МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН КАЗАХСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ К.И.САТПАЕВА Институт геологии и нефтегазового дела имени К.Т.Турысова Кафедра геофизики БОРИСЕНКО Г.Т., НУРМАГАМБЕТОВ А. «ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН» Учебно-методический комплекс дисциплины для специальности 5В070600- «Геология и разведка месторождений полезных ископаемых» АЛМАТЫ 2015 СОСТАВИТЕЛИ: Борисенко Г.Т., Нурмагамбетов А. Геофизические исследования скважин. Учебно-методический комплекс дисциплины (для специальности 5В070600 - Геология и разведка месторождений полезных ископаемых) Алматы: КазНТУ имени К.И.Сатпаева 2015.С.1-145. Аннотация: Геофизические исследования скважин (ГИС) – совокупность геофизических методов, предназначенных для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах. На современном этапе развития геологоразведочных работ геофизические исследования скважин (ГИС) стали одним из основных источников информации о составе и свойствах геологических объектов, условиях их залегания. Они широко используются на различных стадиях поисков, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Учебно-методический комплекс дисциплин бакалавра (УМК ДБ) представляет собой документ, определяющий концепцию курса «Геофизические исследования скважин». Учебно-методический комплекс выдается бакалавру перед началом изучения дисциплины и содержит учебную программу дисциплины (Syllabus), тематический план курса, систему заданий для самостоятельной работы бакалавров, график выполнения отчетных работ по дисциплине, тестовые задания для самоконтроля, перечень экзаменационных вопросов. Данный УМК поможет бакалаврам в изучении основных геофизических методов исследования скважин, а выполнение лабораторных работ активизирует познавательную и творческую деятельность бакалавров. Итоговая строка (табл.18, рис.63) ©Каз НТУ имени К.И.Сатпаева, 2015 2 РЕЦЕНЗИЯ на программу курса(SYLLABUS) и Учебно - методический комплекс по дисциплине «Геофизические исследования скважин» (авторы: Борисенко Г.Т.,Нурмагамбетов А.) Материал представлен программой курса (SYLLABUS) и Учебно- методическим комплексом (УМК) дисциплины " Геофизические исследования скважин", входящей в учебный план для для специальности 5В070600 «Геология и разведка месторождений полезных ископаемых» для бакалавров. Согласно этому плану данная дисциплина изучается во втором семестре на третьем курсе в объеме 3 кредита. Лекционных часов 30, лабораторных 15, СРО-45 часов, СРОП- 45часов. Программа курса (SYLLABUS) отражает цель и задачи изучения дисциплины, систему оценки знаний обучающихся, содержание дисциплины и перечень рекомендуемых учебно-методических материалов. Учебно-методический комплекс магистранта содержит учебную программу дисциплины (SYLLABUS), активный раздаточный материал и глоссарий. Оба методических документа составлены и оформлены в полном соответствии с "Методическими указаниями по составлению рабочей программы(SYLLABUS) учебной дисциплины" (Алматы, КазНТУ,2009) и "Методическими указаниями по составлению и оформлению Учебнометодического комплекса дисциплины для обучающихся по кредитной системе" (Алматы, Каз. НТУ,2009). Рецензируемые методические разработки выполнены на высоком преподавательском уровне и могут быть рекомендованы к опубликованию. Рецензент: Доктор геол.-минерал.наук , профессор кафедры Геофизики КазНТУ им К.И.Сатпаева С.А.Истекова 3 Курс Семестр Кредиты 1. УЧЕБНАЯ ПРОГРАММА ДИСЦИПЛИНЫ – Syllabus 1.1Данные о преподавателях: Борисенко Г.Т, доцент кафедры Геофизики, Нурмагамбетов А. профессор кафедры Геофизики. Контактная информация Тел: 8-(7272)-92-79-05, Е[email protected], [email protected] Время пребывания на кафедре – 520 ауд. ГУК 9.00-15.00. 516 ауд. ГУК 9.00-15.00 1.2 Данные о дисциплине: Название - «Геофизические исследования скважин» Количество кредитов - 3 Место проведения – 520 ауд. кафедры Геофизики Таблица 1. Выписка из учебного плана 3 6 3 Академических часов в неделю Лекции 2 Лаб. занятия 1 СРО СРОП 45 45 Форма контроля Всего 3 Экзамен 1.3 Пререквизиты: высшая математика, физика, петрофизика, информатика, физика земли, геофизические методы поисков и разведки МПИ, общая геология. 1.4 Постреквизиты: дисциплины специализации и дисциплины, устанавливаемые Советом ВУЗа. 1.5 Краткое описание дисциплины Геофизические исследования в скважинах (ГИС) – измерения в скважинах параметров различных по природе физических полей, естественных или искусственно вызванных с целью изучения: - строения и свойств, вскрытых скважиной горных пород и содержащихся в них флюидов; - конструктивных элементов скважины; - состава и характера движения флюидов в действующих скважинах. Геофизические исследования скважин проводятся с целью: - изучения геологического разреза скважины; - выявления и оценки полезных ископаемых; - контроля за разработкой месторождений полезных ископаемых; - оценки технического состояния скважин; - изучения продуктивных пластов. По характеру решаемых задач различают следующие виды ГИС: -исследования разрезов скважин в околоскважинном пространстве (каротаж) - геофизические исследования, основанные на измерении параметров физических полей в скважине и околоскважинном пространстве с целью изучения вскрытого скважиной геологического разреза, поисков, разведки и контроля 4 разработки месторождений полезных ископаемых, привязки по глубине к разрезу других исследований и операций в скважинах, а также получения информации для интерпретации данных скважинной и наземной геофизики; - исследования и контроль технического состояния скважин и технологического оборудования – геофизические исследования, предназначенные для информационного обеспечения управления процессом бурения, завершения строительства, капитального иподземного ремонта скважин и ликвидации аварий; -испытание и опробование пластов и отбор образцов пород и флюидов. Геофизические исследования скважин угольных и рудных скважин проводятся с целью: -уточнения геологического разреза по скважинам; -литологического расчленение пород, слагающих стенки скважины; -выделения рудных и угольных пластов в разрезах скважин; -выявления и прослеживания тектонических нарушений; -детального изучение строения рудных тел, пластов угля; -определения содержание полезных компонентов в рудах, определение зольности углей. Геофизические исследования скважин – неотъемлемая составная часть горно-геологического процесса на всех стадиях поисков и разведки месторождений полезных ископаемых и на стадии эксплуатационной разведки. Изучение дисциплины «Геофизические исследования скважин» проводится после освоения бакалаврами высшей математики, физики, геологических дисциплин, петрофизики, информатики. 1.6 Перечень и виды заданий и график их выполнения 1.Геофизические исследования скважин. 2.Определение границ пластов по диаграммам метода кажущегося сопротивления 3. Метод кажущегося сопротивления. Обычные зонды КС 4. Боковое электрическое зондирование 5. Индукционный каротаж. Боковой каротаж. Микробоковой каротаж 6. Метод микрозондирования 7. Радиоактивные методы исследования скважин 8. Интерпретация диаграмм метода потенциалов собственной поляризации 9. Акустический каротаж 10. Кавернометрия и профилеметрия 11. Литологическое расчленение разрезов скважин. 12. Физические свойства углей различных стадий метаморфизма 13. Определение границ пластов по диаграммам КС (ГЗ, ПЗ). 