграмм........ Модуль 4 Методы каротажа в процессе бурения и контроля технического состояния скважин Методы ГИС, основанные на использовании буровой техники. Газовый каротаж………………………………………………………………………….. Прострелочно-взрывные работы в скважинах. Опробователи пластов на кабеле…………………………………………………………………………… Изучение технического состояния скважин. Методы инклинометрии, кавернометрии и профилеметрии. Контроль качества цементирования скважин……………………………………………………………………….. 3 4 ВВЕДЕНИЕ Курс «Геофизические методы исследований и работы в скважинах», как самостоятельная дисциплина, преподаётся для специалистов геофизического профиля, а также для геологических специальностей «Бурение геологоразведочных и эксплуатационных скважин» и «Геология нефти и газа». ГИРС – один из разделов прикладной геофизики, получивший самостоятельный статус в конце 30-х годов 20-го века. Наиболее широкое применение методы ГИРС получили при изучении нефтяных и газовых скважин в процессе их бурения, опробования и эксплуатации. Исследования ГИРС осуществляются в следующих основных направлениях: 1) изучение геологических разрезов скважин; 2) изучение технического состояния скважин; 3) контроль за разработкой месторождений нефти и газа; 4) проведение прострелочных, взрывных и других работ в скважинах. По курсу ГИРС составлено несколько десятков учебников, учебных пособий и методических руководств. Периодичность переиздания составляет от 5-ти до 10 лет. Это связано с быстрой сменой геофизической аппаратуры, появлением новых прогрессивных технологий геофизических исследований, созданием компьютерных программ обработки геофизической информации, новых теоретических разработок. При составлении настоящего курса лекций автор руководствовался программой учебно-методического комплекса, рекомендуемой УМО для классических университетов для учебной дисциплины «Геофизика» по специальности «130304 Геология нефти и газа». В основу положены собственные конспектырукописи, составленные на материале многочисленной учебной и специальной литературы по геофизическим методам разведки и авторские научные и учебнометодические наработки. Отличительная особенность данного курса лекций – в типовом структурировании всех разделов, включая понятия того или иного геофизического метода, формулировку решения геологических задач, описание области применения и экономической результативности ГИРС. 4 5 Модуль 1. Основные понятия дисциплины ГИС, методы каротажа сопротивлений Комплексная цель. Получение слушателями системы знаний о геофизических методах изучения разрезов геологоразведочных скважин для возможной дальнейшей работы в специализированных экспедициях, научных лабораториях, вычислительных центрах при проведении научно-исследовательских и производственных геологических работ, включая основные приемы качественной и количественной интерпретации результатов исследований и их геологическое истолкование. Содержание модуля. ТЕМА: Основные понятия и определения дисциплины ГИС. Содержательная часть модулей. Физико-геологические предпосылки каротажа на основе естественных и искусственных геофизических полей. Геофизические методы исследования скважин (ГИС) – один из разделов разведочной (прикладной) геофизики, совокупность физических методов, предназначенных для изучения горных пород в околоскваженном и межскваженном пространстве. К ГИС (ГИРС) также относят изучение технического состояния скважин и работы в скважинах (отбор проб из стенок скважин, перфорацию и торпедирование) ГИС, согласно принятой терминологии, еще называют каротажем, а в нефтегазовых скважинах – промысловой геофизикой. Методы ГИС, служащие для изучения межскважнного пространства называются скважинной геофизикой. Методы ГИС основаны на использовании тех же физических полей, что и методы полевой геофизики, т.е. это поля (гравитационное, магнитное, электроволновое (элетромагнитное), сейсмоволновое (сейсмо-акустическое), тепловые, радиационные и др. По отношению к полевым (наземным) методам, специфика ГИС в 5 6 изучении геологических разрезов геологоразведочных скважин, где скважина выступает в качестве геофизического профиля, преимущественно вертикального по отношению к дневной поверхности, реже круто- и пологонаклонного и еще реже горизонтального. В таких условиях технология геофизических работ приобретает самостоятельное значение. Необходимо знание системы бурения скважин, их устройства и способов перемещения в них геофизических приборов (скважинных приборов). Следует учитывать, что скважина заполнена буровым раствором и с глубиной происходит рост давления и температуры. При спуске и подъеме приборов возникают механические столкновения их со стенкой скважин. Все это требует чтобы приборы были помещены в герметизированные механически прочные корпуса и не могли бы подвергаться обрыву. С этих приборов измеряемые параметры должны передаваться и регистрироваться на поверхности. Следовательно, должны быть специальные геофизические (каротажные) кабели и спускоподъемные механизмы. Для регистрации параметров на дневной поверхности должны существовать измерительные приборы. Схема выполнения ГИС приведена на рис. 1. Рис. 1. Схема работ методами ГИС 1 - Скважинныйприбор, 2 - каротажный кабель, 3,4 подвесной и наземный блок-балансы, 5 - каротажная лебедка, 6 - операторская подъемника, 7 - измерительный блок (модуль), 8 - операторская каротажной станции, 9 соединительные провода. 6 7 Для исследования скважин глубиной менее 1 км, каротажную лебедку и измерительную аппаратуру комплектуют на одном транспортном средстве. Мелкие (гидрогеологические, инженерно-геологические и геоэкологические) скважины исследуют с помощью переносной аппаратуры, включающую лебедку, блокбаланс, скважинные приборы и наземную регистрирующую аппаратуру. В скважине геофизические датчики поля, помещенные в скважинные приборы как нигде (за исключением случаев наземных геофизических съемок на участках коренных невыветрелых пород) приближены к геологическим объектам, т.е. к пластам горных пород. И казалось бы регистрируемые параметры должны быть близкими к истинным. Однако это в большинстве случаев не так. Вопервых, влияет буровой раствор, заполняющий скважину. Во-вторых, под воздействием бурового инструмента частично изменяются физико-химические условия естественного залегания пород в прилегающем к стенке скважины пространстве. Изменяются также геостатическое давление и температура. В-третьих, в рыхлых, хрупких и трещиноватых породах под действием бурового инструмента и промывочной жидкости образуется каверны (увеличивается диаметр скважины). В-четвертых, под действием давления, превышающее пластовое, в пористые, проницаемые породы проникает промывочная жидкость притом, что в силу пор малого размера (от сотен до единиц микрометров) проникает не вся жидкость, а ее фильтрат Глинистые же частицы. оседают на стенке скважины, и образуется глинистая корка, которая препятствует разрушению породы и снижает дальнейшее поступление фильтрата жидкости в пласт. В зоне фильтрата физические свойства изменены, так как фильтрат вытесняет в значительной мере первоначальный флюид (воду, нефть, газ). Образуется так называемая промытая зона (рис. 2). В-пятых, размер измерительных датчиков не во всех случаях соответствует толщинам пластов и в этом случае наблюдается их взаимное воздействие на деформацию используемого при каротаже поля. Наконец на принятие параметров поля в скважине влияет наклон слоев и тем сильнее, чем больше углы падения. Таким обра7 8 зом, в скважине при каротажных исследованиях, как и в наземной геофизике регистрируют преимущественно кажущиеся параметры. Следовательно, процесс интерпретации, особенно количественный требует постановки и решения прямых и обратных задач. Рис. 2. Разрез околоскважинного пространства в месте пересечения продуктивного пласта 1 – известняк плотный, 2 – глина, 3 – песчаник проницаемый, 4 – зона проникновения фильтрата промывочной жидкости, 5 – промытая зона, 6 – глинистая корка dс – диаметр скважины, dк – диаметр каверны, dзп – диаметр зоны проникновения, dпп – диаметр промытой зоны, dгк – толщина глинистой корки Следует в заключении вводного раздела подчеркнуть, что при производстве ГИС требуется применение телеизмерительных систем, причем более сложных и громоздких, чем в полевой (наземной) геофизике. Эти системы соответственно включают: 1) датчик поля (скважинный прибор); 2) канал передачи информации (каротажный кабель); 3) электронные блоки (кодоимпульсные или частотно-модулированные, способные к одновременной регистрации нескольких параметров. В практике геологоразведочных работ наибольшее применение, и соответственно разработку, получили электромагнитные и радиоактивные методы ГИС, 8 9 несколько в меньшей степени акустические и еще в меньшей степени собственно магнитные и гравиметрические. Особое место занимают методы контроля технического состояния скважин и сопровождающие работы в скважинах. ТЕМА: Методы каротажа сопротивлений, регистрация диаграмм КС, их качественная и количественная интерпретация. Технология БКЗ. Как и в электроразведке, предпосылками методов электрического каротажа является возможность существования в геологической среде, окружающей скважину, электромагнитного поля, состоящего из суммы электрического и магнитного и приводящего к существованию в земной коре электромагнитных волн. Поле описывается уравнениями Максвелла и условно разделяется в зависимости от частоты поля на три модели: стационарную (постоянное электрическое поле, где частота стремиться к нулю), полустационарную (электромагнитное поле средних частот, или индукционное поле) и волновую (электромагнитное поле высоких и сверхвысоких частот). Параметры поля: Е – напряженность электрического поля. Н – напряженность магнитного поля. D – электрическая индукция. В – магнитная индукция. J – плотность тока в среде. Электромагнитное поле возникает и взаимодействует с геологической средой в зависимости от ее электрических свойств, к которым относятся: ρ – удельное электрическое сопротивление; σ = 1/ρ - удельная электропроводность; ε – диэлектрическая проницаемость; μ – магнитная проницаемость; 9 10 Ед, Еф, Еа - ЭДС (электродвижущая сила) поляризации вследствие диффузионно-адсорбиционных, фильтрационных и окислительно-восстановительных (электро-химических и электро-кинетических) процессов. Исследование и изучение степени деформации (усиления или ослабления) электромагнитного поля в зависимости от дифференциации горных пород, включая целевые объекты (нефтегазовые, продуктивные горизонты, угольные пласты, рудные тела и пр.) и является основной целью электромагнитных методов ГИС. Электрических методов ГИС очень много. Это преимущественно методы электрического профилирования по стволу скважины. Методы электрического зондирования (вторая модификация электроразведки) выполняются только в интервалах залегания целевых объектов, в частности в нефтегазовых пластах. Классическим методом, появившимся на заре каротажных работ, является электрический каротаж методом КС (кажущихся сопротивлений). Исследования выполняются с использованием искусственно созданного поля, т.е. должен быть источник поля (генератор). Одновременно с методом КС производится регистрация потенциалов постоянного естественного электрического поля, т.е. потенциалов собственной поляризации (ПС). Последние в наземной электроразведке носят название потенциалов естественного электрического поля (ЕП). Схема электрического каротажа КС и ПС приведена на рис. 3. Рис. 3. Схема электрического каротажа КС и ПС 1 – генератор, 2 - измеритель, 3, 4 – фильтры, А,В – питающие электроды, М, N – измерительные электроды 10 11 Согласно приведенной схеме, метод КС по своей сущности аналогичен электрическому профилированию 3-х электродными осевыми установками, когда один из питающих или измерительных электродов отнесен в бесконечность. В таких установках, как известно, электроды А и В являются питающими (через них вводится электрический ток), а электроды М и N носят название измерительных (между ними измеряется разность потенциалов). «Бесконечностью» на скважине служит «зумф» (резервуар бурового раствора возле скважины). Электроды, помещённые в скважину, составляют зонд КС. Зонды выполняются из отрезков каротажного кабеля в шланговой оплетке, в котором электроды монтируются из пластин свинца, наименее подверженного процессам поляризации в жидкой среде (буровой раствор). Схема типового зонда КС приведены на рис. 4. Рис. 4. Схема типового зонда КС Результаты скважинных исследований регистрируются в аналоговой или цифровой форме в процессе подъёма или спуска зонда в форме кривой кажущегося удельного электрического сопротивления (ρк), которое, как и в электроразведке, определяется по формуле: ρк = ΔU/I*k (1), где ΔU – разность потенциалов, I – сила тока, k – коэффициент установки, рассчитываемый по формуле: k = 2π*AM*AN/MN (2) 11 12 Если зонд КС находится в однородной и изотропной среде, то ρк соответствует истинному ρист. Как и в электроразведке, для зондов КС справедлив принцип взаимности, согласно которому величина ρк не изменяется, если питающие и измерительные электроды меняются местами. Зонд с одним питающим электродом носит название однополюсного, а с двумя – двухполюсного (рис. 5). Рис. 5. Однополюсный (а) и двухполюсный (б) зонды КС И те и другие зонды, в зависимости от расстояния между парными (или питающими, или измерительными) электродами разделяются на потенциал- и градиент-зонды, притом, что в зависимости от положения этих электродов (вверху или внизу) они еще и разделяются на прямые (подошвенные) и обращённые (кровельные) (рис. 6.). Точка О является точкой записи, а расстояние L – размером зонда. Рис. 6.Типы зондов метода КС Электроды: 1 – измерительный, 2 – питающий, 3 – точка записи 12 13 Физический смысл разделения зондов на потенциал- и градиент- в том, что для первых MN → ∞, а для вторых MN → 0. Такие зонды называются идеальными, к которым должны приближаться применяемые на практике реальные зонды. Глубинность зондов КС зависит от их размеров. Для потенциал-зонда она примерно равна утроенной длине AM, а для градиент-зонда расстоянию АО, т.е. при равных длинах глубинность больше у потенциал-зондов. В то же время размеры зондов ограничиваются их разрешающей способностью, которая зависит от соотношения этих размеров с мощностью пересекаемых скважиной пластов. В силу этого пласты горных пород по отношению к размерам зондов разделяются на большой, средней и малой мощности, притом, что от указанного соотношения зависит степень приближения ρ-кажущегося к ρ-истиному (рис.7). Рис. 7. Теоретические кривые кажущегося удельного электрического сопротивления, полученные потенциал- и градиент-зондами в пластах высокого сопротивления большой (а) и ограниченной (б) мощности На каждом конкретном месторождении при записи кривых КС выбираются оптимальные условия их регистрации, то есть те, которые в наилучшей степени позволяют выделить границы пластов и охарактеризовать их литологическую принадлежность. 13 14 Интерпретация каротажных кривых КС, как и для других методов ГИС, состоит в: 1) обработке диаграмм; 2) геофизической интерпретации; 3) геологической интерпретации. Обработка диаграмм сводится к приведению результатов к определенным глубинам и системе отсчетов, к учету и устранению аппаратурных и других помех, нахождению границ пластов и снятию показаний. Однозначно определяются толщины мощных пластов (длина зонда меньше мощности пластов). Для пластов малой мощности определение границ затруднено. С целью проведения последующей количественной интерпретации, снимают (определяют) «существенные значения» ρк, либо средние (ρк сред), либо максимальные (ρк мах), либо оптимальные (ρк опт ) (рис.8). Рис. 8. Определение существенных значений ρк для градиент-зонда: 1 –исследуемый пласт, 2- вмещающие породы Геофизическая интерпретация проводится с целью определения ρп на основе решения обратной задачи, то есть методом подбора наблюденной кривой с теоретической с привлечением априорных данных. Условия, обеспечивающие единственность решения, зависят от модели среды. 14 15 Теоретические кривые метода КС являются результатом решения прямой задачи и выражают зависимость ρк от следующих параметров: ρп – УЭС пласта ρс – УЭС промывающей жидкости (бурового раствора) Lз – длина зонда (для градиент-зондов расстояние АО или ВО, а для потенциал-зондов – расстояние АМ) dc – диаметр скважины ρ зп – УЭС зоны проникновения D – диаметр зоны проникновения Если пласты не проницаемые, то последние два параметра не используются. Теоретические кривые для таких пластов являются двухслойными, а совокупное их группирование называется палеткой бокового каротажного зондирования (БКЗ). Палетки строятся в билогарифмическом масштабе. По оси абсцисс откладываются значения L/d, а по оси ординат ρк /ρс . Вид двухслойной палетки БКЗ приведен на рис. 9. Рис. 9. Вид двухслойной палетки БКЗ А – кривая правых асимптотических кривых, В – кривая max и min кривых 15 16 Для проницаемых пластов, в которые происходит проникновение промывной жидкости, составлены (рассчитаны) трехслойные палетки БКЗ. Они представляют собой, как и двухслойные, последовательный набор графиков зависимости ρк/ρс от L/d с шифром ρп/ρс (рис. 10), притом, что кривые каждой трёхслойной палетки отличаются по параметрам D/dc и ρзп/ρс (D – диаметр зоны проникновения). Поэтому 2-х-слойная палетка одна, а 3-х-слойных палеток целый набор. Рис. 10. Вид трёхслойной палетки БКЗ А – кривая правых асимптотических кривых, В – кривая max и min кривых Цель БКЗ в определении истинного ρист, то есть ρп. БКЗ заключается в измерении ρк в заданном интервале скважины несколькими однотипными зондами (градиент- или потенциал-), отличающимися по параметру L. Практика показыва16 17 ет, что наиболее эффективно проводить БКЗ градиент-зондами, в которых длины увеличиваются по геометрической шкале с показателем 2 или 2,5 в диапазоне L = 1 – 30 dc. Примерная таблица зондов БКЗ, где один (A 2.0M 0.5N) является стандартным, следующая: А 0,4М 0,1N A 1.0M 0.1N A 2.0M 0.5N A 4.0M 0.5N A 8.0M 1.0N В интервале проведения БКЗ необходимо определять ρс и dc. Кроме того, выполняют измерения микрозондами. Обработка диаграмм заключается в выделении границ пластов, отсчете существенных значений ρк и построении кривых БКЗ. Пластами большой мощности считаются пласты с h > 15 – 20 м, а малой мощности – пласты с h < 6м. Если пласты большой мощности, то снимают средние или оптимальные значения ρк. Для пластов средней мощности и являющихся высокоомными используют ρк сред и ρк мах. Для пластов малой мощности с высокими значениями ρк снимают экстремальные значения. Кривые БКЗ, зарегистрированные в пластах средней и малой мощности, которые, как правило, преобладают в разрезах, приводят к кривым ρк для пластов неограниченной мощности. Фактические кривые БКЗ строятся в том же масштабе что и теоретические. Процесс ручной количественной интерпретации аналогичен таковому в электроразведке методом ВЭЗ. То есть кривую ρк вначале накладывают и перемещают по 2х-слойной палетке БКЗ, соблюдая параллельность осей координат. Если фактическая кривая совпадает с 2-х-слойной теоретической, или укладывается между двумя соседними расчетными кривыми БКЗ, повторяя их форму, то делается заключение, что анализируемый пласт непроницаемый. В случае наличия повышающего или понижающего проникновения, фактические кривые не совпадают с теорети- 17 18 ческими 2-х-слойной палетки. В первом случае отмечается крутой спад фактической кривой, а во втором нарастающий подъём (рис. 11). Рис. 11. Пример сопоставления наблюдённой и теоретической кривых БКЗ на 2-х-слойной палетке А), Б) – случаи повышающего и понижающего проникновения фильтрата бурового раствора в пласт Как и для стандартных зондов КС, неблагоприятными условиями для использования БКЗ являются: 1) неоднородность разреза (тонкое чередование прослоев с различным ρп), 2) очень высокое или очень низкое ρп пластов. На рис. 12 приведено сопоставление кривых БКЗ с диаграммами кавернометрии и резистивиметрии в нефтегазовой скважине. Пример количественной интерпретации приводится для интервалов продуктивных пластов (2510-2575 м), которыми являются песчаники. Им присвоены индексы 1 и 2. Интерпретация выполнялась в следующей последовательности: 1) Снимались оптимальные значения ρк, ρс, dc, L и вычислялись параметры ρк/ρс и L/dc (табл.1). 