14. Определение границ пластов по диаграммам методов БК, ПС, ГК, ГГК, АК, БТК 15. Расчленение углеразведочных скважин на основные литотипы по диаграммам ГИС, выделение пластов угля, угольных горизонтов. 5 16. Оценка зольности углей по диаграммам геофизических исследований скважин. 17. Применяемые комплексы ГИС при изучении руд черных металлов. 18. Изучение сульфидных руд комплексом геофизических методов исследования скважин. 19.Геофизические методы изучения рудных скважин. 20.Геофизические методы изучения скважин нерудного сырья. Таблица 2. Виды заданий и сроки их выполнения Виды контроля Вид работы Баллы Ссылки на рекомен- (согласСроки дуемую литературу с но рейсдачи указанием страниц тингшкале) 1 Текущий контроль Текущий контроль 2 Л1 Текущий контроль Л4 Л5 Текущий контроль Л6 Текущий контроль Л7 Л8 Геофизические исследования НГскважин Метод кажущегося сопротивления. Обычные зонды КС. Боковое электрическое зондирование. Метод микрозондирования Боковой, микробоковой методы. Индукционный метод исследования скважин. Метод потенциалов собственной поляризации. Кавернометрия и профилеметрия скважин. Радиоактивные методы иссле- 1осн [221-229], 2осн дования скважин [182-184] Текущий контроль Л9 Акустический каротаж Л2 Л3 Тема работы 3 4 1осн [320-330], 2 доп. [42-52] 1осн [44-48], 2осн [107-112], 2 доп. [92-94] 2 сн [116-123] 2 доп. [65-67] 1осн [81-89], 2 осн. [141-149] 1осн [73-79] 1осн [221-229], 2осн [182-184] 1осн [99-105] 2осн [156-165] 1 доп. [133-143] Текущий Л10 Литологическое расчленение 1осн [340-349] контроль разрезов скважины 2доп [217-230] РубежРК ный кон- 1 троль Текущий Л11 Физические свойства углей 2осн. [155-471) контроль различных стадий метаморфизма Текущий Л11 Определение границ пластов по 2осн. (219-231) контроль диаграммам КС (ГЗ,ПЗ). Текущий Л12 Определение границ пластов 2осн. (219-231) контроль по диаграммам методов БК,ПС,ГК,ГГК-П,АК,БТК. 6 5 1 6 2 нед. 2 3нед 2 5 нед. 1 6нед. 1 8 нед. 1 9 нед. 2 10нед. 10 10 нед. 1 11нед. 11 нед. 1 12нед. 1 2 Текущий контроль 1 3 4 Л12 Расчленение углеразведочных 2осн. (282-293) скважин на основные литотипы 3доп.(3-9) по диаграммам ГИС. 2 3 4 5 6 12 нед. 5 6 Л13 Оценка зольности углей по диаграммам геофизических ис2 осн(252-269) следований скважин. 1 13 нед. Л14 Применяемые комплексы ГИС 1осн. (391-404) при изучении руд черных металлов Текущий Л15 Оценка качества руд черных 1осн. (391-404) контроль металлов. РубежРК ный кон- 2 троль ИтогоЭкзамен вый контроль 1 14 нед. 1 15 нед. 5 15 нед. Текущий контроль Текущий контроль 1.7 Список литературы (нефть) Основная литература 1 Горбачев Ю.И. Геофизические исследования скважин. М.: Недра, 1990. 2 Итенберг С.С., Дахкильгов Т.Д. Геофизические исследования в скважинах. М.: Недра, 1982. Дополнительная литература 1 Геофизические методы исследования НГ скважин. Справочник геофизика /Под ред. В.М.Запорожца. М.: Недра,1983. 2. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М.: Недра, 1972. Список литературы (руда, уголь) Основная литература. 1.Комаров С.Г. Геофизические методы исследования скважин. М.: Недра, 1973. 2.Гречухин В.В. Изучение угленосных формаций геофизическими методами.. М.: Недра,1980. 3.Разведка сульфидных месторождений с использованием скважинных геофизических и геохимических методов. (Методическое руководство). Л.: Недра, 1971. 4.Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика. Под редакцией В.М. Запарожца. М.: Недра, 1983. 5.Инструкция по проведению геофизических исследований рудных скважин.ВИРГ,Рудгеофизика.Л.:2001,382 с. 6.Сковородников И.Г. Геофизические иссдедования скважин.Екатеринбург:УГГГА,2003,396 с. Дополнительная литература 7 1.Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. М.: Недра, 1981., 2007. 2. Применение геофизических методов исследования скважин при разведке твердых полезных ископаемых и подземных вод. Под редакцией В.А. Гаранина. М.: Недра, 1986. 1.8 Контроль и оценка знаний По кредитной технологии обучения для всех курсов и по всем дисциплинам Казахского национального технического университета имени К.И.Сатпаева применяется рейтинговый контроль знаний бакалавров. Сведения об оценке знаний, осуществляемой по балльно-рейтинговой системе в виде шкалы, где указываются все виды контроля. При итоговом контроле знаний возможен один из трех вариантов распределения баллов (таблица), определенный рабочим учебным планом специальности. Рейтинг каждой дисциплины, которая включена в рабочий учебный план специальности, оценивается по 100 - бальной шкале независимо от итогового контроля. Для каждой дисциплины устанавливаются следующие виды контроля: текущий контроль, рубежный контроль, итоговый контроль. Видами текущего контроля являются контрольные работы, рефераты, семестровые задания, коллоквиумы, выполнение лабораторных работ и др. К итоговому контролю относится экзамен. В зависимости от видов итогового контроля применяется различная разбалловка видов контроля (таблица 3). Таблица 3. Распределение рейтинговых баллов по видам контроля Номер вариантов 1 Вид итогового контроля Виды контроля Баллы Экзамен Рубежный контроль Текущий контроль Экзамен 100 100 100 Сроки сдачи результатов текущего контроля должны определяться календарным графиком учебного процесса по дисциплине (таблица 4). Количество текущих контролей определяется содержанием дисциплины и ее объемом, которое указывается в учебно-методическом комплексе дисциплины. Таблица 4. Календарный график сдачи всех видов контроля Недели 1 Виды Л1 контроля 2 СР 3 Л2 4 СР 5 Л3 6 СР 7 РК1 8 Л4 9 СР 10 Л5 11 СР 12 Л6 13 Л7 14 СР 15 РК2 Недель- 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 ное количество контроля Виды контроля: Л – лабораторная работа, СР- самостоятельная работа, РК – рубежный контроль 8 Студент допускается к сдаче итогового контроля при наличии суммарного рейтингового балла 30. Итоговый контроль считается сданным в случае набора 20 баллов. Итоговая оценка по дисциплине определяется по шкале (таблица 5). Таблица 5. Оценка знаний обучающихся Оценка Отлично Хорошо Удовлетворительно Неудовлетворительно Буквенный эквивалент А АВ+ В ВС+ С СD+ D F Рейтинговый балл (в процентах %) 95-100 90-94 85-89 80-84 75-79 70-74 65-69 60-64 55-59 50-54 0-49 В баллах 4.0 3.67 3.33 3.0 2.67 2.33 2.0 1.67 1.33 1.0 0 Перечень вопросов для проведения контроля по модулям и промежуточной аттестации. Вопросы для проведения контроля по 1 модулю (нефтяные): 1.Какое место занимает ГИС среди других отраслей разведочной геофизики? 2.Перечислите геологические задачи, которые решаются с помощью каротажа. 3.Перечислите работы в скважинах, выполняемые геофизической службой. 4.Что такое кажущееся удельное электрическое сопротивление? 5.Как влияет минеральный состав на величину удельного электрического сопротивления горных пород? 6.Что такое однородная, изотропная среды? 7.Почему удельное сопротивление сцементированных горных пород выше, чем рыхлых? 8. Как влияет нефтегазонасыщенность на величину удельного сопротивления коллектора? 9.Выведите формулу КС. 10.Какой зонд называется градиент - зондом? 11.Какой зонд называется потенциал - зондом? 12.Какой зонд называется обращенным и какой последовательным? 13.Признаки коллекторов на диаграммах метода КС. 14.Для чего предназначен метод микрозондов? 15.Признаки коллекторов, глин и плотных карбонатных пород на диаграммах микрозондов (МКЗ). 16.Задачи, решаемые методом бокового каротажа. 17.Задачи, решаемые методом микробокового каротажа 9 18.