2) Строились в билогарифмическом масштабе фактические кривые БКЗ (рис. 13). 3) Сопоставлялись фактические кривые с теоретическими 2-х слойной палетки БКЗ и выполнялась оценка пластов на предмет проницаемости (рис.14). 18 19 Рис. 12. Сопоставление каротажных диаграмм БКЗ в разрезе нефтегазовой скважины (Западная Сибирь) Таблица1. Данные для построения фактических кривых зондирования №п/п 1 2 L ρk d ρc L/d ρk /ρc 0,45 0,22 12 37 2,05 0,32 1,05 0,22 14 37 4,77 0,38 2,25 0,22 5,2 37 10,23 0,14 4,25 0,22 2,7 37 19,32 0,07 8,5 0,22 4 37 38,64 0,11 0,45 0,21 13 35 2,14 0,37 1,05 0,21 19 35 5,00 0,54 2,25 0,21 8,5 35 10,71 0,24 4,25 0,21 4,8 35 20,24 0,14 8,5 0,21 4 35 40,48 0,11 19 20 Рис. 13. Фактические кривые БКЗ Рис. 14. Сопоставление фактических кривых БКЗ для пластов 1 и 2 с теоретическими двухслойной палетки 1А В результате сопоставления установлено: Пласт 1. Имеет место расхождение фактической кривой с двухслойной палеточной. Правая ветвь сечёт теоретические кривые и уходит вниз, что указывает на повышающее проникновение. Следовательно, пласт проницаемый. По сопоставлению левой ветви с теоретическими оценена зона проникновения, которая имеет параметры ρп/ρс = 5, что является основой для дальнейшей интерпретации кривой по трёхслойной палетке. 20 21 Пласт 2. Наблюдается также несоответствие фактической кривой с теоретической 2-х слойной палетки. Правая ветвь сечёт теоретические кривые и уходит вниз, что указывает на повышающее проникновение. Левая ветвь совпадает с теоретической двухслойной. Зона проникновения имеет параметры ρп/ρс = 10. 4) Производилось сопоставление фактических кривых с теоретическими трёхслойных палеток, для чего из набора существующих выбраны трёхслойные палетки с параметрами: пласт 1 - D/dc = 2; ρ∆/ρс = 5 пласт 2 - D/dc = 2; ρ∆/ρс = 10 Результаты сопоставления представлены на рис. 15. Рис. 15. Сопоставление фактических кривых БКЗ для пластов 1 и 2 с теоретическими трехслойных палеток 4А и 5А Получены следующие количественные показатели: пласт 1 - ρп/ρс = 0,5; ρ∆/ρс = 5; D/dc = 2; ρп = 18,5 Ом*м, ρ∆ = 185 Ом*м, D = 0,43 м и h = 7 м 21 22 пласт 2 - ρп/ρс = 1; ρ∆/ρс = 10; D/dc = 2; ρп = 35,0 Ом*м, ρ∆ = 350 Ом*м, D = 0,42 м и h = 9 м Искомые значения ρп и h сведены в таблице 2. Таблица 2. Результаты количественной интерпретации данных БКЗ № пласта ρп h 1 18,5 7 2 35,0 9 Рассмотрение данных таблицы 2 показывает, что для пласта 1 ρп = 18,5 Ом*м соответствует УЭС водо-нефтенасыщенных пластов, а для пласта 2 ρп = 35,0 Ом*м - УЭС нефтенасыщенных пластов. Геологическая интерпретация заключается в определении геологических характеристик разреза. Используются обе модификации КС: электропрофилирование одиночными зондами и электрозондирование, то есть БКЗ. Электропрофилирование применяют для нахождения границ пластов, а также в благоприятных условиях для литологического расчленения разрезов, выявления целевых объектов (нефте-, газо-, водоколлекторов, пластов угля, руд и т. д.). БКЗ используют для оценки проницаемости (наличие или отсутствие зоны проникновения) и определения количественных характеристик (коэффициентов пористости, нефтегазонасыщенности, зольности и т. д.). Ограничения метода КС: большое шунтирующее влияние скважины при ρп/ρс> 200 (столб бурового раствора служит шунтом) высокая погрешность в определении ρп пластов малой мощности при ρп/ρвм > 20 (ток ответвляется во вмещающие породы). Методы сопротивлений ГИРС помимо КС и БКЗ включают боковой (БК), микро- (МК), токовый (ТК) и дивергентный (ДК) каротажи. 22 23 ТЕМА: Микромодификации метода КС. Токовый, дивергентный и боковой каротаж. Качественная и количественная интерпретация каротажных диаграмм этих методов. Микрокаротаж (МК) – это исследования в скважинах градиент- или потенциал-зондами КС малого размера, которые расположены на прижимном изоляционном башмаке. Общий вид зонда МК и его принципиальная схема приведены на рис.16. Рис. 16. Принципиальная схема измерений микрозондами а – общий вид микрозонда: 1 – электроды, 2 – башмак, 3 – кабель; б – схема записи Расстояние между электродами А и М1 и М1 и М2 в зонде МК, как правило, составляет 25 мм. Поэтому для микроградиент-зонда А 0,025М10,025М2 его длина составляет 4 см, а для микропотенциал-зонда А 0,05М2∞N, соответственно 5 см. Таким образом глубинность исследования у микроградиент-зонда равна его длине и составляет 4 см и является меньшей чем у потенциал-зонда, у которого глубинность примерно в три раза больше длины и, следовательно примерно равна 15 см. Этот факт используется для изучения прискважинного пространства. В частности, по соотношению кривых ρкмк оценивается влияние образуемой в интер23 24 валах проницаемых пластов глинистой корки и слоя промывной жидкости (рис.17). Положительным расхождением между значениями ρкпз-мк и ρкгз-мк называются случаи, когда над проницаемыми пластами ρзп > ρс, а над непроницаемыми ρп > 25ρс. Отрицательное расхождение между ρкпз-мк и ρкгз-мк происходит когда ρзп < ρс и ρс > ρп. Рис. 17. Пример поведения кривых МК и кавернометрии (КВ) в интервале образования глинистой корки над продуктивным пластом 1 – песчаник, 2- глина песчаная, 3 – песчаник глинистый, 4 – песчаник газонасыщенный МК относится к детализационным методам каротажа. Основная задача – расчленение продуктивных пластов на проницаемые и непроницаемые. Другие задачи – определение границ пластов и их эффективной толщины (мощности), определение ρзп и ρгк (толщины глинистой корки). Благоприятные условия для МК – слабоминерализированная промывная жидкость. Резистивиметрия – метод ГИРС, предназначенный для измерениея УЭС промывных жидкостей. Для этих целей разработаны скважинные и поверхностные резистивиметры. Значения УЭС буровых растворов (ρс) необходимы при вычислении ρп методами БКЗ, ИК (индукционный каротаж), ВИКИЗ (высокочастотный индукционный каротаж изопараметрических зондирований) и др. Измерения ρс 24 25 как правило сопровождаются и измерениями температуры (t), поскольку сильно зависит от её изменения. Скважинный резистивиметр представляет собой зонд КС малого размера с кольцевыми электродами, который укреплён изоляторами в перфорированном корпусе с целью возможности свободной циркуляции бурового раствора через этот корпус при перемещении зонда по стволу скважины. Схема конструкции скважинного резистивиметра приведена на рис. 18. Рис. 18. Электрическая схема измерения скважинным резистивиметром ЦИ – цилиндрический изолятор, П – переключатель полярности тока, Б –батарея, КП - компенсатор поляризации Блок-схема поверхностного резистивиметра приведена на рис. 19. Этим прибором измерения ρс выполняют как в полевых, так и в лабораторных условиях. Для этого в емкость отбирают пробы промывной жидкости. Далее жидкость наливают в измерительный стакан, оборудованный питающими и измерительными электродами. Значения Электронные схемы скважинного и поверхностного резистивиметров сконструированы таким образом, что позволяют получать значения УЭС непосредственно в процессе измерений. 25 26 Рис 19. Блок-схема поверхностного резистивиметра ПР-1 1 - переключатель диапазонов; 2 - измерительный сосуд;3 - переключатель вида измерений;4 - измеритель (микровольтметр); 5 - регистрирующий прибор; 6 - источник питания; 7 - генератор «П» образного напряжения; 8 - регулировочное напряжение. Токовый каротаж (ТК) заключается в измерении силы тока (I) в цепи питающих электродов А и В. Блок-схема приведена на рис. 20. Сущность метода в том, что один из электродов, например В, неподвижен и его сопротивление заземления неизменно (RB = const). Сопротивление заземления RA подвижного электрода А изменяется когда он пересекает в стволе скважины разные по УЭС пласты пород. Следовательно, с изменением RA изменяется и ток IA в питающей цепи. Рис. 20. Схема измерения кривых ТК и МСК I, II, III – питающий, измерительный и компенсационный модули, А,В – питающие электроды, RT, R0, Rн, Rк регулировочное, эталонное, нагрузочное и компенсационное сопротивления, Б1,Б2 – токовые батареи, мА – микроамперметр, РП – регистрирующий прибор 26 27 ТК условно относят к методам КС. Существует два варианта. В первом используется обычный зонд КС, а во втором подвижный электрод устанавливается на прижимной рессоре, как и в микрозонде или же выполняется в форме проволочного ерша (щётки) для касания со стенками скважины, что при регистрации кривой IA снижает влияние бурового раствора. Второй вариант ТК носит название метода скользящих контактов (МСК). Методы ТК и МСК эффективны при расчленении разрезов скважин в которых присутствуют и чередуются пласты высокого и низкого УЭС, в том числе толщиной в первые сантиметры, так как очень четко отбиваются их границы. Такие соотношения часто встречаются на рудных (при выделении тонких сульфидных прожилков) и угольных (при выделении в электропроводящих пластах антрацита прослоев углистых и глинистых сланцев) месторождениях. Недостаток методов ТК-МСК в том, что зависимость между УЭС и IA нелинейная. Пример изучения строения угольного антрацитового пласта по кривым методов МСК и ТК приведен на рис. 21. Рис. 21. Пример изучения строения пласта антрацита методами МСК и ТК 1 – антрацит, 2 – углистый сланец, 3 – аргиллит, 4 - песчаник 27 28 Электрический каротаж с фокусированными зондами – это методы в которых осуществляется концентрация тока или же силовых линий электрического поля в заданной точке или в геологическом объекте. Различают две разновидности конструкций зондов: 1) с фокусированной системой измерительных электродов – основа дивергентного каротажа (ДВК); 2) с фокусируемой системой питающих электродов – основа бокового каротажа (БК). Дивергентный каротаж основан на определенно-направленном распределении интенсивности геофизического (физического) поля в стволе скважины. Имеется в виду явление дивергенции, связанное со стеканием тока из скважины в породу при ρп >>ρc на расстоянии S>dc, когда при этом изменяется потенциал U вдоль оси Z. Картина близка к той, которая имела бы место при дисковом питающем электроде (рис.22). Рис. 22. Схема распределения тока точечного источника А в «дивергентной» среде Согласно рисунку, на удалении от источника существуют осевой Iz и радиальный Ir токи, а также осевые Rz и радиальные Rr сопротивления участка скважины. Схема зонда дивергентного каротажа включает два совмещённых в 4-х электродный градиент-зонда, в котором электроды А и М являются общими (рис. 23). 28 29 При такой системе показания зависят от радиальной составляющей плотности тока и система считается фокусированной в радиальном направлении. Рис. 23. Схема зонда ДВК L-а=АО1 - длина 1-го зонда L+а=АО2 - лина 2-го зонда То есть показания в точках О1 и О2 равны напряжённостям Е1 и Е2 (первые производные U1 и U2), а их разность (E1 – E2 = Jа) - 2-ой производной U (U"), называемой дивергенцией. Условия существования последней в том, что если σп = 0 (ρп = ∞), скважина является проводником помещенным в изолятор и поэтому радиальная составляющая отсутствует (E1 – E2=0). Следовательно и U" = 0. Но если σп > 0, то дивергенция появляется и U" тем больше, чем больше σп. Дивергентный каротаж в принципе позволяет осуществлять исследования сквозь обсадную колонку (электроды прижимают к трубе), так как обсадная колонка не идеальный проводник, а порода не идеальный изолятор. Недостаток ДВК – сильная зависимость от dс. Боковой каротаж (БК) – метод с управляемой системой питающих электродов с целью фокусировки тока в пласт, один из основных методов исследований нефтяных, угольных и др. скважин. Различают 3-х, 7-ми и 9-ти электродные модификации. В специальной литературе и некоторых учебниках БК еще называют методом сопротивления экранированного заземления (СЭЗ). Сущность БК в том, что посредством равного потенциала экранирующих электродов, ток центрального электрода течет перпендикулярно к оси скважины. В этом случае на из29 30 мерения меньше влияют мощность пласта, сопротивление вмещающих пород и бурового раствора, что и является преимуществом БК перед методом КС. Преимущество БК еще и в том, что одновременно с кривой ρк можно регистрировать кривую удельной электропроводности σк (ед. изм. – сим/м). Размер центрального электрода в зондах БК, как правило, первые сантиметры, следовательно можно выявлять очень тонкие пласты и пропластки, при том что метод глубинный и составляет три длины экранных электродов. Схема трёхэлектродного зонда БК приведена на рис. 24. Рис. 24. Схема трехэлектродного зонда БК Удельное электрическое сопротивление, измеряемое при каротаже методом БК, соответствует в непроницаемых пластах истинному, носит название эффективного (ρэф) и оценивается по типовой формуле: ρэф = k ΔU/I (2) k подбирается опытным путем из условия: ρэф = ρист. Глубина 3-х электродного зонда равна примерно трёхкратной длине экранизирующего электрода и достигает 3 – 4,5 м. Для 7-ми электродного зонда глубинность несколько меньше. Кривые БК по форме напоминают кривые КС-ПЗ, что собственно они и представляют, но только более отчетливо за счет фокусировки. 30 31 Границы устанавливаются по точкам максимального градиента возрастанияубывания аномальных кривых ρэф. Пример определения границ и экстремальных значений ρэф приведен на рис. 25. Рис. 25. Пример определения границ одиночного высокоомного пласта по точкам максимального возрастания-убывания кривых БК На рисунке 26 сопоставлены кривые ρк и σк, зарегистрированные в угольной скважине на месторождении антрацитов в Восточном Донбассе. Показана возможность уверенного выделения и определения мощности тонких пластов углей и известняков. Рис. 26. Сопоставление каротажных диаграмм, зарегистрированных зондом БК по скважине №7. Участок Садкинский-Северный (Восточный Донбасс) 1 – уголь; 2 – углистый сланец; 3 – аргиллит; 4 – алевролит; 5 – песчаник; 6 – известняк 31 32 БК применяют также в варианте микрокаротажа, носящего название МБК. Электроды размещают на прижимном резиновом башмаке. Показания зондов МБК при исследовании интервалов образования глинистой корки менее искажены по сравнению с МКС за счёт более широкого диапазона измерений УЭС. На основе МБК созданы пластовые наклономеры. Особенность их устройства в том, что по окружности прибора имеется несколько прижимных устройств, на каждом из которых размещен зонд МБК. По вертикальному сдвигу кривых МБК оценивается наклон пластов. Проектное задание модуля 1 1. Охарактеризуйте дисциплину ГИС, как раздел разведочной геофизики, перечислите физические поля, на которых основаны методы ГИС. 2. Дайте определение геологоразведочной скважины, как объекта исследования методами ГИС. 3. Составьте схему производства каротажа. 4. Опишите физико-геологические предпосылки применения ГИС в рудных, угольных и нефтегазоразведочных скважинах. 5. Расскажите основные понятия о телеметрической системе передачи информации в методах ГИС. 6. Представьте обобщенную характеристику и блок-схему каротажа КС, объясните устройство зондов КС. 7. Объясните необходимость выбора оптимальных зондов КС на месторождениях различного типа и форму поведения кривых потенциал- и градиентзондов КС для пластов большой, средней и малой толщин (мощности). 8. Представьте схему обработки каротажных диаграмм с раскрытием основ геофизической интерпретации кривых каротажа КС. Основы геологической интерпретации кривых каротажа КС. 32 33 9. Раскройте сущность бокового каротажного (электрического) зондирования, особенности первичной обработки и последующей количественной интерпретации кривых БКЗ. 10.Дайте общие сведения о микрокаротаже методами КС и методе резистивиметрии скважинах (форма каротажных кривых, область применения). 11.Составьте блок-схемы токового каротажа (ТК) и каротажа методом скользящих контактов (МСК)охарактеризуйте их форму каротажных кривых. 12.Расскажите об электрическом каротаже с фокусированными зондами, раскройте сущность дивергентного и бокового каротажа. 13.Дайте определение и охарактеризуйте назначение микрокаротажа БК, а также устройства пластовых наклономеров на основе БК. Тесты рубежного контроля модуля 1 1. Вопрос: К разделу какой науки относятся методы ГИРС? Ответ: Разведочной геофизике. Фундаментальной геофизике. Аэрокосмической геофизике. Полевой геофизике. 2. Вопрос: Что представляет из себя зонд электрического каротажа? Ответ: Скважинный прибор, содержащий генератор тока. Трёхэлектродную электроразведочную установку, смонтированную на шланговом кабеле или другой осевой конструкции. Устройство для измерения электрических свойств пород. 3. Вопрос: Дайте определение бокового каротажа. Ответ: Метод электрического каротажа на основе прижимного устройства. Электрический метод ГИРС с управляемой системой питающих электродов с целью фокусировки тока в пласт. Многосекционная скважинная конструкция, предназначенная для изучения геологического разреза, пересекаемого скважиной. 