Почему в скважинах, заполненных раствором на нефтяной основе, невозможен каротаж обычными зондами КС? 19.Область применения индукционного каротажа (ИК). 20. Преимущества и недостатки индукционного каротажа Вопросы для проведения контроля по 2 модулю: 1. Перечислите физико-химические процессы, вызывающие образование естественных электрических полей в скважинах. 2. Как определяют границы пластов по диаграммам ПС? 3. Выделение пластов- коллекторов по диаграммам метода ПС. 4. Естественная радиоактивность горных пород. 5. Задачи, решаемые гамма-методом (ГМ). 6. Какие факторы влияют на показания ГМ? 7. Определение границ и мощностей пластов по диаграммам ГМ. 8. Какие модификации ГГМ вы знаете? 9. Перечислите известные Вам виды взаимодействия нейтронов с веществом. 10. Физические основы метода плотности тепловых нейтронов. 11. Содержание каких элементов в разрезах скважин нефтяных и газовых месторождений имеет влияние на показания нейтронных методов? 12. Какие задачи решает нейтронный гамма-метод? 13. Определение характера насыщения коллекторов по диаграммам нейтронных методов. 14. Преимущества импульсных нейтронных методов. 15. Упругие свойства горных пород. 16. Какие факторы влияют на величину интервального времени пробега волны? 17. Задачи, решаемые акустическим методом. 18.Область применения термометрии. 19. Какие задачи решают при помощи кавернометрии и профилеметрии? 20. Какие геофизические методы контроля технического состояния скважин вы знаете? Вопросы для подготовки к промежуточной аттестации: 1. По какому признаку подразделяются методы каротажа? 2. Почему электрическое сопротивление пласта-коллектора изменяется в радиальном направлении по мере удаления от оси скважины? 3. Дайте полную характеристику зонда А0.5М4.0N. 4. Что называется длиной зонда? 5. Области применения метода КС. 6. Правила определения границ пласта по диаграмме потенциал -зонда. 7. Правила определения границ пласта по диаграмме градиент -зонда. 8. Почему потенциал - зонды не применяются для определения границ пластов в тонкослоистом разрезе? 9. Область применения БК. 10. Какие количественные данные могут быть получены при интерпретации диаграмм МКЗ? 10 11. Основные преимущества метода ИК. 12. Суть метода бокового электрического зондирования. 13. Что такое удельная электрическая проводимость? Единицы измерения. 14. Какие задачи решает метод ПС в терригенном разрезе? 15. Правила определения границ пластов по диаграммам ГМ. 16. Какие факторы влияют на показания радиоактивных методов? 17. В чем различие между методами ННТ и НГМ? 18. Каково влияние хлоросодержания на распределение плотности надтепловых и тепловых нейтронов в среде с различным водородосодержанием? 19. Какие свойства горных пород изучают акустическим методом? 20. Признаки коллекторов по данным комплекса ГИС Вопросы для проведения контроля по 1 модулю (рудные): 1. Перечислите геологические задачи, которые решаются с помощью каротажа в рудных скважинах. 2. Как влияет минеральный состав на величину удельного электрического сопротивления горных пород? 3. Почему удельное сопротивление сцементированных горных пород выше, чем рыхлых? 4. Перечислите геофизические методы изучения рудных, угольных скважин. 5. Перечислите основные классы угольных месторождений. 6. По какому физическому свойству угли отличаются от вмещающих пород? 7. Назовите детализационные методы изучения углеразведочных скважин. 8. Физические свойства углей и вмещающих пород. 9. Методики определения границ пластов и мощностей пластов антрацитов. 10.Методики определения границ пластов и мощностей каменных углей. 11.Геофизическая характеристика пластов угля по диаграммам РК. 12.Какие правила определения границ высокоомных пластов вы знаете? Вопросы для проведения контроля по 2 модулю: 1. Задачи, решаемые электрокаротажем в рудных скважинах. 2.По каким признакам по геофизическим данным обнаруживают тектонические нарушения? 3.Корреляция разрезов скважин, с какой целью ее проводят? 4. Геофизические методы изучения руд черных металлов. 5.По какому физическому свойству хромитовые руды отличаются от вмещающих пород? 6. Какие модификации ГГМ вы знаете? 7.Какие задачи решаются радиоактивными методами в рудных, угольных скважинах. 8. Физические предпосылки применения нейтронного каротажа на месторождениях марганца? 9.Комплекс ГИС на месторождениях бокситов. 10. Какие физические свойства характерны для сульфидных руд? 11.Методы оценки качества хромитовых руд. 11 12.Методы оценки качества руд марганца. 13.Геофизические методы оценки качества железных руд. 14.Физические предпосылки применения метода ВП на сульфидных месторождениях 15. Геофизические методы оценки строения пластов угля. Вопросы для подготовки к промежуточной аттестации: 1.Дайте характеристику геофизических методов для оценки качества углей. 2.Возможности КМВ при изучении рудных скважин. 3. Методы ГИС для изучения медных руд. 4. Методы ГИС для изучения алюминиевых руд. 5. Физические предпосылки применения методов ГИС на месторождениях железа. 6. Геофизические методы, позволяющие различать магнитные и немагнитные разности железных руд. 7.Как меняется поляризуемость горной породы, содержащей вкрапленность электронопроводящих минералов? 8.Перечислите геофизические методы литологического расчленения разрезов скважин. 9.Выделение зон дробления геофизическими методами. 10.Геофизические методы выделения массивных сульфидных руд. 11.Выделение вкрапленных сульфидных руд по диаграммам комплекса ГИС. 12.Геофизические методы определения общего, магнитного железа в руде. 13.Использование методов НАК, ННК-Т для оценки содержания марганца в рудах. 14.Геофизические методы изучения соленосных, бороносных пород. 15. Геофизические методы изучения урановых руд. 1.9 Политика и процедура Бакалавры должны в обязательном порядке посещать занятия. В случае пропуска занятий (по уважительным или неуважительным причинам) бакалавры отрабатывают занятия во внеучебное время. Задания к лабораторным работам бакалавр получает при условии сдачи предыдущей лабораторной работы. Бакалавр допускается к сдаче итогового контроля при условии сдачи всех видов контроля. 2. Содержание активного раздаточного материала 2.1 Тематический план курса составляется в виде таблицы, где указываются наименование темы и количество академических часов, предусмотренных для каждой темы. 12 Тематический план курса Наименование темы Количество академических часов Лекция 1. Введение. Геофизические исследования скважин. 2. Метод кажущегося сопротивления (КС). Боковое электрическое зондирование (БЭЗ). Микрозондирование (МКЗ). Резистивиметрия. 3. Боковой каротаж. Микробоковой каротаж. Индукционный каротаж. 4. Метод потенциалов собственной поляризации (ПС). 5. Радиоактивные методы исследования скважин. Гамма метод (ГМ) Физические основы методов, область применения, решаемые задачи. 6.Гамма-гамма каротаж (ГГК-П, ГГК-С). 7.Нейтронные методы исследования скважин. 8. Акустические методы исследования скважин. 9. Методы контроля технического состояния скважин. Термометрия скважин. Цементометрия скважин. 10. Литологическое расчленение разреза скважин, выделение пластов коллекторов по комплексу ГИС.Количественная интерпретация.Обобщающая интерпретация диаграмм ГИС 11.ГИС в углеразведочных скважинахскважинах. 12.ГИС в скважинах месторождений черных металлов. 13. ГИС в скважинах месторождений цветных металлов 14.Геофизическме исследования скважин на месторождениях урана. 