33 34 Критерии оценки модуля 1 Коллоквиум. Литература к модулю 1 Основная: 1. Горбачев Ю.И. Геофизические исследования скважин. Учебник. – М.: Недра, 1990. – С. 3-43, 44-80. 2. Итенберг С.С., Дахкильгов Т.Д. Геофизические исследования в скважинах. - М.: Недра, 1982. - С. . 3-7, 36-63, 101-119, 123-141. 3. Дъяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. - М.: Недра, 1977. - С. 3-9, 17-29, 44-65, 68-79. 4. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. – М.: Герс, 2001. 5. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. – М.: НПП «ГЕРС», 1999. – С. 6-51. Дополнительная: 1. Геофизика: учебник/ Под ред. В.К.Хмелевского. –М.: КДУ, 2007. – С. 191-194, 203-207, 211. 2. Геофизические методы исследования. (Под редакцией В.К.Хмелевского). Учебное пособие. – М.: Недра, 1988. – С. 234-245. 3. Федынский В.В. Разведочная геофизика. Учебное пособие. – М.: Недра, 1967. – С. 568-592, 605-608. 4. Геофизические исследования и работы в скважинах. Геофизические исследования разрезов скважин. Каротаж. Термины, определения, буквенные обозначения, измеряемые физические величины. СТ ЕАГО- 046-01. – М., 1998 – 63 с. 5. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов. – М.: Недра, 1966. – С. 23-74. 34 35 Модуль 2 Методы ГИС на основе переменных электромагнитных полей и полей естественной и вызванной поляризации Комплексная цель. Получение слушателями системы знаний об электромагнитных полях, создаваемых в разрезах скважин и околоскважинном пространстве, и средствах их изучения методами ГИРС для возможной дальнейшей работы в промыслово-геоофизических конторах, специализированных экспедициях, научных лабораториях, вычислительных центрах. Содержание модуля. ТЕМА: Индукционный и волновой методы каротажа, качественная и количественная интерпретация каротажных диаграмм этих методов. В электромагнитных методах ГИРС выделяют две разновидности: 1) индукционный каротаж (ИК) и 2) диэлектрический каротаж (ДК). Кроме этих видов сюда относят методы около- и межскважинной индуктивной радиоволновой электроразведки. Различие ИК и ДК определяется использованием в этих методах разного диапазона частот. Обоснованием является, во-первых, то, что в силу скин-эффекта с увеличением частоты f уменьшается длина волны λ, а во-вторых распределение электромагнитного поля на одних и тех же частотах зависит от электромагнитных свойств среды и расстояния между источником и приёмником. Поэтому выделяют ближнюю (поле соответствует квазистационарной модели) и дальнюю (поле соответствует волновой модели) зоны. В ближней зоне (БЗ) λ>>L, а в дальней зоне (ДЗ) λ < L, где L – длина зонда. В ИК используются частоты f = 20-60 кГц и λ> 100м, следовательно, применимы законы квазистационарной (индукционной модели), а в ДК f = 10- 20 МГц и λ< 1м, то есть применимы законы волновой модели. 35 36 Индукционный каротаж (ИК) - электромагнитный метод, основанный на измерении кажущейся удельной электрической проводимости σк, то есть параметра σэ = 1/ρ, который измеряется в единицах См/м (сименс – проводимость проводника с сопротивлением R= 1 Ом). Сущность метода в электромагнитном профилировании (ЭМП) по стволу скважины. Осевая установка ЭМП, состоящая из генераторной (Гк) и приемной (Ик) катушек представляет собой специальный конструкции зонд. Расстояние между катушками составляет длину зонда L. Зонд является составной частью скважинного прибора, содержащего электронную схему (рис.27). Рис. 27. Схема скважинного прибора индукционного каротажа Ик, Гк – измерительная и генераторная катушки К генераторной катушке подключается генератор, который подает в катушку переменный ток в частотном диапазоне 20-60 кГц. В скважине создается электромагнитное поле. Силовые линии тока представляют собой в однородной изотропной среде окружности с центром по оси скважины. В анизотропной слоистой среде электромагнитное поле деформируется. Вихревые токи в породах создают вторичное магнитное поле, которое вместе с первичным (более сильным) полем индуцируют электродвижущую силу (ЭДС). При этом, в приемной катушке ЭДС первичного поля (Е1) является помехой и компенсируется электронной схемой (вводит36 37 ся ЭДС противоположная по фазе), ЭДС же вторичного поля (Е2) усиливается электронной схемой прибора и подается по кабелю на поверхность для регистрации. Е2 пропорциональна σк, которая и регистрируется в соответствии с формулой: σк = 1/ρк = Ес/Кс, где Ес – ЭДС принимаемого сигнала, т.е. напряженность электрической составляющей электромагнитного поля. Кс – коэффициент перехода от Ес к σк, зависящей от длины зонда L. L выбирается с таким расчетом, чтобы в однофазной среде σк = σп . Следует отметить, что в зонды ИК кроме двух главных катушек включают и несколько дополнительных генераторных и измерительных катушек. Они выполняют фокусирующую роль, предназначены для получения более точных данных об σк и обозначаются шифрами по конструктивным типам. Например, в зондах с шифрами 6Ф1, 6И1, 6Э1 цифра шесть обозначает число катушек, буквы Ф, И, Э – тип зонда, а цифра один - расстояние L между центрами катушек. Сигналы ИК зависят от σк, σс, σзп, D, dс, h, а также длины зонда L, cилы тока I и частоты поля f. По оценочным расчётам на показания ИК основное влияние оказывает концентрический слой околоскважинного пространства, заключенный между радиусами 0,4L и 1,5L (рис. 28). Рис. 28 График оценки влияния околоскважинного пространства на показания ИК Ggr – интегральный радиальный геометрический фактор. При ρс<1 Ом*м и ρп/ρс>20 в результатs ИК вносятся поправки по специальным палеткам. Если ρс<0,3 Ом*м и D>3dс погрешности значительны. Влияние 37 38 вмещающих пород существенно при h <1,5 L. Не эффективен ИК на частотах 2060 кГц при ρп>50 Ом*м. Этот предел поднимают до 200 Ом*м на частоте f=1МГц, но нижняя граница смещается до 20 Ом*м. Поэтому используют 2-х частотную аппаратуру. Ее диапазон 0,3-200 Ом*м. Интерпретация диаграмм, в частности определение границ пластов, сводится к нахождению точек, соответствующих серединам амплитуд (точкам градиентов максимального возрастания-убывания кривых) (рис. 29). Рис. 29. Пример выделения границ пластов на диаграммах ИК В целом ИК эффективен для изучения глин и глинистых пластов, песчаников и карбонатов, насыщенных сильно минерализованной пластовой водой. Разрешающая способность повышается в скважинах, заполненных слабоминерализованными растворами. ИК можно также применять в сухих и обсаженных непроводящими трубами скважинах. Задачи, решаемые ИК те же, что КС и БК. Предопределяется комплексирование этих методов. Сравнительная характеристика следующая: 1. БКЗ «работает» в пластах большой мощности при средних значениях отношений ρп/ρс и ρп/ρвм. 2. БК более эффективен для изучения тонких пластов при больших значениях ρп/ρс и не эффективен при повышающем проникновении (водоносные пласты). 3. ИК «работает» при малых значениях ρп/ρс и повышающей зоне проникновения и при ρс →∞. 38 39 Диэлектрический каротаж (ДК) – метод ГИРС, основанный на измерении параметра диэлектрической проницаемости εк. Для производства работ применяется глубинный скважинный прибор, включающий трёхкатушечный зонд, который по конструкции аналогичен зондам ИК (рис 30). Маркировка зондов типовая. Например, зонд Г0,8И10,2И2 состоит из двух измерительных катушек И1 и И2, расстояние между которыми 0,2 м, и одной генераторной катушки, находящейся на расстояниях от И1 0,8 м и от И2 1 м. Рис. 30. Схема зонда ДК Г – генераторная катушка, И1, И2 – измерительные катушки, L1, L2 – длины зондов Отличие ДК от ИК в том, что метод работает на более высоких частотах. Должно соблюдаться условие 1/ωερ>1, при котором токи смещения преобладают над токами проводимости. На практике достаточным условием считается 1,1≥ ωερ≥ 0,2. Диаграмма соотношения токов проводимости и смещения для частот f =10-100 МГц приведена на рис. 31. Рис. 31. Диаграмма соотношения токов проводимости и смещения в проводящей поляризующейся среде при частоте электромагнитного поля f = 10-100 МГц 1 – область параметра ωερ = 1; 3,4 - зоны преобладания токов проводимости (2) и смещения (3); ω = 2πf в Гц, ε = ε*·1/36·10-9 в ф/м 39 40 В отечественных приборах используется диапазон частот 30-60 МГц при длинах зондов в несколько раз превышающих диаметр скважины dc. Параметры поля в точке измерений определяются преломленной волной АВСD (рис. 32). Рис. 32. Схема распространения электромагнитных волн в скважине и околоскважинном пространстве в процессе диэлектрического каротажа На участках АВ и СD происходит затухание колебаний и их фазовый сдвиг за счет влияния скважины, а на участке ВС те же процессы происходят за счет влияния пересекаемых скважиной пород. Последние априори имеют скорость распространения электромагнитных волн бо'льшую, чем в промывочной жидкости, что предопределяет эффект полного внутреннего отражения этих волн при определённом (критическом) угле θ. Образовавшаяся боковая (головная) волна распространяется вдоль стенки скважины со скоростью и затуханием, обусловленными параметрами пересекаемых пород. Влияние скважины исключается за счет двух катушек. Регистрируемый параметр - разность фаз Δφ: Δφ = аф (Z1-Z2) = аф·ΔZ, где аф – фазовая постоянная (аф=ω√εμ), ΔZ – база зонда. Диэлектрическую проницаемость εк определяют по фазовым сдвигам и отношению амплитуд. Используются различные частоты и измерения несколькими зондами. Кривые ДК имеют слабосимметричную форму со смещением максимума в область ΔZ, что повторяет в менее явном виде эффект прямого или обращенного 40 41 зондов КС. Пласты пород как с низкой, так и с высокой εк выделяются достаточно четко. Типовой пример – разделение нефтяных и водоносных пластов при внутриконтурном заводнении продуктивных горизонтов пресной водой. В таких случаях нефть и вода различаются по показателю ε, при практически одинаковых значениях ρк (рис. 33). Рис. 33. Сопоставление кривых ДК и КС в интервале внутриконтурного заводнения нефтесодержащих пластов пресной водой 1-3 – нефтеносный, водоносный и глинистый пласты ДК плохо «работает» в низкоомных разрезах при ρ<4-5 Ом*м и в соленых буровых растворах. Существенно искажают результаты измерений зоны проникновения, диаметр которых dзп>0,8-1 м. Влияет также глинистая корка, так как ε глин значительно больше ε пород разреза и ε зоны повышающего проникновения. ТЕМА: Технология высокочастотного индукционного каротажа изопараметрических зондирований (ВИКИЗ), качественная и количественная интерпретация каротажных диаграмм. Высокочастотный индукционный каротаж изопараметрических зондирований (ВИКИЗ) - современный высокотехнологичный метод ГИРС, с помощью которого не только выполняется электропрофилирование по стволу скважи41 42 ны, но и электромагнитное зондирование по перпендикуляру к оси скважины (боковое зондирование). В ВИКИЗ в отличие от ИК измеряются не абсолютные сигналы на фоне скомпенсированного прямого поля, а относительные фазовые характеристики. Этим достигается более высокая разрешающая способность в скважинах с сильнопроводящим буровым раствором (ρс<0,5 Ом·м). То есть, относительная разность фаз и амплитуд, измеренных в 2-х близрасположенных катушках в диапазоне частот 0,8÷15 МГц, очень слабо зависит от параметров скважины. Достигается высокий уровень сигналов в среде до 120 Ом*м. Аппаратура ВИКИЗ включает скважинный прибор и наземную панель, которая обеспечивает питание скважинного прибора, прием и трансформацию сигналов, их обработку и преобразование в аналоговый вид. В аппаратуре предусмотрен канал записи кривых ПС. Скважинный прибор состоит из блока электроники и зондовой части, которая включает пять 3-х катушечных зондов, состоящих из соосно размещённых 5-ти генераторных и 6-ти измерительных катушек. Диаметр скважинного прибора D = 73 мм, длина L = 4.0 м. Длина короткого зонда 0.5, а длинного 2.0 м. Схема зонда представлена на рис. 34. Рис. 34. Схема зонда ВИКИЗ Г1 (частота питания 14 МГц), Г2 (7 МГц), Г3 (3,5 МГц), Г4 (1,75 МГц), Г5 (0,875 МГц) - генераторные катушки; И1, И2, И3, И4, И5, И6 — приемные катушки; Lj = 0,5 м, L2 = 0,7 м. L3 = 1,0 м, L4 = 1,4 м, L5 = 2.0 м - длины трехкатушечных зондов; L1 = 0,1 м, L2=0,14 м. L3 = 0,20 м, L4 = 0.28 м. L5= 0,4 м — базы зондов 42 43 Схема каждого отдельного зонда принципиально не отличается от зондов ИК и ДК (рис. 35) Обозначения зондов тоже типовые. Например, зонд И60.4И51.6Г5 имеет длину базы L = 0.4 м, и зонда L = 2.0 м (0.4+1.6). Рис. 35. Схема отдельного зонда ВИКИЗ L, ∆L – длины зонда и базы (расстояние между измерительными катушками) в метрах Для всех пяти 3-х катушечных зондов выполняются условия квазистационарности в немагнитной среде и они называются изопараметрическими. f L const Li и L const i Скважинный прибор работает следующим образом. Переменный ток в генераторной катушке возбуждает в окружающей среде электромагнитное поле. Это поле наводит в измерительных катушках Э.Д.С., зависящую от электрофизических свойств горных пород. Далее усиленные и сформированные сигналы подаются на входы фазометра, который последовательно посредством суммирования производит измерение разности фаз ∆φ между входными сигналами и их периодами Т. Работа всех электронных узлов выполняется по специальной программе. Между параметрами ∆φ и УЭС (ρ) существует зависимость, которая для однородной изотропной среды имеет асимптотический вид (рис. 36). Рис. 36. График зависимости между показателями ∆φ и ρ в частотном диапазоне ВИКИЗ 43 44 Принципиальная особенность ВИКИЗ, как самостоятельной технологии ГИРС, в том, что реализуется принцип радиального зондирования, то есть последовательного увеличения глубинности за счёт увеличения длины зондов с одновременным уменьшением их рабочей частоты, а также за счёт измерения разности фаз, слабо зависящей от параметров скважины. Другими словами, основной вклад в измеряемые на каждом канале сигналы вносят токи, текущие в различных на удалении от оси скважины областях среды. Интерпретация диаграмм ВИКИЗ осуществляется по типовой схеме: 1. Определение границ пластов и литологическое расчленение разреза. 2. Выделение коллекторов и оценка типа их флюидонасыщения. 3. Получение количественных показателей продуктивных горизонтов. Значения ρ пластов–коллекторов и параметры зоны проникновения вычисляются специальной компьютерной программой «МФС ВИКИЗ». Обязателен интерактивный (диалоговый) режим работы с программой, предусматривающий визуализацию и качественную оценку каротажных диаграмм. При этом принят определённый стандарт, согласно которому все пять измерений располагаются на одном поле каротажной диаграммы. Шкала напряжений показателя ∆φ, по которому легко распознаются низкоомные отложения, выбирается линейной, поскольку зависимость ∆φ от ρ нелинейная. Шкала напряжений ρ, когда необходимо выделить пласты высокого сопротивления, принимается логарифмической, но, в то же время, при необходимости визуального разрешения этих пластов применяется и линейная шкала. Определение границ пластов и литологическое расчленения разрезов по диаграммам ВИКИЗ осуществляется по тем же критериям и признакам, что и для других электрических методов, то есть в точках градиента максимального возрастания-убывания кривых (рис. 37). На первом этапе оценивается соотношение пластов по УЭС, то есть разделяются высокоомные, низкоомные, среднеомные слои. 44 45 Рис. 37. Пример выделения литологических границ по диаграммам ВИКИЗ, сопоставленных с кривыми бокового (БК), микробокового (МБК) и индукционного каротажа При этом диаграммы ВИКИЗ сопоставляются с другими методами каротажа и в первую очередь с кривыми методов стандартного каротажа (КС, ПС, НКТ, ГК). Второй этап литологического расчленения связан с выделением и качественной интерпретаций продуктивных пластов. Среди последних различают газоносные, нефтеносные и водоносные, а также смешанного типа. Признаками проницаемых 45 46 коллекторов является радиальное изменение УЭС от зонда к зонду и инверсия этих кривых при наличии окаймлений (промытой) зоны. Последовательность изменения УЭС на кривых зондов различной длины зависит от либо пониженного, либо повышенного проникновения фильтрата промывочный жидкости в пласт. Выделение коллекторов и оценка типа их насыщения производится путём сопоставления диаграмм ВИКИЗ на предмет соотношения по значениям ρк. Пример соотношения кривых ВИКИЗ над водонасыщенным коллектором, в котором соленость пластовых вод превышает соленость фильтрата (ρс > ρв) приведен на рис. 38, а пример соотношения этих же кривых над продуктивным газонасыщенным интервалом - на рис. 39. Рис. 38. Пример соотношения кривых ВИКИЗ над водонасыщенным коллектором 46 47 Рис. 39. Пример соотношения кривых ВИКИЗ над газонасыщенным коллектором Необходим многоуровневый анализ, включающий привлечение каротажных кривых стандартного и дополнительного комплекса ГИРС в зависимости от сложности строения продуктивных пластов. Как правило, наиболее легко удаётся определить газо- и водонасыщенные коллекторы. В частности, анализ соотношения кривых, приведенных на рис 38 и 39, показывает, что над проницаемым водонасыщенным пластом имеет место последовательное уменьшение показателя ρк от коротких зондов к длинным с равными показаниями на двух длинных зондах (см. рис. 38), в то время как, в газонасыщенном пласте картина противоположная, подчёркиваемая чётким обособлением всех кривых (см. рис. 39). 47 48 В нефтенасыщенных интервалах соотношение кривых ВИКИЗ бывает самым разнообразным и может в отдельных случаях не отличаться от таковых в водоносных и газоносных пластах. Преимущественно картина проникновения всегда сложная. Часты примеры наличия окаймляющей зоны, где наблюдается инверсия графиков ρк, полученных зондами малых и средних размеров. Сложная картина и в тех случаях, когда подошвенная часть пластов содержит пластовую воду. В первом приближении различают: а) повышающее проникновение, когда, как и в водоносных пластах, происходит последовательное уменьшение от короткого зонда к длинному и, в большинстве случаев, с равными показаниями или инверсией на двух длинных зондах (рис. 40); Рис. 40. Соотношение графиков ВИКИЗ при повышающем проникновении фильтрата промывочной жидкости в продуктивный пласт 48 49 б) понижающее проникновение, при котором, как и в газоносных пластах, наблюдается последовательное увеличение от короткого зонда к длинному с равными показаниями или инверсией значений ρк на двух-трех длинных зондах (рис. 41). Рис. 41. Соотношение графиков ВИКИЗ при понижающем проникновении фильтрата промывочной жидкости в продуктивный пласт Для правильной оценки коллекторов необходимы мониторинговые наблюдения, которые не только подтверждают наличия окаймляющей зоны в продуктивной части коллектора, но и позволяют изучать динамику процессов формирования этой области. 49 50 Количественная интерпретация диаграмм ВИКИЗ включает: попластовую разбивку; усреднение диаграмм и снятие существенных значений; формирование кривых зондирований; построение стартовой модели (экспресс-инверсия); инверсию кривых с использованием методов целенаправленного подбора модельных параметров; оценку качества интерпретации. Приведенная схема лежит в основе системы компьютерной интерпретации по программе «МФС ВИКИЗ». Подавляющее большинство функций выполняется автоматически, но обязательна корректива, то есть использование интерактивного (диалогового режима). Окно программы пользователя с наименованием основных операций приведено на рис. 41. Рис. 41. Окно пользователя программой «МФС ВИКИЗ» Основная цель количественной интерпретации данных ВИКИЗ, как и в технологии БКЗ, определение показателей продуктивного пласта и зоны проникновения. Интерпретация выполняется посредством сопоставления наблюдённых (фактических) кривых с теоретическими. Кривые зондирования, как и в БКЗ, строятся в би50 51 логарифмическом масштабе и разделяются на 2-х, 3-х, и 4-х слойные. Наиболее часто встречающиеся типы кривых приведены на рис. 42. Рис. 42. Типы кривых зондирования в методе ВИКИЗ 51 52 ТЕМА: Каротаж естественной (метод ПС) и вызванной (метод ВП) поляризации, качественная и количественная интерпретация каротажных диаграмм этих методов. Метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС или СП) основан на измерении в разрезах скважин естественного постоянного электрического поля Земли. Это поле создается вследствие окислительно-восстановительных, фильтрационных и диффузионно-адсорбционных процессов и определённым образом деформируется под влиянием скважинных условий. Перечисленные процессы приводят к возникновению на границах разделов сред двойных электрических слоев, суммарный потенциал которых и характеризует интенсивность поля ПС. Окислительно-восстановительные процессы в основном возникают на контакте с рудными телами при обязательном присутствии водных растворов (природный гальванический элемент). Фильтрационные процессы связаны с динамикой подземных вод (потенциалы течения). Диффузионно-адсорбционные процессы имеют место при контакте водных растворов с различной концентрацией. В нефтегазовых, гидрогеологических и др. скважинах основной интерес представляет диффузионно-адсорбционная активность, проявляющаяся при диффузии ионов электролитов из пластовых вод в промывочную жидкость или наоборот. Потенциал поля в этом случае рассчитывается по формуле: UПС = КДА lg C1/C2, где КДА – коэффициент диффузии, зависящий от типа электролита и температуры, С1 и С2 – концентрации промывочной и пластовой жидкостей. Для соли NaCl КД = -11,6 при температуре t = 180. Метод ПС весьма прост в технике исполнения. Схема измерений показана на рис. 43. Производится регистрация потенциалов естественного поля (UПС), то есть разность потенциалов между подвижным электродом М, перемещаемым по 52 53 стволу скважины, и неподвижным электродом N, устанавливаемым на дневной поверхности: U ÏÑMN U ÏÑÌ U ÏÑN U ÏÑM const Ì MN Согласно приведенной формуле изменение U ÏÑ – это изменение U ÏÑ в мB с глубиной. Рис. 43. Схема измерений методом ПС 1 – глина, 2 – песчаник Метод ПС наиболее эффективен в песчано-глинистых разрезах. На рис. 44 показана типовая форма кривой ПС в интервале нефтегазоразведочной скважины. Границы пластов на диаграммах ПС соответствуют точкам 0.5 max амплитудных значений. Их величину отсчитывают по линии глин. Минимумами UПС отмечаются песчано-алевролитовые пласты при значениях удельного электрического сопротивления фильтрата бурового раствора бо'льших, чем у пластовой воды (ρф>ρв). Против песчано-алевролитовых нефтегазонасыщенных коллекторов аномалии ПС практически не отличаются от таковых против водоносных пластов. В то же время глинистые пласты, содержащие нефть, газ или газоконденсат, харак53 54 теризуются меньшей амплитудой UПС, нежели глинистые водоносные пласты. Чистые карбонатные пласты (известняки, доломиты) характеризуются при условии ρф>ρв, как и песчано-алевролитовые, отрицательными аномалиями Uпс. Рис. 44. Пример отображения на диаграмме ПС терригенного разреза, содержащего продуктивные пласты, отличающиеся между собой по удельному электрическому сопротивлению Особенно эффективно литологическое расчленение разрезов скважин по данным ПС в тех случаях, когда кривые других методов ГИС, в частности КС, дифференцированы недостаточно (рис. 45). Рис. 45. Выделение пластов и определение их мощности по данным ПС в слабо дифференцированном по удельному электрическому сопротивлению терригенном разрезе I - кривая КС, II – кривая ПС 1 – песок, 2 – суглинок, 3 - глина 54 55 Соотношение знаков аномалий на кривой ПС зависит от степени минерализации бурового раствора и пластовых вод. В том случае, когда минерализация пластовых вод выше минерализации бурового раствора и пластовое давление ниже гидростатического на уровне пласта, минимумы ПС соответствуют проницаемым (пески, песчаники, известняки), а максимумы малопроницаемым (глины, мергели) породам. Если же минерализация пластовых вод меньше минерализации бурового раствора, а пластовое давление превышает гидростатическое, наблюдается обратное соотношение между кривой ПС и характером пород в разрезе скважины (рис. 46). Рис. 46. Форма кривых ПС (знак аномалий) при минерализации пластовых вод больше (а) и меньше (б) бурового раствора 1 – известняк, 2 – песок, 3 – глинистый песок, 4 - глина Связь ПС с минерализацией пластовых вод может быть использована для изучения этого параметра. При этом считается, что величина э. д. с. против пласта определяется исключительно диффузионным потенциалом. При исследовании разрезов разведочных скважин на руды, особенно сульфидные, медные и полиметаллические, показания UПС обусловливаются в основном окислительно-восстановительными процессами. На рис. 47 показана форма аномалий UПС против пачки сплошных и вкрапленных сульфидных полиметаллических руд в разведочной скважине. 55 56 Рис. 47. Аномалии ПС против пачки сульфидных руд 1 – сплошная сульфидная руда, 2 - вкрапленная сульфидная руда, 3 – углисто-глинистые сланцы, 4 – сланцы В разрезах угольных скважин применение метода ПС наиболее эффективно на месторождениях бурых углей, полуантрацитов и антрацитов, против пластов которых возникают положительные аномалии UПС. Величины аномалий колеблются от первых десятков до нескольких сотен милливольт. Границы пластов, мощность которых превышает 0.5 м, определяются как и в разрезах нефтегазоразведочных скважин по точкам 0.5 Uмакс (рис. 48А). С утонением пластов точки границ смещаются к своду аномалии. В случаях, когда кривые ПС имеют пологие ветви, точки границ независимо от мощности пластов располагаются выше половины амплитуды аномалий в пределах 2/3 Uмакс (рис. 48Б). Мощность и строение антрацитовых пластов, как наиболее электропроводящих, эффективно оценивается по кривым градиента потенциала (gradU) или (ΔUПС). Для записи этого показателя используются сближенные электроды MN в градиент- или потенциал-зондах: U ÏÑMN U ÏÑÌ U ÏÑN 56 57 Границы контактов подошвы и кровли отображаются четкими разнополярными экстремумами (рис. 49). Рис. 48. Определение толщин (мощности) пластов антрацита по кривым метода ПС 1 – уголь, 2 – перемятый уголь болотной фации, 3 – алевролит, 4 – песчаник Рис. 49. Определение толщин (мощности) пластов антрацита по кривым градиента ПС 1 – уголь, 2 – перемятый уголь болотной фации, 3 - аргиллит 4 - алевролит 57 58 При регистрации кривых исходят из нормативных требований к степени детализации угольных пластов. Должно выполняться условие, согласно которому расстояние (LMN) между измерительными электродами должно быть меньше мощности (h) слоёв и прослоев в угольных пластах сложного строения. В качестве примера на рис. 50 приведены кривые ΔUПС , зарегистрированные зондом MN = 0.05 м против пласта сложного строения. Прослои в пластах с мощностью, превышающей размер MN, отмечаются достаточно четко. Рис. 50. Определение толщин (мощности) пластов антрацита сложного строения по кривым метода градиента ПС 1 – уголь, 2 – углистый сланец, 3 – перемятый уголь болотной фации, 4 - алевролит Следует отметить, что в случаях, когда один из экстремумов на кривой ΔUПС неясно выражен, вторую границу находят путём удвоения расстояния между точками этого экстремума и максимума градиента возрастания-убывания кривой в центре пласта, то есть в области перехода положительных значений в отрицательные. В процессе интерпретации диаграмм ПС необходимо учитывать искажающее влияние электродной разности потенциалов, гальванокоррозии, блуждающих индустриальных и теллурических токов и других факторов. К недостаткам метода 58 59 ПС также относятся его малая информативность в высокоомных разрезах и затруднения в выделении тонких пластов, толщины которых меньше четырёхкратного диаметра скважины, то есть при отношениях h/dc<4. Наличие глинистой корки в интервалах пористых продуктивных пластов значительно ослабляет амплитуду потенциала ПС. Кривая становится более пологой и «размазывается» в вертикальном направлении, что приводит к завышению оценки мощности пористого пласта по данным ПС. Метод потенциалов вызванной поляризации (ВП) основан на явлении искусственного создания двойных электрических слоев в горных породах под действием электрического тока и измерении возникшего постоянного электрического поля во время его спада после прекращения действия тока. Другими словами, в методе ВП существующее поле ПС искусственно усиливается с целью последующего наблюдения спада суммарного поля, который не одинаков в разных по литологическому составу породах. Механизм возникновения вторичного электрического поля связан с электролитической и объёмной поляризацией геологических образований. Первая возникает на контакте с углистыми и содержащими сульфидные и железные руды породами, а также при изучении нетрадиционных коллекторов нефти и газа, в составе которых имеются железосодержащие минералы, например, сидерит. Вторая обусловлена объемной поляризацией пород с повышенной глинистостью, пустотным пространством порового, трещинного или кавернового типа. Закон изменения (спада) вторичного электрического поля UВП в промежутках между токовыми импульсами описывается электрическими зависимостями, одна из которых экспоненциальная, а другая - гиперболическая: UВП,t≠о = UВП,t=о ехр(-t); UВП,t≠о = UВП,t=о/(l +βt) 59 60 В этих уравнениях UВП,t≠о - измеряемые амплитуды потенциалов вызванной поляризации в моменты времени t между соседними токовыми импульсами; UВП,t=о - амплитуда потенциала вызванной поляризации на момент окончания токового импульса; и β - константы, зависящие от типа и петрофизических характеристик входящего в состав породы минерала с электронной проводимостью. Для измерения вызванных потенциалов используют четырехэлектродную установку AMNB. Механизм формирования поля ВП в импульсном режиме показан на рис. 51. Рис. 51. Формирование поля вызванной поляризации в импульсном режиме а – силовые линии поля первичных (ЕПР) и вторичных, вызванных поляризацией (ЕВП) токов, б - импульс тока (токовый меандр), в – временной процесс поляризации после включения и выключения тока В ионопроводящих горных породах ток течет только в жидкой фазе, и, следовательно, вектор напряженности электрического поля направлен параллельно двойному электрическому слою. Явление проявляется достаточно слабо — поле вторичных зарядов не превышает первых процентов от первичного поля. В случае наличия в горных породах минералов с электронным типом проводимости (сульфиды, графит, магнетит и некоторые другие) твердая фаза уже не является диэлектриком и ток течет поперёк двойного электрического слоя: идут достаточно интенсивные электрохимические и электрокинетические процессы и поле вторичных источников, возни60 61 кающих на границе твердой и жидкой фазы, может составлять десятки процентов от первичного поля. В качестве меры интенсивности процесса ВП используется поляризуемость η, которая рассчитывается как отношение напряженности поля вызванной поляризации к напряженности поля во время пропускания тока: η = UВП /UПР100% Очевидно, что η зависит от времени задержки момента измерения поля ВП с момента выключения тока, а также от времени пропускания тока (в случае, если процесс ВП не вышел на насыщение). Для ионопроводящих горных пород время зарядки, а, соответственно, и разрядки составляет первые секунды. В случае присутствия электронопроводящих включений это время может увеличиваться до нескольких минут. Время пропускания тока стараются выбирать из условия полной зарядки среды, и в то же время оно не должно быть слишком большим, чтобы не снижать производительность работ. Схема каротажа методом ВП приведена на рис. 52. Рис. 52. Схема измерений потенциалов ВП в скважинах Г – генератор (источник питания), П – пульсатор (знакопеременный преобразователь), Д – демпфер (переменный резистор), РП1 и РП2 – регистраторы сигналов (гальванометры), мА - миллиамперметр 61 62 Особенность в том, что в четырёхэлектродном потенциал-зонде А10.04М0.04А25.0В. электрод М размещён между раздвоенным токовым электродом А и защищён от воздействия поляризующего тока слоем перфорированной резины. При записи кривых ВП во временной области (или в импульсном режиме) время задержки стандартно выбирается равным 0,5 сек. Однако, современная аппаратура позволяет проводить измерения на многих временах задержки. Она основана на двух способах измерений вызванной поляризации. Первый способ - амплитудночастотные измерения. Он сводится к расчёту процентного частотного эффекта (PFE): PFE U ( низкая ) U (высокая ) 100% , где U ( низкая ) ωнизкая - низкая частота, которая обычно выбирается в интервале от 0,5 до 2 Гц, ωвысокая - высокая частота от 4 до 20 Гц. Параметр PFE пропорционален поляризуемости η, поскольку в сигнале на низкой частоте явление ВП развито сильнее, чем на высокой частоте (рис 53-а). Второй способ - фазово-частотные измерения. Разность фаз сигнала в измерительной и токовой линии дает фазу вызванной поляризации φВП (рис. 53-б). Если генераторное устройство вырабатывает ток в форме меандра, содержащего, кроме основной, и все нечетные гармоники, то по результатам обработки измерений ΔUMN можно вычислить дифференциальный фазовый параметр: высокая (низкая ) низкая (высокая ) высокая низкая Этот параметр равен фазе φВП и при этом не требует синхронизации измерительного и генераторного устройства. Кроме того, он исключает фазовые углы, связанные с явлением электромагнитной индукции. Экспериментально установлено, что для 62 63 большинства горных пород фаза ВП линейно связана с кажущейся поляризуемостью: ηК(%) = - 2,5φВП (градусы) Рис. 53. Амплитудно- (а) и фазово-частотные (б) способы измерения ВП Для многоканальной регистрации кривых к в различных временных диапазонах разработана специальная аппаратура, включающая специальной конструкции скважинный прибор (рис. 54). Сила тока в цепи АВ выбирается с таким расчетом, чтобы ∆UВП превосходило не менее чем в два раза ∆UПС. 63 64 Рис. 54. Конструктивная схема комплексного прибора ВП и ГК На рис. 55 приведен пример применения метода ВП совместно с комплексом электрических методов ГИС (КС-ПЗ и ПС) на рудных месторождениях. Выбран интервал разреза скважины, где вскрыта зона свинцово-цинкового оруденения. Сопоставление кривых показывает, что метод ВП позволяет по сравнению с методами КС-ПЗ и ПС более четко разделять рудные прослои по степени их окисленности, в особенности, когда сульфидные оруденения характеризуются высоким удельным электрическим сопротивлением. Обычно это области рассеянной сульфидной минерализации, характерной для руд вкрапленного типа. 64 65 Рис. 55. Пример изучения методом ВП зон сульфидного оруденения 1 – известняк, 2 – песчаник, 3,4 –интервалы окисленного и незатронутого окислением свинцовоцинкового оруденения Другие примеры успешного применения метода ВП известны при изучении ископаемых углей, терригенных осадочных пород, обогащенных минералами с электронной проводимостью и в карбонатных (хемогенных) породах. На диаграммах ВП угольным пластам, а также в большинстве случаев известнякам, песчаникам и высокоомным песчанистым сланцам, обогащённых слюдой, соответствуют интенсивные положительные аномалии (при условии питания электрода А в скважине током положительного знака). Литологическую принадлежность пород в таких случаях при регистрации кривых ∆UВП на одной временной задержке однозначно определить не всегда возможно. Поэтому современными технологиями предусмотрены аппаратурные решения, предусматривающие “выравнивание” в процессе каротажа показателя ∆UВП путем изменения силы возбуждающего тока. В этом случае, вследствие различной электрохимической активности песчаников, известняков и углей, для каждого из этих пластов по-разному происходит “раз65 66 рядка ∆UВП” во времени, которая зависит только от электрохимической активности породы. Самые высокие положительные аномалии ∆UВП соответствуют углям, обладающих наивысшей электрохимической активностью. В силу этого метод ВП на угольных месторождениях относится к разряду эффективных, так как из всех электрических методов он наименее чувствителен к влиянию скважинных условий, особенно каверн на участках с крутопадающими угольными пластами. Определение литологических границ и мощности пластов по кривым ВП производится также, как и по кривым ПС и заключается в нахождении величин ∆UВП макс для каждой ветви аномалии (см. рис.48 и 50). Если угли залегают в породах с высоким сопротивлением и аномалия имеет пологие ветви, а также в случае маломощных пластов (меньше 0,50 м), контакты границ кровли и подошвы отмечаются ближе к своду аномалии. Более точно они обнаруживаются по кривым градиента ВП. Здесь погрешность зависит от расстояния между электродами MN в такой же степени, как и на кривых градиента ПС. На рис. 56 приведены результаты скважинных исследований методом ВП при гидрогеологических изысканиях в Ростовской области на участке водораздела в долинах рек Дона и Сала. Отложения представлены чередованием глин, песков и промежуточных между ними разностей, которые в разрезе не выдержаны ни по площади, ни по глубине. Мощности варьируют от 3 до 40 м. Минерализация подземных вод колеблется в больших пределах. Наряду с пресными водами встречаются солоноватые и соленые. В таких сложных геологических условиях метод ВП даёт возможность существенно понизить неоднозначность литологического расчленения разреза по комплексу методов ГИС. В данном примере аномалии ∆UВП в большинстве случаев коррелируются с аномалиями ρк на кривой КС-ПЗ, что позволяет выделить и разделить водоупорные пласты глин, а также линзы песков, залегающих в интервалах разреза с различной минерализацией подземных вод. На участке диаграммы ВП, отвечающей пескам, наблюдаются отдельные «пики» ∆UВП, связанные с прослоями мелкозернистого глинистого песка. 