15.Исследование скважин нерудного сырья Всего часов Лабораторные 2 СРОП СРО 1 1 2 2 3 3 2 2 3 3 2 1 2 2 2 1 2 2 2 2 2 1 1 1 4 2 4 4 2 4 2 2 2 2 1 4 4 2 1 4 4 2 1 4 4 2 1 4 4 2 1 4 4 2 30 1 15 2 45 2 45 2.2 Конспект лекционных занятий Лекция 1. Геофизические исследования скважин, вводная (2 часа). Геофизические исследования скважин – совокупность геофизических методов, предназначенных для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах. Традиционно к ГИС относят следующие операции: 1) исследования в скважине с целью изучения геологического разреза и выявления полезных ископаемых (каротаж); 2) контроль технического состояния скважин и разработки месторождений; 3) опробование пластов и отбор образцов пород в скважинах; 4) перфорация обсадных колонн и торпедирование в скважинах. Интенсивное применение ГИНГС объясняется тем, что эти методы позволяют более эффективно организовывать разведку и эксплуатацию месторожде13 ний. Они обеспечивают резкое сокращение отбора образцов при бурении (керна), уменьшая при этом стоимость и время бурения.Геофизические методы исследования скважин предназначены для изучения геологического разреза и, в частности, выявления пластов разной литологии, определения углов и азимутов их падения, выделения полезных ископаемых в разрезах, а также оценки пористости, проницаемости пород и их возможной нефтегазоносной продуктивности. Специальной аппаратурой производится контроль технического состояния скважин (определение их диаметров, искривления, наличия цемента в затрубном пространстве и др.), а также прострелочно-взрывные работы в скважинах (отбор образцов из стенок, перфорация обсадных колонн). Физические свойства горных пород, определяемые в результате исследования в скважинах, служат не только для непосредственного получения той или иной геологической информации, но и для интерпретации данных полевой геофизики. Состав и назначение оборудования для комплексных геофизических исследований скважин. Для проведения геофизических исследований скважин используется как общая аппаратура и оборудование, применяемые в большинстве методов ГИС (автоматические каротажные станции (АКС) или аппаратура геофизических исследований скважин (АГИС), спускоподъемное оборудование), так и специальные скважинные приборы, разные в разных методах (глубинные или каротажные зонды). АКС (АГИС) смонтированы на автомашинах хорошей проходимости. В наземной автоматической каротажной станции смонтированы электронные усилители и регистраторы. Современные АГИС являются цифровыми. В них сигналы кодируются в двоичном коде и записываются на магнитную ленту. Это обеспечивает возможность машинной обработки информации как с помощью больших ЭВМ, так и компьютеров, входящих в комплект станции. Имеются устройства для представления материалов в аналоговой форме. Сейчас изготовляются многоканальные компьютеризированные телеизмерительные системы, позволяющие регистрировать информацию от нескольких датчиков. Станции АГИС изготовляются для разных целей: изучения нефтегазовых, рудных и инженерно-геологических и гидрогеологических скважин. К общему оборудованию (рисунок 1) каротажной станции относятся: - источники питания (батарея аккумуляторов); - приборы для регистрации разности потенциалов и силы тока; - лебедка, работающая от двигателя автомобиля и предназначенная для спуска и подъема каротажного кабеля в скважину (при каротаже глубоких скважин - более 3 км - лебедка устанавливается на отдельном автомобилеподъемнике); - блок-баланс, располагающийся вблизи скважины и предназначенный для направления кабеля в скважину и синхронной передачи глубины расположения индикатора поля на лентопротяжный механизм регистратора; - одножильный, трехжильный или многожильный кабель в хорошей изоляции. Изолированные друг от друга жилы кабеля с одной стороны подключаются к кольцам коллектора лебедки, а с другой - к глубинному каротажному зонду, 14 то есть к устройству для измерения тех или иных параметров поля в скважине и трансформации их в электрические импульсы. В методах электрического каротажа зонд состоит из одного, двух, трех и более свинцовых электродов, укрепленных на кабеле. Такие зонды используются в скважинах, заполненных буровой жидкостью или водой. При работах в сухих скважинах применяются скользящие электроды, каждый из которых состоит из металлической щетки, укрепленной в обойме из изолятора на плоской металлической пружине. Пружины такого "фонарного" зонда прижимают электроды к стенкам скважины. Аналогично устроены микрозонды, в которых точечные электроды располагаются на планке из изолятора на расстоянии нескольких сантиметров друг от друга. Планка укреплена на плоской пружине "фонаря", которая прижимает электроды к стенкам скважины.Схема выполнения ГИС приведена на рисунках1,2. АКС - автоматическая каротажная станция, К - каротажный кабель, 1 - источник питания, 2 - приборы для регистрации разности потенциалов и силы тока, 3 - лебедка, 4 - коллектор лебедки, 5 - блок-баланс, 6 - глубинный каротажный зонд, 7 - глины, 8 - пески, 9 - известняки, 10 - изверженные породы Рисунок 1.Схема выполнения ГИС Скважина с горизонтальным или условно горизонтальным окончанием с углами наклона от вертикали менее 55° является разновидностью наклоннонаправленной скважины и изучается традиционными средствами и методами. Участок с углами наклона от 56° до 110° принято называть горизонтальным и именно его исследования требуют применения нетрадиционных специальных технологических комплексов и специальных технических средств, а интерпретация полученных данных должна учитывать особенности модели горизонтального пласта. 15 Рисунок 2. Скважинное положение Compact Well Shuttle, скв.горизонтальная. Процесс получения информации из бурящейся ГС следует разделить на три фазы: измерения в процессе бурения с целью принятия оперативных решений и распознавания текущей геологической ситуации; измерения после бурения с целью изучения физических свойств вскрытого пласта, его геометрии; измерения в процессе освоения и эксплуатации объекта. Полную информацию можно получить с использованием традиционных геофизических приборов, но поскольку они не могут попасть в горизонтальную часть скважины под собственной силой тяжести, то должны, так же как при проведении «промежуточных» каротажей, доставляться туда при помощи различных технологических устройств после окончания бурения. Эти исследования относят к наиболее встречающейся в практике получения информации второй фазе исследований ГС. Третью фазу исследований проводят после окончания бурения в процессе воздействия на дренированный пласт для вызова притока (смена раствора на воду, воды на нефть и др.) на объектах с ГС, находящихся в эксплуатации. Методы ЭК и ЭМК не несут однозначной информации о границах пластов, пересеченных ГС, вследствие их достаточной глубинности происходит «размывание» граничного эффекта. Степень «размыва» зависит от факторов: угла встречи ствола скважины и пласта, его удельного электрического сопротивления, характеристик зондов и др. В условиях ГС наиболее приоритетными при определении границ пластов и уточнении литологических особенностей объекта являются радиоактивные методы. По результатам комплексного анализа данных инклинометрии и ГИС можно определить пространственное положение стволов ГС относительно границ геологического разреза. При геофизических исследованиях в скважинах используются все