66 67 Рис. 56. Форма кривых ГИС, зарегистрированных методами КС-ГЗ, ПС, ГК и ВП в толще осадков, содержащей водоносные горизонты с различной минерализацией вод 1 – глины, 2 – суглинки, 3 – супеси, 4,5 – пески с прослоями глин и чистые Данные ГИС подтверждены гидрогеологическим опробованием. Установлено, что в скважине имеются два разобщенных водоносных горизонта. В верхнем горизонте (24,2-33,2 м) минерализация воды равна 0,4 г/л, в нижнем (40,8-52,7 м) 4 г/л. Соответственно этому при переходе от верхнего горизонта к нижнему ∆UВП падает с 60 до 10 мВ и становится практически равной величине ∆UВП, наблюдаемой против глин. На основании полученных материалов были установлены общие критерии для расчленения песчано-глинистых отложений района, которые сведены в таблице 3. 67 68 Таблица 3 Геофизические показатели песчано-глинистых отложений на участке водораздела в долинах рек Дон и Сал ρ, η, Ом·м % J, имп/мин >20 >20 1,2-2 низкая 1,5-4 низкая Песок с минерализованной водой <20 <1 низкая Суглинок и супесь Глина <20 2-5 средняя <15 ~0,5 высокая Характеристика породы Песок с пресной водой крупный и средний мелкий и глинистый Проектное задание модуля 2 1. Дайте обобщенную характеристику электромагнитных методов ГИС. 2. Приведите общие сведения об индукционном каротаже (ИК). 3. Расскажите устройство зондов ИК. 4. Отобразите форму каротажных кривых ИК, опишите порядок их качественного истолкования. 5. Приведите общие сведения о технологии ВИКИЗ. 6. Опишите физические основы ВИКИЗ и устройство скважинного прибора. 7. Раскройте сущность и область применения ВИКИЗ. 8. Назовите приемы качественной интерпретации каротажных диаграмм ВИКИЗ. 9. Отобразите форму кривых ВИКИЗ над проницаемыми пластами. 10.Раскройте порядок операций количественной интерпретации метода ВИКИЗ и охарактеризуйте типы кривых зондирования. 11.Приведите общие сведения о диэлектрическом каротаже (ДК). 12.Раскройте физическую сущность ДК, его отличие от ИК и ВИКИЗ. 13.Приведите общие сведения о методе ПС. 14.Приведите описание физических основ метода ПС. 68 69 15.Составьте схему измерений в методе ПС и отобразите форму каротажных кривых. 16.Как отображаются литологические разности на диаграммах ПС в разрезах нефтегазоразведочных скважин? 17.Какими геологическими и техническими факторами вызывается инверсия (перемена знака аномалий) на кривых ПС? 18.Охарактеризуйте особенности кривых ПС в разрезах углеразведочных скважин. 19.Чем отличается форма кривых потенциала и градиента потенциала ПС над угольными антрацитовыми пластами? 20.Какие основные физико-химические и электрокинетические процессы создают аномалии ПС в рудных скважинах? 21.Объясните как выполняется литологическое расчленение разрезов скважин по каротажным диаграммам ПС в комплексе с другими методами каротажа. 22.Приведите общие сведения о методе потенциалов вызванной поляризации (ВП). 23.Раскройте сущность скважинного метода ВП и составьте блок-схему измерений. 24.В чём особенности современных технологий метода ВП при исследовании геологоразведочных скважин? 25.Какие преимущества скважинного метода ВП при исследовании угольных, рудных и гидрогеологических скважин? Тесты рубежного контроля модуля 2 1. Вопрос: Какая форма кривых ИК над высокоомными пластами? Ответ: При записи по показателю ρк положительная, а при записи по показателю к - отрицательная. Положительная, сходная по форме с аномалиями КС-ПЗ. 69 70 Положительная при высокой минерализации бурового раствора и отрицательная при низкой минерализации промывочной жидкости. 2. Вопрос: Что представляет собой диэлектрическая проницаемость, как один из основных показателей, влияющих на формирование электромагнитного поля в геологических средах. Ответ: Показатель электромагнитного состояния среды. Физический показатель природных сред, характеризующий их способность создавать токи смещения. Показатель, характеризующий электрическую проницаемость горных пород при пропускании через них токов разной частоты. 3. Вопрос: Дайте определение диэлектрического каротажа (ДК). Ответ: Разновидность электрического каротажа, позволяющая выделять в разрезах скважин породы-диэлектрики. Метод ГИРС, основанный на измерении параметра диэлектрической проницаемости εк при соблюдении условия соотношения токов проводимости и смещения, как 1,1≥ ωερ≥ 0,2. Каротаж со специально устроенным зондом из индукционных катушек для изучения нефтегазоразведочных скважин. 4. Вопрос: Что собой представляет каротаж ВИКИЗ? Ответ: Новая современная технология электромагнитного каротажа. Современный высокотехнологичный метод ГИРС, с помощью которого не только выполняется электропрофилирование по стволу скважины, но и электромагнитное зондирование по перпендикуляру к оси скважины (боковое зондирование). Метод каротажа, относящийся к индукционным и позволяющий наряду с другими геофизическими методами выполнять литологическое расчленение разрезов скважин. 5. Вопрос: В каких разрезах наиболее эффективен метод ПС? 70 71 Ответ: В разрезах нефтегазоразведочных, гидрогеологических и рудных скважин. В разрезах угольных скважин. В разрезах инженерно-геологических и спецтампонажных скважин. 6. Вопрос: В чём преимущество метода ВП перед другими электрическими методами ГИРС? Ответ: Запись диаграмм метода ВП осуществляется с большей скоростью. Запись диаграмм метода ВП производится одновременно с другими электрическими методами. Кривые метода ВП по сравнению с другими электрическими методами в наименьшей степени искажаются за счёт влияния скважинных условий, в частности в кавернозных интервалах. Критерии оценки модуля 2. Коллоквиум. Литература к модулю 1 Основная: 1. Горбачев Ю.И. Геофизические исследования скважин. Учебник. – М.: Недра, 1990. – С. 80-93, 98-108, . 2. Итенберг С.С., Дахкильгов Т.Д. Геофизические исследования в скважинах. - М.: Недра, 1982. - С. 141-166. 3. Дъяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. - М.: Недра, 1977. - С. 22-44, 61-65, 108-112, 47149. 4. Зинченко В.С. Петрофизические основы гидрогеологической и инженерно-геологической интерпретации геофизических данных: учебное пособие для студентов вузов. М. – Тверь: Изд. АИС, 2005. – С. 75-88, 93-105. 5. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и 71 72 работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. – М.: Герс, 2001. 6. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ. Методическое рук-во /Ред. Эпов М.И., Антонов Ю.Н. Новосибирск: Нац. ОИГГМ СО РАН, Изд-во СО РАН, 2000. С. 16-31, 33-37, 63-74, 85-94. 7. Геофизика: учебник /Под ред. В.К. Хмелевского. - М.: КДУ, 2007. С. 209210. Дополнительная: 1. Геофизические методы исследования. (Под редакцией В.К.Хмелевского). Учебное пособие. – М.: Недра, 1988. – С. 236-240, 247-249. 2. Федынский В.В. Разведочная геофизика. Учебное пособие. – М.: Недра, 1967. – С. . 578-580, 612-618. 3. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов. – М.: Недра, 1966. – С. 75-97. 4. Геофизические исследования и работы в скважинах. Геофизические исследования разрезов скважин. Каротаж. Термины, определения, буквенные обозначения, измеряемые физические величины. СТ ЕАГО- 046-01. – М., 1998 – 63 с. 5. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. – М.: НПП «ГЕРС», 1999. – С. 33-35, 44-46. 6. Методические указания по применению метода вызванных потенциалов при инженерно-геологических исследованиях. – М., 1968 – 26 с. 72 73 Каротаж на основе полей естественной и наведенной (искусственной) радиоактивностей Радиоактивный каротаж (РК) – совокупность методов, основанных на изучении распространения естественного или наведенного (искусственного) радиоактивного поля в разрезах скважин и околоскважинном пространстве. На основе поля естественной радиоактивности создан метод гаммакаротажа (ГК), а на основе наведенной радиоактивности методы гамма-гаммакаротажа (ГГК) и методы нейтронного каротажа (НК). Краткая характеристика естественной и наведенной радиоактивности Естественная радиоактивность Iγ – самопроизвольный распад неустойчивых ядер атомов, подчиненный определенному статистическому закону. При естественной радиоактивности: 1) Изменяются характерные признаки: а) строение, состав, энергия ядер; α - и β - частиц или захват электрона K- или Lоболочки коротковолновым излучением электромагнитной природы ( γ - изб) происходит испускание лучение) 2) Происходит выделение радиогенного тепла, ионизация газов жидкостей и твердых тел. 3) Отмечается спонтанное деление тяжелых ядер (урана, тория) на осколки и изомерные тренды. Академик В.И.Вернадский отмечал: «Открытие явления радиоактивности не только открытие физическое, но и открытие геологическое …» Основные ядерно-физические свойства элементов, используемые при геологических, геохимических и геофизических исследованиях приведены в таблице 4. 73 74 Таблица 4 Основные ядерно-физические свойства элементов Закон радиоактивного распада и радиоактивное равновесие При радиоактивном распаде, связанном с перестройкой ядер элементов, происходит излучение - и - частиц и - лучей. - частица имеет положительный заряд и представляет собой ядро гелия, состоит из двух протонов и двух нейтронов; при - распаде элемента его атомный номер уменьшается на 2, атомная масса – на 4 единицы. - частица – электрон или позитрон. - излучению приписывают волновые и корпускулярные свойства. Скорость - квантов равна скорости света и энергия Eγ определяется формулой: E·γ =h ν, где h – постоянная Планка, равная 6,6262*10 34 Дж*с, ν – частота электромагнитных колебаний. 74 75 Закон радиоактивного распада (Э. Резерфорд, Ф. Содди, 1902 год), характеризуется зависимостью: dN (*), dt где dN – число распадающихся ядер из общего количества N за время dt; λ – постоянная, характеризующая скорость распада; N A - активность (число распадов в единицу времени). После интегрирования выражения (*) получаем: dt dN t N ln N λt C =>, N e λt C , и при t=0: N e λ0 C =>, C N 0 N (t) N0 e λt , или N(t) N 0 exp(λt) , где No - начальное число атомов. В ядерной физике для изучения радиоактивного распада вводится единица Т1/2 – период полураспада (абсолютная мера длительности геологических процессов): 0.693 T1 / 2 В результате α- и β- распада основные радиоактивные элементы 238 92 U, 235 92 U, 232 90 Th образуют радиоактивные ряды, включающие до 15 – 18 изотопов. Остальные радиоактивные элементы 40 K, 87 Rb и другие обладают одно19 37 актным распадом и рядов не образуют. При распаде элементов в радиоактивных рядах возникает состояние радиоактивного равновесия: λ1N1= λ2N2=…=λnNn Типы взаимодействия γ – квантов с веществом Поскольку α- и β- частицы в веществе испытывают сильное кулоновское взаимодействие и обладают очень малой проникающей способностью, в радиометрии, в основном, используется γ- излучение. γ- излучение ослабляется в породах вследствие процессов, именуемых фотоэффектом, комптоновским эффектом, эффектом образования электронпозитронных пар, фотоядерными взаимодействиями. 75 76 Фотоэффект – процесс, когда γ – кванты взаимодействуют с электронной оболочкой атома: E = hν – E0, где h = постоянная Планка, ν – частота электромагнитных колебаний, E0 – энергия связи электрона в атоме Процесс фотоэффекта протекает при Е < 0,5 МэВ; отмечается сильная зависимость от порядкового номера элементов (Z). Комптоновский эффект – процесс, когда γ- кванты взаимодействуют с электронами, передавая им часть энергии, а затем испытывают многократное рассеяние. Процесс идет в основном при 0,2< Е< 3 МэВ, именно в области спектра первичного излучения естественно-радиоактивных элементов. Процесс образования электронно-позитронных пар – процесс, когда эти пары возникают из фотонов в поле ядер атомов. Процесс идет при Е > 1,02 МэВ. Таким образом, при различных энергиях γ- кванты взаимодействуют преимущественно с различными мишенями: атомами, электронами, атомными ядрами. Спектр многократно рассеянного γ- излучения в породах различного состава можно отобразить графически (рис. 57). Для моноэлементной среды справедлива зависимость: nе δN A Ζ , A где ne – число электронов в единице объема; NA – число Авогадро; A – массовое число; Ζ – порядковый номер; δ – плотность. Рис. 57. Спектр многократно рассеянного гамма-излучения в породах различного минерального состава 76 77 Условие устойчивости атомных ядер требует, чтобы: А = N + p = N + Ζ = 2Ζ , где N и p – число нейтронов и протонов в ядре. Значит: Ζ 1 , и тогда: Α 2 1 n e δN A 2 Таким образом, при взаимодействии γ-квантов с веществом имеет место его жёсткая связь с плотностью. Энергетический спектр γ – излучения Естественное γ–излучение горных пород в основном определяется содержанием в них элементов К, U, Th (рис. 58) при в большинстве случаев их следующем процентном распределении: К=60% U=30% Th=10% . Массовые содержания K, U, Th можно выделить из суммарно γ–излучения, поскольку указанные элементы имеют неодинаковые энергии излучения. Существуют аппаратурные решения. Способ получил название гамма – спектрометрия, где спектр горных пород выражается нисходящей по энергии кривой с всплесками (аномалиями) против K, U, Th: Рис. 58. Энергетический спектр гамма-излучения 77 78 Калий образуется преимущественно из силикатов магматических пород, полевых шпатов, слюд, которые преобразуются в различные глинистые минералы. Большая часть калия поступает в породы из водных растворов. Уран, как и калий, образуется из силикатов магматических пород. Отмечается его высокая миграционная способность благодаря образованию хорошо растворимого уран – иона (урания-иона) ИО 2 . Торий, как и калий и уран - продукт силикатов магматических пород. Соединения Th нерастворимы, при выветривании они концентрируются в бокситах, тяжелых и глинистых минералах. Единицы измерения радиоактивности расп , 1Бк = 0,27*10 10 Ки (Кюри), где Ки – внесистемная сек расп единица, равная 3,7*10 10 , столько же, сколько у 1 г Ra; сек Бк 2) Удельная массовая активность: ; кг 1) Беккерель 1Бк = 1 3) Удельная объемная активность: Бк ; м3 4) Мощность экспозиционной дозы: А - системная единица (ампер на килокг грамм); 5) мкр - внесистемная единица, соотносимая с мощностью экспозиционной дочас А мкр мкр зы как 1 = 0,0717*10 12 = 7,2*10 14 . кг час час Твердая фаза Породообразующие и акцессорные минералы главных типов магматических, метаморфических и осадочных пород по степени радиоактивности объединяются в 4 группы. 1) Слаборадиоактивные кварц, калиевые полевые (салические минералы) шпаты, плагиоклаз, нефелин 2) Нормальнорадиоактивные биотит, (меланократовые минералы) амфиболы, пироксены 78 79 3) Повышеннорадиоактивные (акцессорные и апатит, эвдиалит, флюорит, ильменит, рудные минералы) магнетит и др. 4) Высокорадиоактивные сфен, ортит, монацит, (редкие акцессорные циркон, лопарит и др. минералы) Тенденция изменения естественной радиоактивности (Iγ) для основных групп минералов следующая): Увеличение Iγ минералы минералы минералы минералы минералы углистой силикатной карбонатной глинистой рудной группы группы группы группы группы Жидкая фаза Воды поверхностные и подземные, а также нефть в их естественном состоянии характеризуются низкой радиоактивностью. Исключение составляют подземные воды, циркулирующие в зонах урановых месторождений, поскольку урановые соединения, в отличие от ториевых, хорошо растворяются в воде. Для таких вод характерно выделение эманаций радона (Rn), период распада которого T=3,8 дня. Газовая фаза Природные газы и воздух, как атмосферный, так и почвенный, не содержат в своем составе радиоактивных элементов. Их естественная радиоактивность может создаваться за счет эманаций радона, образующихся над урановыми место- 79 80 рождениями и от радиоактивных элементов, содержащихся в окружающей среде. Магматические породы Радиоактивность этих пород, в основном связана с присутствием акцессорных уран- и торий содержащих минералов. Содержание U и Th возрастает с повышением кремнекислоты и калия, что приводит к повышению γ–активности с ростом К и SiO2. Радиоактивность интрузивных и эффузивных пород известково-щелочной серии возрастает от ультраосновных пород к основным, средним и далее к кислым пропорционально увеличению содержания в них кремнезема и калия (рис.59). Рис. 59. Тенденция изменения естественной радиоактивности в щелочноземельном ряду магматических пород Интрузивные и эффузивные породы с повышенной щелочностью отличаются более значительной радиоактивностью, чем близкие по кислотности породы известково-щелочной серии. Максимальные концентрации радиоактивных элементов приурочиваются к краевым частям крупных интрузивных тел. 80 81 Урановый эквивалент eU изменяется от 3 – 9 до 20 – 30%. Метаморфические породы Метаморфические породы в среднем имеют радиоактивность близкую к магматическим породам среднего, основного и ультраосновного составов с eU=2 – 10%. В амфиболитовой стадии eU увеличивается до 15 – 16%. То есть чем больше степень метаморфизма массивов, тем меньше средняя концентрация в них урана и тория. Необходимо выделить породы пневматолитовых и гидротермальных жил. К последним приурочены многие виды и разновидности уран- и торий содержащих минералов. Влияние метаморфизма на концентрацию урана и тория можно проследить от эпидот – амфиболитовой до гранулитовой стадий. Зависимость показана на рис. 60. Рис. 60. Процентное соотношение уран-ториевых компонентов в зависимости от стадий метаморфизма пород Осадочные породы Радиоактивность осадочных пород связана с наличием в их составе уран- и торий содержащих минералов, а также адсорбированных радиоактивных элементов. По степени радиоактивности эти породы можно разделить на 3 группы: Низкая радиоактивность: кварцевые пески, известняки, доломиты, каменная соль 81 82 ангидриты, гипсы, угли, нефтенасыщенные породы. Повышенная радиоактивность: глинистые разности, всех терригенных пород. Высокая радиоактивность: калийные соли, монацитовые и ортитовые пески, глубоководные и красные глины. Содержание U, Th, К в осадочных породах зависит от условий их образования. Для песчано-глинистых пород наблюдается зависимость γ-активности от глинистости (рис. 61). Рис. 62. График изменения радиоактивности в терригенных породах в зависимости от степени их глинистости Для одноименных стадий преобразования осадочных пород тенденция изменения естественной радиоактивности