поля и методы, применяемые и в полевой геофизике. Однако между ними имеются существенные различия, которые определяются специфическими условиями технологии работ в скважинах. Для изучения разрезов скважин применяются электрические, ядерные, термические, сейсмоакустические, магнитные и другие методы. Измеряемые в скважинах с помощью датчиков те или иные пара16 метры физических полей преобразуются в электрические сигналы, которые по кабелю подаются в каротажные станции. В них они автоматически регистрируются при подъеме кабеля с глубинным прибором и датчиком поля, производимом со скоростью от 200 до 5000 м/ч. Скважина как объект геофизических исследований оказывает существенное влияние на специфику геофизических методов и технологию их проведения. Скважина является важнейшим источником информации о строении недр и местонахождении полезных ископаемых, а также единственным технологическим способом добычи нефти и газа. До создания ГИС для геологической документации велся отбор образцов пород (керна) либо непрерывно через каждые несколько метров бурения, либо поинтервально. Каждый отбор керна сопровождался подъемом всего бурового инструмента. Это резко увеличивало стоимость и время бурения. Косвенную информацию о пройденных породах дает промывочная жидкость (глинистый раствор или вода), которая под давлением подается в скважину и непрерывно извлекается вместе с измельченной буровым инструментом породой. В результате применения ГИС резко уменьшается время бурения и его стоимость, несмотря на дополнительные каротажные работы, занимающие несколько дней. Таким образом, ГИС с небольшим отбором керна дает наибольшую информацию от геологоразведочных скважин. Классификация методов ГИС проводится по виду изучаемых физических полей. Выделяют электрические, электромагнитные, ядерно – физические, сейсмоакустические, магнитные, термические и некоторые другие. К настоящему моменту создано более пятидесяти методов и модификаций. Подобное многообразие объясняется рядом факторов: различия в условиях применения ГИНГС, специфика решения обратных задач, требующей комплексирования большого числа методов, большое количество задач геологического, технологического, инженерно - и гидрогеологического характера, решаемых ГИС. Классификация методов ГИС нефтегазовых месторождений приведена на рисунке 2. Рисунок 2.Классификация методов ГИС 17 Обзор геофизических методов исследования рудных и угольных скважин. Выбор комплекса методов ГИС на рудных и угольных месторождениях зависит от физических свойств полезного ископаемого и вмещающих пород. Задачи, решаемые методами ГИС: - литологическое расчленение разрезов скважин; - выделение рудных, угольных интервалов, определение их мощности и строения; - определение процентного содержания металла в рудах, оценка зольности углей; - изучение строения рудных тел в пространстве между скважинами; - изучение технического состояния скважин. Методы каротажа рудных скважин – КС, ПС, МСК, МЭП, ВП, КМВ, ГК, ГГК-П, ГГК-С, НАК, РРК, НГК. Методы каротажа углеразведочных скважин – КС, ПС, КВ, АК, ВП, БТК, ГК, ГГК-П, ГГК-С. Метод скользящих контактов (МСК). В методе измеряется электропроводимость горных пород, руды, угля. Метод одноэлектродного каротажа с электродом А небольшого размера, скользящим по стенке скважины. Измеряют силу тока в цепи, содержащий электрод А. При соприкосновении электрода c хорошо проводящим рудным телом или угольным пластом сопротивление заземления электрода резко падает и сила тока в цепи увеличивается, четко отбивая проводящий пласт (рудное тело). Метод применяют при поисках и локализации по разрезу скважины хорошо проводящих (с электронной проводимостью) рудных тел и пластов антрацита. Метод электродных потенциалов (МЭП) – измеряется потенциал электрода М, скользящего по стенке скважины. Регистрируется разность потенциала между М и N (из одного и того же металла), перемещаемыми по скважине; электрод М касается стенки скважины, электрод N расположен по центру её. При контакте электрода М с рудным телом, обладающим электронной проводимостью, разность потенциалов резко увеличивается, так как электрод М воспринимает потенциал этого тела, обычно значительно отличающийся от потенциала электрода. Метод применяют для выделения рудных тел, обладающих электронной проводимостью; для исследования скважин бурящихся для разведки рудных месторождений. Метод вызванных потенциалов (ВП). Исследуемая величина - остаточное поле, наблюдаемое в установке AMNB (метод сопротивления) между измерительными электродами после размыкания цепи А и В. Спаренный выключатель (обычно пульсатор) включают попеременно то цепь питания, то измерительную цепь. Регистрирующий прибор записывает среднее значение вызванных потенциалов ∆Uвп за интервалы времени, в течение которого питающая цепь разомкнута. Метод используют для выделения вкрапленных руд. Метод наведенной активности (НАК) – изучение гамма-излучения наведенной радиоактивности элементов, образующейся в породе в результате облучения её потоком нейтронов. Время наблюдения наведенной активности долж18 но быть близким к периоду полураспада индикаторного элемента. Применение метода– выделение и оценка содержание полезного ископаемого. Рентгенорадиометрический каротаж (РРК) - метод основан на возбуждении и регистрации характеристического рентгеновского излучения элементов, входящих в состав горных пород. При РРК горные породы облучают гамма -квантами сравнительно низких энергий, для которых велика вероятность фотоэффекта. Возникающие при их поглощении характеристическое рентгеновское излучение регистрируют с помощью спектрометрической аппаратуры. Фотопики, соответствующие К, L- линиям отдельных элементов, используют для идентификации этих элементов и оценки их содержания. Глубинность метода мала – несколько мм. Каротаж магнитной восприимчивости (КМВ). Метод ГИС, основанный на измерении магнитной восприимчивости пород путем создания искусственного электромагнитного поля, называют каротажем магнитной восприимчивости. Структура магнитного поля и величины его аномалий зависят от магнитной восприимчивости слагающих разрез пород. В скважинах используют однокатушечный зонд мостового типа. Измерение магнитной восприимчивости основано на использовании мостовой схемы, чувствительным элементом в которой является индуктивное плечо – катушка с ферритовым сердечником, создающая в горных породах электромагнитное поле. Измерительный мост питается переменным током и уравновешивается в воздухе, то есть в условиях не магнитной непроводящей среды. При помещении моста в скважину меняется индуктивность чувствительного элемента и условие равновесия нарушается. В первом приближении ЭДС разбаланса пропорциональна магнитной восприимчивости пород, окружающих датчик. Геофизические исследования в рудных скважинах проводят, как правило, в 3 этапа: - 1 этап основных исследований охватывает всю скважину и направлен на решение задач литологического расчленения разрезов скважин, выделение рудных интервалов и излучение технического состояния скважин. Масштаб глубин каротажных диаграмм – 1:200. На этом этапе обычно используют комплекс методов общий для большинства рудных месторождений и включающий такие методы как КС, ПС, ГК, ГГК-П, кавернометрию и инклинометрию; - 2 этап детальных исследований решает задачу уточнения мощности и строения рудных интервалов и определения процентного содержания металла в руде. Масштаб диаграмм здесь более крупный – 1:50 или 1:20, и исследования проводят только в пределах рудных интервалов. На этом этапе основным является тот специфический метод, который обеспечивает определение количественных характеристик руды, в первую очередь, процентного содержания в ней металла. Так, например, для элементов, обладающие повышенным сечением активации (Cu, Pb, Hg, Sr и др.) – рентгенорадиометрический каротаж; для элементов с высоким сечением поглощения тепловых нейтронов (B, Hg, Mn) – нейтронный каротаж по тепловым нейтронам; для радиоактивных металлов (U, Th, K) – гамма – каротаж; для Be фотонейтронный каротаж; для магнитных руд железа – каротаж магнитной восприимчивости и т.