следующая: Увеличение Iγ породы породы породы породы породы углистой силикатной карбонатной глинистой рудной группы группы группы группы группы 82 83 Процесс окаменения пород влияет на изменение естественной радиоактивности в основном у глинистых разностей, так как песчаные являются низко радиоактивными (рис.63). Рис. 63. Тенденция изменения гамма-активности глинистых пород (аргиллитов) в зависимости от стадий их преобразования Средние значения содержания Iγ и eU для основных групп пород. Содержание Iγ в отн. Ед (Th/U). Содержание eU*104,% Магматические породы Iγ=4 – 2,5 отн. ед. 0,03 – 4,7 Метаморфические породы Iγ=4 – 2,5 отн. ед. 0,6 – 3,0 Осадочные породы Iγ=3,5 – 0,5 отн. ед. 1,7 – 5,0 Воды 1*10-3 – 6*10-3 Iγ=0 отн. ед. Метод гамма-каротажа (ГК) При каротаже ГК измеряют естественную радиоактивность (Jγ) в скважине с помощью специального скважинного прибора, содержащего электронную схему и индикатор гамма-излучения. В современных комплексных приборах радиоактивного каротажа каналы ГК выполнены отдельными автономными модулями. Кроме 83 84 того, канал ГК может быть частью любого комплексного прибора ГИС. В качестве индикаторов гамма излучения используется газоразрядные и сцинтилляционные счетчики. В качестве сцинтилляторов применяют монокристаллы йодистого натрия NaJ или йодистого цезия СsJ, активированные для увеличения световыхода таллием Tl. Световая вспышка (сцинтилляция) преобразуется в электрический импульс и усиливается в 105-106 раз с помощью фотоэлектронных умножителей. Последний подключается к электронной схеме. Сигналы со скважинного прибора передаются по кабелю в наземную панель и регистрируется либо в цифровом, либо в аналоговом виде. ГК является основным методом в стандартном комплексе ГИС и эффективно используется совместно с методами КС и ПС для литологического расчленения разрезов. ГК имеет преимущество перед ПС в случае соленых буровых растворов, а также при равенстве УЭС бурового раствора (ρс) и фильтрата глинистого раствора (ρф). Спектрометрическая модификация ГК имеет название спектрометрического гамма-каротажа (СГК). Аппаратура СГК, как правило, имеет четыре канала: три дифференциальные для регистрации раздельного содержания урана, тория и калия и один интегральный для регистрации суммарного излучения Jγ (канал ГК). Приборы СГК, как и приборы ГК эталонируют в специальных устройствах, заполненных эталонными средами с известковой концентрацией U, Th, K. По полученным эталонным значениям формируют шкалу записи каротажных диаграмм. То есть при регистрации диаграмм выбирают оптимальный масштаб напряжений. В пластах с пониженной гамма активностью скорость подъема скважинного прибора снижают до 20-50 м/час, а в случаях очень низкой гамма-активности выполняют точечные наблюдения. Метод гамма-гамма каротажа (ГГК) 84 85 ГГК или плотностной гамма-гамма метод (ГГК-П) создан на основе комптон-эффекта. Второй процесс взаимодействия γ-квантов с веществом – фотоэффект положен в основу метода гамма-гамма селективного каротажа (ГГК-С). При ГГК-П используются «жесткие» источники гамма-квантов. Cо60, Cs137, а при ГГК-С мягкие источники гамма-квантов Тm170, Se124. ГГК-П в нефтегазоразведочных скважинах применяют для определения плотности горных пород и оценки качества крепления скважин (гамма-гамма-плотномеры и гамма-гамма цементомеры). Скважинный прибор или модуль ГГК в комплексном приборе включает зонд ГГК-П, состоящий из источника и индикатора гамма-квантов (рис. 64). Рис. 64. Схема зонда ГГК Источник помещается в прибор только во время каротажа, а в остальное время перевозится или хранится в специальном контейнере. Для уменьшения влияния скважины прибор снабжается прижимным устройством. Обязателен свинцовый экран, который с одной стороны защищает индикатор от прямого «первичного» гамма-излучения, а с другой снижает действия гамма-излучения промывочной жидкости. 85 86 Следует отметить, что имеется аппаратура ГГК в которой на основе источников жесткого гамма-излучения осуществляется разделение гамма квантов низкой и высокой энергий за счет спектрометрии. При этом логарифм отношения скоростей счета мягкой и жесткой компонент однозначно связан с содержанием тяжелых элементов. Нейтронные методы каротажа (НК) В число методов входят: 1) нейтронный гамма-каротаж (НГК), 2) нейтроннейтроный каротаж по тепловым нейтронам (ННК-Т), 3) нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтроном (ННК-НТ), 4) спектрометрический нейтронный гамма-каротаж (СНГК). Краткая характеристика нейтронных свойств горных пород Нейтроны представляют собой электронейтральные частицы. Их свойство – беспрепятственно проникать в ядра веществ. Происходит упругое и неупругое столкновение и захват. Захват приводит к различным ядерным реакциям. Нейтроны рождаются при взаимодействии α- частиц с ядрами легких элементов (бериллием , бором), вызывая реакции типа (α, n), а также при фотоядерных взаимодействиях типа (γ, n). В свободном состоянии нейтрон с периодом полураспада T1/2 = 12 мин распадается на протон, электрон, антинейтрино. По энергетическому принципу нейтроны можно разделить на группы: 1) Быстрые E = 2*107 – 5*105 эВ возникает ядро в нескольких возбужденных состояниях (неупругое рассеяние, захват и упругое соударение) 2) Промежуточные E = 5*105 – 1*103 эВ упругое рассеяние 86 87 нейтронов 3) Медленные Е = 1*103 – 100 эВ 4) Резонансные Е = 100 – 1 эВ резонансное поглощение 5) Надтепловые Е = 1 – 0,1 эВ нейтронов тяжелыми ядрами 6) Тепловые Е = 0,025 эВ 7) Холодные Е = 0,001 эВ При взаимодействии нейтронов с природными объектами разделяют два основных процесса: 1) Замедление быстрых нейтронов; 2) Диффузия тепловых нейтронов. Эти процессы разделяются во времени (рис 65). Рис. 65. Диаграмма временного распределения быстрых и тепловых нейтронов Из приведенной на рисунке 65 диаграммы следует, что так как процессы замедления быстрых нейтронов и диффузии тепловых нейтронов разграничены во времени, можно раздельно регистрировать гамма – излучение неупругого рассеяния замедляющихся нейтронов, гамма – излучение, возникающее при поглощении тепловых нейтронов и гамма – излучение наведенной радиоактивности. При взаимодействии нейтронов с горными породами основную роль играют: 1) водород и породообразующие минералы различных классов; 2) содержание химически связанной воды. Интенсивность замедления быстрых нейтронов наименьшая в карбонатах и наибольшая в галоидах: 87 88 Карбонаты сульфаты сульфиды галоиды Параметры замедления в воде и дегазированной нефти совпадают. Природные газы, представляющие смесь углеводородов и не углеводородов, при низких давлениях на взаимодействие нейтронов с горными породами не влияют, а при высоких влияют, так как повышается водородосодержание. Зависимости времени жизни нейтронов (τ) в геологических образованиях от содержания алюмокремниевых компонентов и водорода при различной концентрации хлора, обладающего большим сечением поглощения приведены на риунке 66. Рис. 66. Зависимости времени жизни нейтронов в геологических образованиях от содержания алюмокремниевых компонентов и водорода при различной концентрации хлора Количественное содержание водорода в породах влияет на длину замедления а, следовательно, и время жизни нейтронов. Соотношения Ls и ∆H отличаются между собой в породах различного вещественно – петрографического состава (рис. 67). Рис. 67. Влияние водородосодержания на интенсивность замедления нейтронов в горных породах 88 89 Приведенные на рисунке 67 графики взаимозависимости длины замедления нейтронов от содержания водорода в породах показывают, что при относительно большой пористости, длины замедления для всех пород примерно одинаковы. С уменьшением водородосодержания на пространственно–временное распределение нейтронов начинает влиять минеральный состав пород: чем меньше кремния, тем сильнее «затухание». Еще одна важная особенность нейтронов заключается в линейной зависимости их времени жизни от энергии: чем больше энергия, тем меньше время замедления нейтронов. Замедление зависит от литологической характеристики, то есть от минерального состава (рис. 68). Рис. 68. Графики изменения времени жизни нейтронов при различных энергиях у аргиллитов и песчаников Твердая фаза Пространственно – энергетическое и временное распределение нейтронов в минералах преимущественно определяется их химическим составом, влияющим на сечение поглощения (захвата). Определенную роль играет содержание водорода, входящего в состав минералов и связанной воды. Тенденция изменения показателей s и Ls имеет вид: Уменьшение s и Ls минералы минералы минералы минералы минералы углистой глинистой карбонатной силикатной рудной группы группы группы группы группы Жидкая фаза Вода и нефть являются природными объектами, которые содержат много водорода. Следовательно, они являются сильными поглотителями нейтронов. 89 90 Время жизни и длина замедления больше в нефтеносных пластах по сравнению с водоносными (рис. 69). Рис. 69. Вариационные кривые времени жизни тепловых нейтронов в водоносных и нефтеносных пластах Минерализация воды, определяемая содержанием солей, существенно изменяет время жизни нейтронов. Особенно уменьшаются показатели τ и Ls при наличии хлора (Cl), который обладает большим сечением поглощения. Газовая фаза Природные газы: метан, пентан, пропан, содержащие водород, характеризуются, по сравнению с воздухом, меньшими значениями времени жизни и длины замедления нейтронов, но большими по отношению к нефти и, тем более, к воде: Увеличение s и Ls Вода нефть природные газы воздух С ростом давления значения коэффициента диффузии D и времени жизни нейтронов τ заметно уменьшаются, но они увеличиваются с повышением температуры. Изменение химического состава газа влияет на нейтронные характеристики главным образом через плотность. Чем больше δ, тем меньше τ. 90 91 Магматические породы В магматических породах нормального ряда от кислых к ультраосновным имеет место тенденция увеличения параметров τ и Ls, что связано с одной стороны уменьшением пористости, а с другой – уменьшением содержания кремнезема, оксидов калия и натрия. Последние, то есть K и Na , являются элементами с высокими сечениями поглощения тепловых нейтронов. В относительных единицах для s и Ls тенденция имеет вид (рис. 70): Рис. 70. Тенденция изменения времени жизни и длины замедления нейтронов в щелочноземельном ряду магматических пород По абсолютным значениям τ и Ls магматические породы относятся к разряду слабых замедлителей. Время жизни тепловых нейтронов у них составляет 800÷1000мкс, а длина замедления 35÷45 см. Метаморфические породы Метаморфические породы, как и магматические, относящиеся к разряду кристаллических с низкими значениями пористости, не превышающей 5%, относятся к слабым замедлителям. Показатели τ и Ls у метаморфических пород примерно такие же, как и у магматических. Тенденция закономерного увеличения этих показателей наблюдается с ростом метаморфизма. 91 92 Рис. 71. Тенденция изменения времени жизни и длины замедления нейтронов в зависимости от стадии метаморфизма пород Осадочные породы Нейтронные свойства осадочных пород по сравнению с кристаллическими имеют широкий спектр изменений. При одноименных стадиях преобразования наибольшими значениями τ и Ls характеризуются чистые кварцевые песчаники и доломиты, а наименьшими – ангидриты, гипсы, глинистые и углистые породы. Увеличение τ и Ls наблюдается в ряду от углистых к глинистым, далее карбонатным, силикатным и рудным породам: Увеличение τ и Ls породы углистой группы породы глинистой группы породы карбонатной группы породы силикатной группы породы рудной группы Процессы окаменения пород приводят к увеличению τ и Ls в соответствии с уменьшением пористости. Наибольшие изменения этих показателей происходят у терригенных (песчаники, алевролиты, аргиллиты) и наименьшие у хемогенных (известняки, мергели, доломиты) пород. Тенденция изменения τ и Ls для терригенных пород показана на рисунке 72. 92 93 Рис. 72. Тенденция изменения времени жизни и длины замедления нейтронов в зависимости от стадий преобразования терригенных пород В осадочных породах наличие газа и нефти в поровом пространстве увеличивает время жизни нейтронов по сравнению с водоносным пластом, так как в воде больше водорода. Скважинные приборы НК Скважинные приборы НК имеют конструкцию зондовых устройств, подобную приборам ГГК (рис. 73). Источник нейтронов является ампульным и во время каротажа подсоединяется к прибору вместе с хвостовиком. Последний хранится и перевозится в специальном защитном устройстве (как и в методах ГГК должны соблюдаться меры безопасной работы с радиоактивными веществами). Разновидности (модификации НК) зависят главным образом от типа детектора и окружающих его фильтров. В ННК-Т детектором служит гелиевый счетчик. Рис. 73. Схема зондов нейтронных методов каротажа 93 94 Метод чувствителен к содержанию хлора (Cl). Результаты сильно зависят от РН пластовой воды. В ННК-НТ детектор также гелиевый счетчик, но он окружен кадмиевыми фильтрами, поглощающими тепловые нейтроны, поэтому метод более тесно связан с водородосодержанием, нежели метод ННК-Т. В НГК и СНГК детекторами являются сцинтилляционные счетчики, как и в методах ГК и ГГК. Методы чувствительны к содержанию хлора, бора, лития, кадмия, кобальта и др. При исследовании нефтяных и газовых скважин наиболее широко используется метод НГК, поскольку он обладает большей глубинностью. Однако при высокой минерализации пластовых вод и промывочной жидкости целесообразно применение ННК-Т и ННК-НТ. Эти методы имеют преимущества перед НГК и в том, что их показания свободны от влияния естественного гамма-излучения и гамма-излучения источников нейтронов. Длина зондов в методах ННК-Т и ННКНТ выбирается равной 0,4-0,5 м. Глубиность исследований составляет 20-30 см, в то время как в методе НГК и СНГК она достигает 40-60 см. Каротаж СНГК СНГК основан на изучении спектра гама-излучения радиационного захвата. Определяются преимущественно элементы, имеющие сравнительно жесткий спектр и высокое макроскопическое сечение захвата. Это Fe, Ni, Cr, Ti, Cl, Mn, Cu, S, Hg и др. В нефтегазовых скважинах СНГК имеет ограниченное применение, так как глубинность метода не превышает 20 см. Многозондовый каротаж НК НК основан на определении декремента пространственного затухания плотности тепловых нейтронов в скважине с помощью двух или более детекторов, расположенных на различном расстоянии от источника. Импульсный нейтронный каротаж (ИНК) ИНК основан на облучении горных пород потоком быстрых нейтронов и регистрации тепловых нейтронов, гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ), а также гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР). ИНК имеет несколько модификаций, основными из которых являются импульсный нейтроннейтронный каротаж (ИННК) и импульсный нейтронный гамма каротаж (ИНГК). ИННК и ИНГК основаны на изучении процесса спада плотности тепловых нейтронов во времени от периодически возбуждаемых коротковолновых импульсов генератора нейтронов при частоте поля f = 10-500 Гц и гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ). После некоторой задержки (t3) регистрируют число импульсов во временных (Δt) окнах (рис. 74). По значениям числа импульсов в нескольких окнах находят параметры временного распределения. При достаточном 94 95 числе временных окон (8-16) вид распределения удается восстановить с высокой детальностью. Рис. 74. Схема возбуждения и измерения импульсов в методе ИННК t - время следования импульсов нейтронов, Δtg – длительность нейтронных импульсов, Δt – окно временного анализатора, t3 – время задержки Современная цифровая аппаратура позволяет зафиксировать весь процесс спада, начиная с некоторой задержки. Зонды ИНК отличаются от зондов НК наличием импульсного, а не стационарного источника нейтронов. Наземная аппаратура содержит многоканальный временной анализатор. Преимущества методов ИНК в том, что снижается влияние скважины, так как время жизни в ней нейтронов (τс), меньше времени их жизни в пласте (τпл). Каротаж на основе сейсмоакустических полей Метод акустического каротажа (АК) АК основан на возбуждении упругих волн в полосе частот f = 1-10 кГц. Скважинные зонды преимущественно трехэлементные. Они состоят из одного излучателя и 2-х приёмников или в силу принципа взаимности, наоборот – одного приемника и 2-х излучателей (рис. 75). В процессе каротажа регистрируют параметры: 1) tp1, tp2 – времена первого вступления приемников, 2) ∆t – интервальное время, определяемое разницей времён прихода головной волны на приемники, 3) А1, А2 – амплитуды сигналов на приемниках в заданной точке, 4) – коэффициент поглощения. ∆t = ∆L/V ; α = ln (A1/A2)/ ∆L, где V – скорость распространения упругих волн. Рис. 75. Схема трехэлементного зонда АК L3-1, L3-2– длины зондов, ∆L – база зонда, П1, П2 –приемники, И – излучатель 95 96 Наиболее информативной в АК является кривая ∆t. Базу выбирают в соответствии требуемой разрешающей способностью. Чем меньше ∆L, тем более тонкие пласты могут быть выделены. Многоэлементный зонд АК содержит минимум 2 измерителя и более 10 приемников (16, 24, 48 и т.д.). Такие зонды называют матричными. Блок волновых картин имеет вид сейсмограмм (рис. 76). Рис. 76. Типовая картина многоэлементного зонда АК Посредством корреляции удается идентифицировать различные типы волн и затем оценить их кинематические и динамические параметры не только во времени, но и вдоль оси скважины. Информативная форма записи результатов АК – фазокорреляционные диаграммы (ФКД), которые представляют собой изображения линий равных фаз. Диаграммы изображают путем идентифицирования положительных полупериодов волновой картины, получая образ скважины (рис. 77). Это является эффективным приёмом при литологическом расчленении разрезов, отбивки границ пластов, оценке качества цементирования. Определяются любые кинематические и динамические параметры упругих волн, в частности ∆t. Рис. 77. Форма представления диаграмм ФКД 96 97 Области применения АК: 1) получение данных для интерпретации материалов сейсморазведки 2) литологическое расчленение разрезов 3) оценка прочностных свойств пород 4) выделение коллекторов, определение их пористости 5) изучение обсадки скважины Скважинное акустическое телевидение (САТ) САТ - специальный вид АК, предназначенный для детального исследования стенок обсаженных и необсаженных скважин. Сканирование осуществляется с помощью вращающегося преобразователя акустических сигналов. Их амплитуда определяется отношением волновых сопротивлений стенки скважины и бурового раствора. Разрешающая способность САТ зависит от длины волны λ. Поэтому для увеличения детальности используют достаточно высокую частоту f = 1-2 МГц. В то же время это вызывает большое затухание волн в буровом растворе. САТ эффективен для выявления в разрезах скважин тектонически нарушенных и трещиноватых зон, а также проницаемых коллекторов, где коэффициент отражения имеет пониженные значения (рис. 78). Рис. 78. Пример «фотографирования» стенок скважины по результатам САТ Акустические профилеметрия и кавернометрия Эти методы, как и САТ, основаны на законах отраженных волн. Используется принцип импульсной эхолокации, то есть изменение времени t распространения упругих волн от излучателя до стенки скважины и обратно: 97 98 dc = Vс t, где Vс - скорость в буровом растворе, tс – время, dc – диаметр скважины. Чтобы измерять время по кратчайшему расстоянию, точки измерения и приема совмещают. В качестве источника–приёмника применяют пьезопреобразователи с частотой f = 200-500 кГц. Акустическая профилеметрия отличается от акустической ковернометрии тем, что в ней обеспечивается вращения луча. Запись амплитудных сигналов осуществляется несколькими сдвинутыми друг относительно друга преобразователями. Результаты каротажных исследований представляются в виде кривых акустической жёсткости и круговых диаграмм, отображающих форму ствола скважины по его диаметру (рис. 79). Рис. 79. Пример обработки и представления диаграмм акустической профилеметрии I, II, III – интервалы сечения Исследования скважин в процессе бурения Каротаж приборами, транспортируемые буровым инструментом (ТБИ) ТБИ – специальные технологии каротажа, необходимость разработки и применения которых обусловливается: а) сокращением времени простоя скважины; б) возможностью наблюдать (изучать) процесс образования зоны проникновения. 98 99 Приборы ТБИ являются комплексными, компануются в буровой инструмент в специальных вставках вблизи долота и включают методы КС, МКЗ, БК, ГГК-П, НТК, ИННК, ГК, кавернометрию, термометрию. Физика явлений при проведении методов ТБИ и методика обработки результатов в принципе те же, что и при исследовании приборами на кабеле. Организация телесистемы забой-устье скважины сложная, предусматривающая использование различных способов: 1) путем скважинных магнитных регистраторов; 2) посредством цифровой регистрации 3) за счёт гидравлических каналов связи по буровому раствору. Каротаж на основе технических параметров бурения Собственно это механический каротаж (МК), то есть каротаж скорости бурения или обратной ей величины (продолжительности проходки единичного интервала). V = Н*tн, где V – скорость механического бурения, Н – длина интервала бурения, tн – время бурения интервала Н. Обработка результатов измерения параметра Т = 1/V (продолжительность проходки) предусматривает введение поправок (нагрузка на долото, скорость циркуляции и свойства бурового раствора и т.д.). Акустический каротаж в процессе бурения (АКПБ) АКПБ основан на измерении параметров вибрации (колебаний) колонны бурильных труб в породах различного литологического состава. Частоты колебаний выделяются с помощью полосовых фильтров и разделяются путём экспериментально установленных величин. Частота разрушения породы составляет 1-10 кГц, а частота колебаний колонны не превышает 10 Гц. Известно также, что частота вращения шарошек 15-50 Гц, а частота зубцевых колебаний 100-500 Гц. Тесная зависимость наблюдается между интенсивностью зубцевых колебаний (Jр) и пористостью (kП). Коэффициент корреляции для отдельных пород составляет 0,9. Кроме того Jр = f (Vp), т.е. имеется зависимость этого параметра от акустической жесткости. АКПБ применяют для литологического расчленнения разрезов, оценки волновых сопротивлений пород, оперативного выделения пластов-коллекторов. Диаграммы АКПБ надежно коррелируются с диаграммами других методов каротажа. Газовый каротаж Метод газового каротажа основан на определении количества и состава углеводородных газов в промывочной жидкости. Метод относится к прямым методам выявления и изучения нефтегазовых коллекторов и его рассматривают как самостоятельный вид исследований. 99 100 Газы в горных породах находятся в свободном, растворённом и сорбированном состояниях, а также в виде конденсата в водах и нефтях. Различают залежи газовые, газоконденсатные, нефтяные. В этих залежах суммарный и компонентный состав газов различен. В газовых залежах основной компонент - метан СН4. В газоконденсатных залежах наряду с основным компонентным метаном СН4 имеется более высокая концентрация тяжелых углеводородов (этан С2Н6, пропан С3Н8, бутан С4Н10). В нефтяных залежах при пониженном количестве метана содержится примерно столько же (40%) тяжелого компонента гектана С7Н16. Растворимость газов в воде и в нефти различна. По мере приближения к пластам нефти и газа количество углеводородов нарастает, а их компонентный состав приближается к таковому для соответствующий залежи. Максимальная сорбирующая способность у глин. У них концентрация газов нарастает по мере приближения к нефтяным и газовым пластам, особенно в покрышках. При бурении газы переходят в буровой раствор (промывочную жидкость ПЖ) и в процессе ее циркуляции транспортируются на поверхность. Количество и состав газа соответствуют разбуриваемому объему породы. Методика газового каротажа предусматривает дегазацию ПЖ на устье скважины с помощью дегазаторов. Кроме того, через определенные интервалы проходки отбирают пробы ПЖ. Измеряют два основных параметра: 1) суммарное содержание газов; 2) компонентное содержание в пробах газовоздушной смеси и ПЖ. Обязателен учет механической скорости бурения (V) и расхода промывочной жидкости (Q). Привязка газового каротажа по глубине связана со сложностями. Возможны ошибки, связанные с наличием каверн, зон тектонических нарушений, протоков воды в скважину. Аппаратура газового каротажа может быть автономной или же входить в состав газокаротажной станции. Основные элементы аппаратуры: - дегазаторы, - газоанализаторы, - хроматографы. В случае проведения газового каротажа при бурении непрерывно или поинтервально на устье скважины при помощи газокаротажной станции определяют содержание горючих газов в растворе и результаты измерений записывают регистратором (рис. 80). Извлечение газа из раствора на устье скважины производится при помощи дегазатора 1, действующего по принципу подогрева раствора, создания над ним вакуума, или интенсивного перемешивания раствора. Для более полного извлечения газов применяют конструкции дегазаторов с комбинированным способом дегазации глинистого раствора. Степень извлечения газа из раствора является одним из важных условий эффективного проведения газового каротажа скважин. Под действием вакуума, создаваемого вакуум-насосом станции 5, газ в виде газовоздушной смеси подается по газопроводной линии 2 в суммарный газоанализатор 100 101 3, представляющий собой мостик постоянного тока. Одним плечом этого мостика является чувствительный элемент рабочей камеры, через которую проходит анализируемая газовоздушная смесь с постоянным потоком (расходом), другим — чувствительный элемент компенсационной камеры, через которую с таким же расходом пропускается негорючая смесь (воздух). Сгорание газовоздушной смеси в камере изменяет сопротивление чувствительного элемента. Вследствие этого нарушается электрическое равновесие моста и в его измерительной схеме возникает электрический ток, по величине пропорциональный суммарному содержанию углеводородных газов в газовоздушной смеси. Количественная зависимость силы тока в измерительной части мостика от величины сгорания горючих газов определяется калибровкой газоанализатора. Для этого через газоанализатор пропускают эталонную газовоздушную смесь и производят измерения в электрической цепи. Рис. 80. Схема газового каротажа при проведении суммарного и компонентного анализов 1 — дегазатор с вертушкой и электродвигателем; 2 — газовоздушная линия от дегазатора к станции; 3 — суммарный газоанализатор с отстойником, ротаметрами для измерения расхода смеси и камерами катарометра; 4 — регистратор суммарных газопоказаний; 5 — вакуум-насос с вакуумметром; 6 — компрессор с манометром; 7 — хроматермограф с дозатором, разделительной колонной, пламенно-ионизационным детектором и вентилем регулирования расхода воздуха через детектор; 8 — регистрирующий прибор хроматермографа; 9 — генератор водорода для питания детектора хроматермографа 101 102 Компонентный анализ газовоздушиой смеси производится хроматермографом 7, состоящим из крана дозатора, разделительной колонки и газоанализатора. При помощи крапа производится периодическое подсоединение дозатора — трубки с определенным объемом газовоздушной смеси — к распределительной колонке. Дозатор и колонка включаются в воздушную линию компрессора 6. Поток воздуха при прохождении через сорбент в разделительной колонке наносит на него анализируемую смесь газов. Разделение смеси углеводородных газов на компоненты основано на различии их сорбционных свойств. Легкий метан практически не сорбируется, проходит вместе с потоком воздуха и анализируется в приборе. В дальнейшем способом продувания при различной степени его интенсификации в определенные интервалы времени выделяют последовательно этан, пропан, бутан и другие газы. Выяснение концентрации газов в воздухе производится путем измерения ионизации углеводородных газов в водородном пламени газоанализатора. Показания с выхода пламенно-ионизационного индикатора хроматермографа поступают на регистратор 8 и записываются для каждого анализа в виде кривой. На величины суммарных газопоказаний и данные компонентного газового анализа в значительной мере влияют факторы, определяемые технологией и режимом бурения: продолжительность бурения 1 м скважины и расход раствора на выходе у устья скважины, свойства глинистого раствора (плотность, относительная вязкость, содержание песка). Значительную трудность при газовом каротаже составляет обеспечение надежной привязки регистрируемых параметров к истинным глубинам скважины. Сложность привязки результатов измерений газопоказаний обусловливается тем, что за время перемещения единицы объема глинистого раствора и шлама от забоя до устья скважины, процесс бурения продолжается и скважина углубляется. Дополнительные трудности определения глубин при газовом каротаже создаются в случаях поглощения промывочной жидкости в скважине или интенсивном образовании каверн. Достоверность результатов газового каротажа в значительной степени обусловливается правильным учетом указанных факторов. Поэтому наряду с газоаналитическими измерениями при газовом каротаже производят регистрацию ряда дополнительных параметров и измерений. Важным показателем при газовом каротаже является коэффициент разбавления, непосредственно характеризующий режим бурения скважин и показывающий, какой объем глинистого раствора, продавленного через скважину, приходится на единицу объема разбуренной породы. Указанные трудности сводятся к минимуму аппаратурными приёмами, обеспечивающими выполнение широкого комплекса геохимических исследований скважин и измерение ряда параметров, характеризующих технологию и режим проходки скважины. Создана аппаратура для проведения высокочувствительного компонентного экспресс-анализа и регистрации в масштабе истинных глубин величин 102 103 газопоказаний, представляющих собой объем приведенного к нормальным условиям газа, содержащегося в единице объема части пласта, вскрытой скважиной. И н т е р п р е т а ц и я д а н н ы х г а з о в о г о каротажа выполняется в два этапа. Первый этап проводят непосредственно па скважине (предварительная интерпретация в процессе газового каротажа) с целью выделения интервалов для детального изучения промыслово-геофизическими исследованиями. Второй этап выполняют после окончания всех работ на скважине (окончательная интерпретация) в комплексе с интерпретацией результатов промыслово-геофизических исследований с целью оценки характера насыщения коллекторов, выделенных по данным геофизических исследований. Прострелочно–взрывные работы и опробование скважин в открытом стволе Основные виды работ: - перфорация; - отбор образцов пород грунтоносами - торпедирование - опробование пластов на кабеле Перфорация Это специальные работы в скважинах для образования отверстий в обсадных трубах и цементном камне продуктивного пласта с целью извлечения через эти отверстия нефти и газа или нагнетание воды в продуктивные горизонты. Операции проводятся с помощью специальных скважинных приборов (аппаратов) – перфораторов. Последние подразделяются на кумулятивные (посредством взрыва) и пулевые (также посредством взрыва, только с несущей пулей или ядром). Кумулятивная перфорация получила наибольшее распространение. Ее сущность в создании кумулятивной струи с помощью кумулятивного заряда (рис. 81). В кумулятивном заряде первоначально взрывается детонатор. Далее образуется волна детонации. Металл воронки начинает течь как жидкость и до 20-30 % попадает в кумулятивную струю, скорость которой достигает 6-8км/с. Струя оказывает давление до 1010 Паскалей (Па) на преграду и проникает в нее на определенную глубину. Кумулятивные заряды в корпусе располагаются, как правило, перпендикулярно к его оси. Корпусы разделяются (бывают) многократного и однократного использования. Кумулятивные заряды располагают по оси прибора на расстоянии 5–8 см (при взрыве одного заряда не должно быть вызвано детонации соседнего заряда). Для получения равномерной перфорационной сетки оси соседних зарядов смещаются друг относительно друга на угол 90 или 120 0. Заряды взрывают груп103 104 пами при помощи детонирующего шнура практически мгновенно (скорость взрыва 6000-7000м/с). Рис. 81. Кумулятивный заряд (а) и схема образования кумулятивной струи (б) а: 1 – корпус, 2 – взрывчатое вещество, 3 – металлическая воронка, 4 – детонатор; б: 1-6 – последовательные стадии образования кумулятивной струи: I-III – области заряда, на границах которых скорость движения продуктов взрыва равна нулю, П – пест, Vс и Vп – соответственно скорости кумулятивной струи и песта, К – колонна, Ц – цемент, lк и lс – длины соответственно кумулятивной струи и пробитого канала; стрелками показано направление движения продуктов взрыва Перфораторы многократного использования изготавливаются из высокопрочных сталей и выдерживают от 10 до 50 залпов. Корпусы кумулятивных перфораторов однократного использования изготавливаются из хрупких материалов. Их преимущество в большей, по сравнению с другими конструкциями, мощности и не происходит загрязнения забоя и заклинивания после отстрела (ленты, груз и головка поднимаются на поверхность). Действие пулевых перфораторов основано на метании пуль по принципу огнестрельного оружия за счет энергии расширения пороховых газов. 104 105 Отбор образцов пород грунтоносами Образцы горных пород, пробы жидкости и газа отбирают из пластов, вскрытых скважиной, с целью получения данных о литологии и коллекторских свойствах пород, водо-, нефте- и газонасыщении пластов. Эти данные позволяют сделать оперативное заключение о целесообразности опробования отдельных пластов в разведочных скважинах, получить дополнительные сведения о пористости, проницаемости пород, о положении водонефтяного контакта в эксплуатационных скважинах. Методы основаны на отборе образцов из стенок скважины при помощи стреляющих и сверлящих грунтоносов, опускаемых в скважину на каротажном кабеле. Работы по отбору пород проводят после исследования разрезов скважин геофизическими методами, по данным которых намечают наиболее интересные участки скважины для отбора пород боковыми грунтоносами. Стреляющий грунтонос - стальной стержень с пороховыми каморами над которыми располагаются стволы (рис. 82). В каморы помещаются пороховые заряды, а в стволы – полые цилиндрические бойки из прочной стали, которые крепятся к корпусу стальными тросиками. После установки грунтоноса в нужном интервале разреза скважины на электровоспламенитель подается ток. Пороховой заряд взрывается и под действием взрыва боек с пятой внедряется в стенку скважины. При подъеме грунтоноса стальной тросик извлекает боек из стенки скважины вместе с образцом. Метод «работает» в относительно мягких (рыхлые пески, мучнистые известняки, глины, угли) породах. Наполняется только 50–60% бойков (остальные извлекаются пустыми). Рис. 82. Схема бокового стреляющего грунтоноса 1 — корпус; 2 — боек; 3 — электро-воспламенитель; 4 — порох; 5 – тросик; 6 – ствол; 7 – порода; 8 - скважина 105 106 От источника тока на поСверлящий грунтонос – агрегат из электрической, гидравлической и механической систем. Он представляет собой микробур с реверсивным электродвигателем, который оборудован на прижимный лапе. Сверление осуществляется перпендикулярно к оси скважины. После окончания цикла выбуривания образца меняют направление вращения двигателя. Бур выходит из стенки скважины и занимает свое исходное положение. Образец породы попадает в приёмную кассету. За один спуск можно отбирать 5-15 образцов. Наибольший эффект достигается в плотных породах. Сложный отбор возникает при наличии на стенках скважины толстой глинистой корки. Торпедирование Торпедирование это система специальных взрывных работ в скважине при помощи торпед с целью: а) освобождения и отрыва прихваченных бурильных труб; б) разрушения металла на забое или в стволе скважины; в) очистки фильтров и интервалов перфорации и т.