д. Для уточнения границ и 19 строения рудных интервалов в комплексе на этом этапе часто включает методы МСК и МЭП; -3 этап решает задачу изучения строения рудных тел в межскважинном пространстве. К выполнению этого этапа приступают тогда, когда уже пробурены все необходимые для этого скважины. На этом этапе выполняют исследования методами скважинной геофизики: при повышенной электропроводимости руд – методами заряженного тела, радиоволнового просвечивания, дипольного электромагнитного профилирования скважин и пр.; при повышенной намагниченности – скважинной магниторазведкой. Основная литература. 1осн. [81-83, 384-385], 2осн. [199-200] Основная литература. 1осн Р. [4–10] Дополнительная литература 1 доп. [7] Контрольные вопросы: 1.Роль ГИС среди других отраслей разведочной геофизики. 2.Какие основные разделы включают геофизические исследования скважин? 3.В чем заключаются отличия каротажа от методов полевой геофизики? 4.Классификация методов ГИС. 5.Какие блоки включает в себя функциональная схема измерительной аппаратуры каротажной станции? 6. Какие блоки включает в себя функциональная схема компьютеризированной каротажной станции? 7.Назовите задачи каротажа рудных скважин. 8.Назовите задачи каротажа углеразведочных скважин. 9.Перечислите методы ГИС рудных скважин. 10.Перечислите методы ГИС углеразведочных скважин. 11.Физические основы метода скользящих контактов. 12.Физические основы метода электродных потенциалов. Лекция 2. Метод кажущегося сопротивления (КС). Боковое электрическое зондирование (БЭЗ). Микрозондирование (МКЗ). Резистивиметрия(2часа). Зонды для работ методом КС. Простейшим зондом для измерения силы тока, проходящего в буровом растворе и окружающих скважину породах, служит одноэлектродный зонд. В этом виде исследований, называемом токовым каротажом, один электрод заземлен неподвижно, вблизи устья скважины, а второй закреплен на кабеле (рисунок 1). В результате перемещения зонда по скважине регистрируется кривая изменения силы тока. На рисунке 2 показана схема записи диаграмм КС с автоматической каротажной станцией. Схема включает в себя токовую и измерительную цепи. Токовая цепь питается от источника (Ген.) переменного синусоидального тока. Таким источником может служить электромашинный усилитель или электронный генератор. Последовательно с питающими электродами включены: переменное нагрузочное сопротивление, миллиамперметр (мА) и набор контроль20 ных шунтов. Измерительная цепь включает разделительный конденсатор Ср, не пропускающийна вход измерительного канала медленно меняющуюся разность потенциалов самопроизвольной поляризации ПС, выпрямитель (Выпр) и сглаживающий фильтр выпрямленного сигнала Сф. Чаще всего при работах методом КС используются трехэлектродные зонды, в которых три электрода располагаются в скважине (четвертый электрод заземляется на поверхности, вблизи от скважины). Б - батарея или другой источник питания, R - реостат для регулировки силы тока, I - прибор, измеряющий силу тока, MN - приемные измерительные электроды, ∆U - прибор для измерения (регистрации) разности потенциалов, О - точка записи, к которой относят результаты замеров Рисунок 1.Различные зонды для электрического каротажа скважин: А, В – питающие электроды М, N – приемные (измерительные) электроды. Рисунок 2. Схема записи диаграммы КС на трехжильном кабеле. Трехэлектродный зонд, состоящий из одного питающего А и двух приемных M и N электродов, называется однополюсным. Трехэлектродный зонд, состоящий 21 из одного приемного М и двух питающих А и В электродов, называется двухполюсным. В обоих случаях расчет КС (ρк) ведется по формуле метода сопротивления: k k U / I , где к - коэффициент, зависящий от расстояния между электродами в зонде; ∆U - разность потенциалов между приемными электродами M К N; I - сила тока в питающей цепи АВ). В трехэлектродном зонде k = 4π∙AM∙AN/MN или k = 4π∙AB∙NB/MN, где AM, AN, MB, NB - расстояния в метрах между соответствующими электродами. Название зонда складывается из обозначения электродов, расположенных в скважине сверху вниз и расстояний между ними. Например, в зонде A2M0,05N сверху расположен питающий электрод А, далее в двух метрах - приемный электрод М, а в пятидесяти сантиметрах от последнего - электрод N. Различают потенциал- и градиент-зонды (рисунок 3). В потенциалзонде расстояние между приемными MN или питающими АВ (их называют парными) электродами превышает расстояние от непарного электрода N или М до ближайшего парного. Точка записи, к которой относится измеренное кажущееся сопротивление, располагается посередине AM (точка О). В градиент-зонде расстояние между парными электродами в пять-десять раз меньше расстояния до непарного электрода. Точка записи находится посередине MN. Если парные электроды располагаются выше непарного, то зонд называется кровельным (или обращенным), а если - под питающим, то подошвенным (или последовательным). Расстояние AM у потенциал-зонда и АО (или МО) у градиент-зонда называется размером зонда. Радиус исследования градиент-зонда примерно равен размеру зонда и примерно в 2 раза больше длины для потенциал-зонда. Метод кажущихся сопротивлений аналогичен электропрофилированию в полевой электроразведке. В скважине производят измерения с четырех электродной установкой AMNB, один из электродов которой (В или N) заземляют на поверхности у устья скважины и его действием пренебрегают. Оставшиеся 3 электрода перемещают по скважине с сохранением неизменного расстояния между ними и называют зондовой установкой или просто зондом КС. Электрод, заземленный на поверхности, на профессиональном жаргоне каротажников называется "рыбой". Допустим, что у нас на поверхности заземлен электрод В. Токовый электрод А в первом приближении можно принять за точечный источник, расположенный в однородной среде. Токовые линии расходятся от него радиально, а эквипотенциальные поверхности имеют сферическую форму. Как известно из курса физики, потенциал поля точечного источника тока I на расстоянии г от него в однородной и изотропной среде с сопротивлением р равен: U= (2.1) Соответственно: = * ; = 22 * ; Δ = - = ( * ; (2.2) Отсюда следует, что, измерив силу тока I стекающего с электрода А, и разность потенциалов ∆UMN между измерительными электродами М и N, можно вычислить сопротивление среды: ρ = 4π * =K (2.3) Нетрудно видеть, что множитель, стоящий перед отношением ∆U/I, есть величина постоянная для данной зондовой установки, называемая коэффициентом зонда КС: K = 4π * ; (2.4) Для случая, когда на поверхности заземлен электрод N, а не электрод В, можно получить значение: K = 4π * ; (2.5) Нетрудно видеть, что при неизменном расстоянии между электродами и при изменении только их назначения, численная величина коэффициента К не изменяется. Это означает, что к измерениям сопротивления в скважинах применим принцип взаимности (принцип суперпозиции), который гласит, что результат измерения сопротивления среды не изменяется при смене назначения приемных и питающих электродов зонда. В том случае, если измерения производятся в неоднородной среде, сопротивление, вычисленное по формуле (2.3), имеет смысл кажущегося сопротивления. Оно равно сопротивлению такой фиктивной однородной среды, в которой при заданных размерах зонда и силе питающего тока в измерительной цепи создается такая же разность потенциалов, как и в данной неоднородной среде. Т.