д. Торпеды разделяются на фугасные (заряд из цилиндрических шашек взрывчатых веществ (ВВ) и кумулятивные(действие взрыва за счет кумулятивных зарядов). Спуск торпед в скважину осуществляется на каротажном кабеле с грузом, расположенным над торпедой, что позволяет его извлекать из скважины после взрыва. Опробование пластов приборами на кабеле (ОПК) ОПК – метод прямого опробования нефтегазовых пластов в отдельных точках ствола скважины. Сущность метода в создании полной изоляции продуктивного интервала или отдельного пласта от действия бурового раствора с последующим наблюдением за этим интервалом посредством исследований на предмет наличия флюидов и их свойств. Опробователи пластов содержат герметизирующие, прижимные и перфорационные устройства. Последовательность операций: а) изоляция участка отбора; б) создание дренажного канала; в) вызов притока флюида; г) уравнивание давления после отбора пробы. ОПК предусматриваются отбор проб пластовых флюидов и их подъем в герметизированных стаканах на поверхность. ОПК имеют малую глубинность ≤ 15 см. Поэтому исследования желательно выполнять до «искажения» призобойной 106 107 зоны проникновением фильтрата промывочной жидкости. Особый интерес данные ОПК представляют при неоднозначной интерпретации результатов каротажа. Наряду с ОПК существуют испытатели пластов на трубах (комплект испытательных инструментов КИИ). Преимущества перед ОПК: большие толщины интервалов опробования с подъёмом отбираемых из пластов флюидов. На угольных месторождениях ОПК применяются для изучения газоносности и решения гидрогеологических задач на всех стадиях (поиски, оценка, разведка). Исследование пластов выполняется поточечно. Первоначально на заданной глубине изолируется от ствола скважины его небольшой участок. После этого вызывается приток жидкости или газа путем создания перепада давления между анализируемым пластом и емкостью ОПК. Пробу внутри ОПК герметизируют и выносят на поверхность с предварительной регистрацией заполнения емкостной камеры и изменения давления в ней. На дневной поверхности пробу из балона ОПК перемещают через специальное отверстие в соответствующую емкость и направляют в лабораторию для анализа. В ОПК, предназначенных для исследования угольных и гидрогеологических скважин (тип ОПГ и ОПУ), используется электропривод (рис. 81). Рис. 81. Принципиальная схема ОПГ – 4-7 1 – электродвигатель, 2- редуктор, 3 - винтовая пара, 4 – управляющий шток, 5 – амортизатор, 6 – пружина, 7 – опора рычага, 8 – ось, 9 - клапан, 10 прижимное устройство, 11 – рычаг прижимного устройства, 12 – клапан, 13 – защитная втулка, 14 – пружина, 15 – пробосборник, 16 – преобразователь давления, 17 – башмак 107 108 ОПГ-4-7 включает реверсивный электродвигатель, который через редуктор и винтовую пару перемещает вниз управляющий шток. Последний открывает прижимное устройство и после прижима башмака к стенке скважины закрывается специальный клапан, сообщая пробосборник с участком опробования. После завершения операции задают вращение электродвигателя в обратную сторону. Управляющий шток поступает в прежнее положение, закрывая клапан пробосборника и убирая прижимное устройство. В результате полость отбора соединяется со стволом скважины. Контроль технического состояния скважин Виды геофизических работ: измерение искривления скважин (инклинометрия) определение диаметра и профиля сечения скважин (кавернометрия и профилеметрия) контроль за качеством цементирования обсадных колонн обнаружение мест притока в скважину и затрубного движения жидкости определение износа обсадных колонн и мест прихвата бурильного инструмента Инклинометрия Это метод изучения искривления скважин в геологическом разрезе. Замеры искривления нефтяных и газовых скважин осуществляются инклинометрами. Это аппаратура ГИС, состоящая из скважинного прибора и наземного пульта. На определенном интервале глубин положение ствола скважины характеризуется углом отклонения скважины от вертикали и азимутом φ. Эти углы определяются при поочередном измерении разности потенциалов, возникающих на реохордах Rаз и Rуг. Для этого используется мостовая компенсационная схема, которая уравновешивается переменным резистором. Инклинометрические измерения производятся поточечно и записываются в журнал наблюдений. В таблице замеров указываются значения углов и φ и дирекционного угла α. α = φ + γ + Д, где γ – угол сближения между осевым меридианом и меридианом в данной точке (может быть положительным или отрицательным). Д – магнитное отклонение (восточное со знаком плюс, западное – минус). Значение γ ± Д указывается на 108 109 географических картах. По значениям и α строится проекция ствола скважины на горизонтальную плоскость. Эта проекция называется инклинограммой. Если породы разреза немагнитны или слабомагнитны, то применяются магнитометры, использующие принцип отвеса и магнитной стрелки. φ – азимутальный угол, – вертикальный угол, Г1 – отвес азимутального реохорда, Г2 – отвес вертикального реохорда Пример построения инклинограммы. Кавернометрия Это метод определения диаметра скважины. Измерения выполняются специальным прибором – каверномером. Он конструктивно состоит из 3-х или 4-х шарнирных рычагов, которые упираются в стенки скважины. Изменение положения рычагов с помощью механического устройства (в простейшем случае – стальной тросик) передается на измерительное устройство (реохорд) и далее по каротажному кабелю на регистратор. 109 110 Диаметр скважины вычисляется по формуле: dc = d0 + C ΔU/J, где dc – диаметр скважины d0 – начальный диаметр C – постоянная каверномера ΔU – разность потенциалов J – сила тока Коэффициент С определяют посредством эталонированных колец. С помощью каверномеров определяется средний диаметр скважины, являющийся диаметром круга, эквивалентного по площади сечению скважины плоскостью, перпендикулярной к ее оси. Но в общем случае, сечение скважины не является круговым. Это выявляется посредством каверномеров-профилемеров. Простейший каверномер-профилемер позволяет измерять диаметр в двух взаимно перпендикулярных плоскостях и их полусумму. Для этого в скважинном приборе предусматривается разнос двух пар независимо перемещающихся мерных рычагов. Принцип регистрации тот же, что и для обычных каверномеров, но электронная схема более сложная. Результаты записи каверномера-профилемера представляются двумя кривыми: 110 111 Геофизический контроль качества цементирования обсадных колонн (уровень цементного заполнителя между обсадной трубой и стенкой скважины, равномерность распределения, сплошность цементного камня и его качество сцепления с колонной) осуществляется термическими, радиоактивными и акустическими методами. Термометрия Это термический каротаж, заключающийся в непрерывном измерении температуры вдоль оси скважины. Скважинные термометры содержат в качестве датчиков термочувствительные резисторы из медного или платинового провода. Они позволяют измерять температуру от 0 до 150-2500. Термометры подключают к RCгенератору, находящемуся в скважинном приборе и для контакта с буровым раствором помещены в герметические медные трубки. Последние с целью уменьшения тепловой инерции залиты кремнийорганической жидкостью. Высота цементного кольца в затрубном пространстве скважины определяется по показателю повышения температуры в процессе затвердевания цемента. Наибольшие температурные аномалии можно зафиксировать во времени от 6 до 24 часов после окончания заливки. Верхняя граница цемента за трубами устанавливается по резкому сдвигу кривой на термограмме на фоне постепенного возрастания этой кривой с глубиной. Рис. …Форма кривых термометрии при определении высоты цементного кольца в затрубном пространстве Термометрия применяется также: 1) для определения состава горных пород вследствие изменения их температуропроводности; 2) для определения солености пластов (против них имеет место понижение температуры при растворении солей в жидкости); 3) для выделения газоносных пластов (против них наблюдается понижение температуры из-за падения давления); 111 112 4) для определения водоотдающих пластов (против них могут быть как увеличенные, так и пониженные температуры в зависимости от соотношения Т воды и промывающей жидкости). Радиоактивные методы контроля технического состояния скважин. Эти методы основаны как на модификации ГК, так и на модификации ГГК. ГК-модификация носит название радиоактивных изотопов и основана на 2х кратной регистрации кривых, из которых одна записывается до закачки раствора, а вторая после закачки. Для этого, в раствор добавляют короткоживущие изотопы, например изотопы Fe в малых дозах. Интервал закачки характеризуется повышенными значениями Jγ2 по сравнению с Jγ1. Рис. …Форма кривых гамма-каротажа радиоактивных изотопов при определении высоты цементного кольца в затрубном пространстве ГГК-модификация основана на применении двухзондового прибора с регистрацией J различных энергий. Первый зонд содержит источник 137Cs, вращается с помощью электродвигателя и содержит свинцовый экран с колллимационными окнами. Экран расположен в нижней части прибора и с его помощью регистрируется круговая цементограмма. Второй зонд является зондом малой длины (около 8 см), содержит источник 170Tm и расположен в верхней части прибора С его помощью регистрируется толщинограмма, которая в основном зависит от толщины обсадных труб. Методика скважинных исследований ГГК-модификацией следующая. При остановке прибора на заданной глубине первым зондом регистрируется дефектограмма (изменение J по окружности ствола скважины). Синусоидальный вид дефектограммы, свидетельствует о том, что колонна в скважине имеет эксцентриситет (этот эксцентриситет наблюдается практически повсеместно). Если форма синусоиды искажается, то это признак наличия неоднородностей в цементном камне 112 113 (присутствуют каналы). Качество цементирования оценивается по соотношению протяженностей положительной (l1) и отрицательной (l2) полуволн. Рис…. Круговая цементограмма, дефектограммы и схемы сечений скважины. 1–цемент, 2 – промывочная жидкость, Jц – максимальные показания прибора против каверны, заполненной цементом; Jрп – то же при номинальном диаметре скважины против незацементированных участков ствола 113 114 Акустические методы каротажа. АК изучается плотность сцепления цементного камня с колонной и стенкой скважины. Измеряются три параметра: 1) Ак – амплитуда vп (продольной волны) в колонне 2) Ап – то же в породе 3) tп – время распространения продольной волны в породе Приборы носят название акустических цементомеров. Скважинный зонд двухэлементный (излучатель и приемник). В качестве цементирования основную информацию несут параметры Ак и tп. Если Ак < 0,2 Ак mnх, то хорошее сцепление цементного камня с колонной , а если Ак > 0,8 Ак mnх, то сцепление цементного камня отсутствует. Основные требования к проведению качественной интерпретации материалов ГИРС заключаются в: 1) определении границ пластов, глубин их залегания, толщин (мощности), 2) литологическом расчленении разрезов скважин, 3) выработке рабочей гипотезы о геологической природе аномальных объектов, 4) 114 115 принятии решений о необходимости проведения количественной интерпретации и дополнительных геолого-геофизических исследований. Определения границ пластов в большинстве случаев сводится к нахождению точек, соответствующих градиентам максимального возрастания (убывания) кривых (рис. 38). Рис. 38. Пример определения границ пластов на каротажных диаграммах Литологическое расчленение разрезов скважин выполняется по диаграммам поисковых комплексов ГИС, которые разрабатываются и применяются для определенных типов месторождений. Универсальными методами являются КС, БК, ГК, ПС, кавернометрия. В качестве примеров можно привести описание приемов и диагностических признаков при литологическом расчленении разрезов угольной и нефтегазовой скважин. В угольной скважине регистрация кривых проводилась методами: КС-ПЗ, ГК, ГГК, АК и КМ. По характерным признакам кривых, зарегистрированных зондами КС-ПЗ, ГК, ГГК, АК и КМ были выделены пласты углей, известняков, аргиллитов, алевролитов и песчаников (рис.39). Тонкие пласты угля характеризуются минимальными значениями КС-ПЗ (ρК < 12 Ом*м). На кривых, зарегистрированных зондами ГГК, АК и КМ эти угольные пласты имеют максимальные значения. На диаграмме ГК первый пласт угля на глубине 85 метров отмечается интенсивной отрицательной аномалией гамма- 115 116 излучения. Jγ составляет 12 мкр/час. Этот же пласт наиболее ярко выражен и аномалиями на кривых ГГК и АК. Пласты известняка имеют максимальные значения ρК на кривых КС-ПЗ и минимальные на кривых ГК, АК, ГГК и КМ. Пласты аргиллитов, алевролитов и песчаников уверенно разделяются по значения ρк и Jγ. Рис. 39. Сопоставление каротажных диаграмм по разрезу угольной скважины на месторождении антрацитов (Восточный Донбасс) 1 – уголь; 2 – углистый сланец; 3 – аргиллит; 4 – алевролит; 5 – песчаник; 6 – известняк В нефтяной скважине интерпретация кривых проводилась по кривым методов КС-ПЗ, ПС, БК, ИК, МКЗ, ГК, НКТ, АК, КМ (рис 120). Сопоставление кривых показывает, что исследованный разрез наиболее уверенно дифференцируется по кривым КС, ПС и КМ. На диаграммах ГК, НКТ и АК 116 117 однозначно выделяются только плотные высокоомные пласты, вскрытые в интервалах 2515-2518м и 2552-2555м. Рис. 120. Сопоставление каротажных диаграмм, зарегистрированных в нефтяной скважине (Западная Сибирь) 1 – песчаник; 2 – плотный песчаник; 3 – аргиллит В соответствии с изложенным, границы пластов первоначально выделялись по кривым ПС, КС-ПЗ и КС-БК и далее уточнялись по остальным методам. Литологическое расчленение разреза производилось в следующей последовательности: 1) интервалы разреза с повышенными показаниями ПС и пониженными значениями КС определялись как глинистые – т.е. аргиллиты. 117 118 2) пласты с пониженными значениями ПС и повышенными КС считались песчаниками. Последние подвергались повторному, более детальному рассмотрению, в частности, на предмет их проницаемости. 3) проницаемость пластов оценивалась в первую очередь по кривым БК и ИК. В случае, если кривые совпадали, то данный пласт считается проницаемым, т.е. соответствовал песчаникам, а когда наблюдалось расхождение кривых, то пласт являлся не проницаемым и соответствовал глинам (аргиллитам). Дополнительным диагностическим признаком проницаемости являлась оценка наличия глинистой корки, что приводит к сглаживанию кривых ГК. 4) в интервалах проницаемых пластов отдельно выделялись плотные высокоомные разности, которые во всей видимости представляли собой плотные сцементированные песчаники. По предварительной оценке выделенные проницаемые пласты относятся как к водоносному, так и смешанному типам (водонефтяные). Уточнение их принадлежности к водоносному или водонефтяному типам предполагается выяснять посредством качественной и количественной интерпретации диаграмм БКЗ и ВИКИЗ. На основании приведенных примеров можно сделать частные выводы: 1) для предварительного литологического расчленения разреза угольной скважины необходимо и достаточно использование методов КС и ГК. Полное представление о литологическом разрезе достигается при анализе всех каротажных диаграмм поискового комплекса КС-ПЗ, ГК, ГГК, АК и КМ, 2) для предварительного представления о литологическом разрезе нефтяной скважины необходимо и достаточно выполнить совокупный анализ каротажных кривых КС-ПЗ, КС-БК, ПС и КМ. В результате использования этих методов четко и уверенно выделяются границы пластов и их литологическая принадлежность. При выработке рабочей гипотезы о геологической природе аномальных объектов, принятии решений о необходимости проведения количественной 118 119 интерпретации и дополнительных геолого-геофизических исследований следует опираться на известные качественные признаки, выявленные в процессе многолетних работ по интерпретации материалов ГИС. К ним относятся: ИК эффективен для изучения глин и глинистых пластов, песчаников и карбонатов, насыщенных сильно минерализованной пластовой водой его можно применять в сухих и обсаженных непроводящими трубами скважинах. Задачи, решаемые ИК те же, что КС и БК. БКЗ «работает» в пластах большей мощностью (и при) средних значениях ρп/ρс и ρп/ρвм. БК эффективен в тонких пластах при больших значениях ρп/ρс и не эффективен при повышающем проникновении (водоносные пласты). Определение границ пластов и литологическое расчленение разрезов по диаграммам ВИКИЗ осуществляется по тем же критериям и признакам, что и для других электрических методов. При этом кривые ВИКИЗ более дифференцированы. Границы отбиваются в точках максимального возрастания градиента. Для оценки значений ρ пластов–коллекторов и зон проникновения разработана специальная компьютерная программа МФС ВИКИЗ. Вместе с темп, практические диаграммы могут дать достаточно полную информацию и без количественной обработки. Для изучение кривых ПС наиболее благоприятен песчано-глинистых разрез. Величину амплитуды аномалий ПС отсчитывают по линии глин (нулевая линия). Границы ПС отмечаются в точках, соответствующих половине амплитуды отклонения кривой ПС. Выделение тонких пластов (h/dc<4) по этим кривым затруднено. При ρф >ρв, то есть при УЭС фильтрата больше УЭС пластовой воды песчано-алевролитовые пласты отличаются минимумами Uпс. Против нефтегазоносных чистых песчано-алевролитовых пластов аномалия ПС такая же, как и против водоносных. В то же время глинистые пласты, содержащие нефть-газ имеют меньшую амплитуду, нежели глинистые водоносные пласты. Чистые карбонатные 119 120 пласты (известняки, доломиты) характеризуются при ρф>ρв, как и песчаноалевролитовые, отрицательными аномалиями Uпс. Кривые ПС в высокоомных разрезах мало информативны. Диаграммы (кривые) ГК симметричны относительно середины пласта. Границы последнего определяются в точках максимального градиента возрастания (убывания) кривых. Значение Jγ изм соответствует Jγ∞ для теоретических кри- вых при h/dc >6, а при наблюденных кривых при h>0,8м. Глинистые слои имеют максимальное значение Jγ, а песчаные, известковые и угольные пласты – минимальные значения Jγ. ГК применяется не только для определения структуры и толщин пластов, но и для получения количественных показателей, например глинистости, содержания нерастворенного осадка в карбонатах и др. СГК эффективен при оценке равновесных урано-ториевых руд, расчленении и корреляции немых толщ и месторождений, где U, Th и К играют роль геохимических индикаторов (бокситы, фосфориты, золото). На нефтегазовых месторождений СГК используются для оценки глинистости полимиктовых отложений, Jγ идентификации песчаных коллекторов (монациты, глаукониты), разделении чистых и глинистых карбонатов. ГГК-П эффективен при выделении угольных пластов вследствие их малой плотности. В нефтегазовых скважинах метод ГГК-П используется для уточнения литологии, выделения коллекторов, оценки их пористости, при техническом контроле скважин. Задачами, решаемыми с помощью НК, являются выделение нефтенасыщенных, водонасыщенных и газонасыщенных коллекторов и нахождение водонефтяного (ВНК) и газожиткостного (ГЖК) контактов, выделение и оценка руд, содержащих элементы с высоким сечением поглощения, выделение углей, преимущественно бурых. 120 121 ИННК в большей степени и ИНГК в меньшей применяют на нефтегазовых месторождениях для выделения нефтеносных и газоносных пластов. Преимущества ИНК перед НК в этом случае обусловлены более высокой чувствительностью ИНК к содержанию хлора. Кроме того, в меньшей мере влияют скважинные условия. Особенно хорошо ИНК применяют при контроле за разработкой нефтегазовых месторождений. В районах с минерализации пластовых вод более 100г/л (высокая минерализация) показания ИННК и ИНГК против водоносных и газоносных пластов различаются до 10 раз. Тогда как различие для этих пластов по методу НК составляет 1-2 раза. 121