е. окончательно формула (2.3) приобретает вид: =K ; (2.6) Кажущееся сопротивление КС измеряется в Омм. По физическому смыслу Омм представляет собой сопротивление 1 м3 горной породы, измеренное в направлении, параллельном граням. Как известно, электрическая проводимость горных пород может иметь электронный и ионный характер. Удельное электрическое сопротивление горных пород с ионной проводимостью зависит, главным образом, от количества содержащейся в них воды и степени ее минерализации, т.е. от коэффициента пористости породы Кn и удельного сопротивления пластовой воды ρв, которое приблизительно обратно пропорционально ее минерализации. Измерив удельное электрическое сопротивление водонасыщенной породы ρвп и зная сопротивление ρв, можно определить Кn, воспользовавшись эмпирической зависимостью: 23 (2.6) где Pn – параметр пористости; аn , m – константы для конкретного типа пород, определяемые, как правило, на основе исследования керна. Для глин и сильно глинистых пород формула (2.6), в принципе, не выполняется, так как ионы диффузного слоя обеспечивают высокую удельную проводимость водонасыщенных глин и при малой минерализации пластовых вод. В нефтегазонасыщенных породах только часть порового пространства занята водой, поэтому их удельное сопротивление больше, чем у пород водонасыщенных. Это увеличение оценивают параметром насыщения: где (2.7) ρнп—удельное электрическое сопротивление нефтенасыщенной поро- ды. Зная корреляционную зависимость между Pн и коэффициентом нефтегазонасыщенности( Кнг) или водонасыщенности( Кв ) можно, измерив ρвп и ρнп, найти коэффициент нефтегазонасыщения. Трехэлектродный зонд, состоящий из одного питающего А и двух приемных M и N электродов, называется однополюсным. Трехэлектродный зонд, состоящий из одного приемного М и двух питающих А и В электродов, называется двухполюсным. В обоих случаях расчет КС (ρк) ведется по формуле 2.5, где К- коэффициент, зависящий от расстояния между электродами в зонде; ∆U разность потенциалов между приемными электродами M и N; I - сила тока в питающей цепи АВ). На рисунке 3 приведены зонды метода КС. Рисунок 3. Градиент - и потенциал – зонды метода КС 24 Методика и техника проведения метода КС. При исследованиях методом КС может регистрироваться либо сила тока (токовый каротаж), либо разность потенциалов. В результате токового каротажа (в сухих скважинах он называется методом скользящих контактов, или МСК) получают токовые диаграммы, характеризующие изменение силы тока по стволу скважины. Основным видом скважинных электрических наблюдений является измерение КС (ρк) по стволу скважины с помощью стандартного зонда с постоянным в данных геологических условиях размером. Стандартный, или оптимальный для изучаемого райна зонд обеспечивает наилучшее выделение по кривым КС слоев с разным удельным электрическим сопротивлением. Его вид и размеры зависят от поставленных задач и выбираются опытным путем. Чтобы получить кривую изменения КС по скважине, сила тока I на питающих электродах обычно поддерживается постоянной, а измеренная непрерывная кривая разностей потенциалов ∆U на приемных электродах при постоянной длине зонда является фактически графиком изменения ρк. Для перевода кривой ∆U (в милливольтах) в кривую ρк (в Омм) изменяется лишь масштаб записи с учетом величины коэффициента установки и силы тока.На рисунках 4-8 приведены кривые рк для пластов различных мощностей и сопротивлений. Рисунок 4.Кривые рк над мощным пластом КГЗ. Рисунок 5. Кривые рк над мощным пластом, потенциал зонд 25 Рисунок 6. Кривые рк над тонким пластом, КГЗ. Рисунок 7. Кривые рк над тонким пластом для ПЗ. а б в г Рисунок 8. Кривые сопротивления для однородного пласта с большим (а, б) и малым (в, г) сопротивлениями: а, в - подошвенный градиент-зонд; б, г - потенциал-зонд 26 Боковое электрическое зондирование (БЭЗ). БКЗ (или БЭЗ), как один из методов кажущегося сопротивления (КС), основан на изучении искусственного электрического поля в горных породах. Кажущееся сопротивление пород определяется по измеренной разности потенциалов между приемными электродами зондовой установки (электродами M и N), созданной источником тока (электрод А). Метод бокового каротажного зондирования состоит в измерении кажущегося сопротивления пластов по разрезу скважины набором однотипных зондов разной длины. Регистрация удельного электрического сопротивления несколькими измерительными зондами называется боковым каротажным зондированием (БКЗ). Измеряемая величина – кажущееся удельное электрическое сопротивление, Ом*м. Показания малого зонда определяются главным образом удельным сопротивлением ближайшего к нему участка среды, т.е. скважинного и примыкающего к ней частью пласта. На кажущееся сопротивление, замеренное большим зондом, основное влияние оказывает удельное сопротивление удаленных от зонда участков среды. Кажущееся удельное сопротивление пласта, измеренное обычным зондом, отличается от истинного значения тем, что на его величину также оказывают влияние скважина (ее диаметр и удельное сопротивление промывочной жидкости), зона проникновения фильтрата промывочной жидкости (ее диаметр и удельное сопротивление), вмещающие пласт среды (удельные сопротивления покрывающих и подстилающих пород); кроме того, оно зависит от отношения длины зонда к мощности пласта и типа зонда. При интерпретации данных БКЗ исключается влияние перечисленных факторов и определяется истинное сопротивление пласта. Обрабатывают материалы БКЗ путем сопоставления их с расчетными данными. На основании теоретических формул построены палетки БКЗ для определения истинного удельного сопротивления пластов при отсутствии проникновения фильтрата промывочной жидкости (двухслойные палетки) и при его наличии (трехслойные палетки). Для интерпретации данных БКЗ необходимо знать сопротивление промывочной жидкости и диаметр скважины.БКЗ применяют для исследования всех типов разрезов с целью определения: - радиального градиента электрического сопротивления пород и выделения на этой основе пород-коллекторов, в которые происходит проникновение промывочной жидкости; - удельных электрических сопротивлений (УЭС) неизмененной части пластов и зон проникновения; - оценки глубины проникновения. Стандартная технология БКЗ предусматривает регистрацию за одну спуско-подъемную операцию показаний пяти последовательных градиент-зондов – A0.4M0.1N; A1.0M0.1N; A2.0M0.5N; A4.0M0.5N; A8.0M1.0N,- одного обращенного градиент-зонда (обычно M0.5N2.0A), одного потенциал-зонда (обычно N6.0M0.5A или N11.0M0.5A), а также ПС и токовой резистивиметрии. Модуль БКЗ может комплексироваться с любыми другими модулями. Техническим ограничением для комплексирования является длина скважинного прибора, включающего «косу» с измерительными электродами. Требования к скважинному прибору БКЗ: диапазон измерений – 0,2 – 5000 Ом*м. 27 Сечение скважины вертикальной плоскостью показано на рисунке 9. Рисунок 9. Факторы, влияющие на величину рп при измерении в скважине. Микрозондирование (МКЗ). МКЗ относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в тттинтервалах детальных исследований, совместно с комплексом БКЗ. МКЗ решает следующие задачи: - определение УЭС промывочной жидкости (по интервалам каверн) как подтверждающая информация при интерпретации комплекса БКЗ; -при наличии глинистой корки и радиального градиента сопротивлений положительными приращениями на диаграммах МКЗ выделяются коллекторы с межгранулярной средней и высокой пористостью, при условии, что сопротивления, измеряемые микрозондами, превышают не более чем в 5 раз значения УЭС промывочной жидкости. Положительные приращения на диаграммах относятся к прямым качественным признакам проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласты и подтверждают движение флюида в пласты, образование глинистых корок и радиальных градиентов сопротивлений; -определение эффективной мощности коллекторов с достоверным выделением отдельных проницаемых прослоев толщиной от 0,4 м и выше, при разрешающей способности МКЗ ииии2 см; -выделение плотных непроницаемых прослоев, в том числе в среде коллекторов; -выделение размываемых глин-покрышек, дающих значительные каверны; -выделение зон частого чередования участков разреза тонкослоистого строения с ухудшенными коллекторными свойствами, зонами глинизации или представленные неколлекторами; -данные МКЗ используются при привязке керна к глубине; -данные МКЗ используются как вспомогательный материал при детальных литостратиграфических расчленениях и других геологических построениях, при детальном изучении строения и свойств объекта. Диапазон измерений УЭС от 0,05до 40,0 Ом*м. Метод микрозондирования заключается в детальном исследовании кажущегося сопротивления прискважинной части разреза зондами очень малой длины. В качестве зондовой установки служит резиновый “башмак”, на котором установлены три точечных электрода на расстоянии 2.5 см друг от друга. Они образуют два зонда: микроградиентзонд (МГЗ) A0.025M0.025N и микропотенциалзонд (МПЗ) A0.05M, у которого электродом N служит корпус прибора. Радиус исследования МГЗ приблизительно равен 3-5 см, а глубина исследования МПЗ в 2.0-2.5 раза боль28 ше, т.е. составляет 10-12см, рп/рс <500, а для выделения коллекторов рп/рс <5. Поскольку радиус исследования МГЗ меньше, чем МПЗ, то на его показания оказывают большее влияние промывочная жидкость и глинистая корка, а на показания МПЗ - промытая зона скважины. Т.к. в наших условиях удельное сопротивление промытой зоны больше сопротивления глинистой корки, то против коллекторов показания МПЗ превышают показания МГЗ, т.е. пластыколлекторы характеризуются положительными приращениями кажущегося сопротивления. На рисунке 10 показана конструкция зонда (а) и упрощенная схема одновременной записи диаграмм КС микропотенциал - и микроградиент – зондов (б). На рисунке 11 приведен схематизированный геологический разрез (а) и диаграммы МКЗ (б). а б а - общий вид микрозонда:1 - электроды; 2 - башмак; 3 - кабель; б - схема записи: Г1, Г2 - приборы для регистрации кривых Рисунок 10.Принципиальная схема измерений микрозондами. Рисунок 11. Геологический разрез (а), диаграммы МКЗ (б). Резистивиметрия. Под резистивиметрией понимается определение сопротивления бурового раствора или воды в скважине. Работы проводят резистивиметром, который представляет собой зонд малых размеров, помещенный в трубку из изолятора. При перемещении зонда по скважине внутри трубки свободно проходит жидкость, заполняющая скважину, а влияние окружающих пород исключается стенками трубки. Регистрация проводится так же, как и в методе КС. Коэффициент резистивиметра определяется путем его эталонировки в жидкости с известным сопротивлением.Диапазон измерений УЭС 0,1-30 Ом*м. 29 Данные о сопротивлении бурового раствора или воды в скважине используются для обработки каротажных диаграмм (особенно при БКЗ) и для выявления мест подтока подземных вод разной минерализации. Кроме того, резистивиметрия применяется для изучения скоростей фильтрации подземных вод Основная литература 1осн [4-10,44-48,68-69], 2осн [107-112,116-128] Дополнительная литература 1 доп. [7,101-107, 117-118], 2 доп. [92-94] Контрольные вопросы 1. Типы зондов КС, микрозонды. 2. Кровельные и подошвенные зонды. 3. Область применения метода КС. 4. От чего зависит коэффициент зонда КС? 5. Какой зонд называется стандартным? 6. Что такое БЭЗ? 7. Какие параметры нужно знать при интерпретации БЭЗ? 8. Задачи решаемые по диаграммам микрозондирования. 9. Как выделяются пласты-коллекторы на диаграммах МКЗ? Лекция 3. Боковой каротаж. Микробоковой каротаж. Индукционный каротаж(2часа). Боковой каротаж (БК) - электрические исследования фокусированными зондами с фокусировкой тока в радиальном направлении с помощью экранных электродов. Измеряемая величина - кажущееся удельное электрическое сопротивление. Единица измерения - Ом*м. Основным недостатком при регистрации комплекса БКЗ является то, что при проведении исследований в пластах с очень высоким удельным сопротивлением или наоборот с очень низким сопротивлением, либо в разрезах с частым чередованием пластов с высокими и низкими сопротивлениям для обработки получаемых результатов требовалось вводить очень большое количество поправочных коэффициентов. Подобная ситуация связана прежде всего с тем, что при регистрации зондами БКЗ линии тока от питающих электродов распространяются во все стороны и направление их движения невозможно контролировать. Соответственно, основной поток линий устремляется в зоны наименьшего сопротивления, а при применении буровых растворов с высокой степенью минерализации происходит шунтирование линий тока только по буровому раствору. Т.е. зонды БКЗ являются несфокусированными. Для устранения подобной ситуации для измерения удельного сопротивления горных пород применяются фокусированные зонды. Регистрация кривой сопротивления фокусированными зондами называется боковым каротажем (БК). Боковой каротаж (БК) электрические исследования фокусированными зондами с фокусировкой тока в радиальном направлении с помощью экранных электродов.Значения кажущихся сопротивлений рк, измеряемые при боковом каротаже, слабо искажаются влиянием скважины и вмещающих пород. Поэтому БК эффективен при изучении разрезов с частым чередованием пластов, характерным, например, для карбонатных пород, а также в условиях высоких отношений 30 удельных сопротивлений пород р п и промывочной жидкости рс. Благодаря высокому вертикальному, разрешению БК целесообразно применять также для исследования терригенных разрезов, разбуренных на пресных и минерализованных промывочных жидкостях. Для проведения БК применяют одно- и многозондовые приборы, а также комплексные приборы, содержащие зонды БК и других методов ЭК и ЭМК. В приборах БК применяют трех- и многоэлектродные (пяти-, семи-, девятиэлектродные) измерительные зонды. За точку записи зондов БК принимается середина центрального электрода. Для однородных изотропных пластов без проникновения значения УЭС пород, измеренные зондами БК, должны отличаться не более, чем на ±20%, от значений рп, найденных другими методами, если обработка проводится в рамках единой интерпретационной модели, а искомые значения удельных сопротивлений находятся в диапазонах: 5<ρп/ρс<500 при толщине пласта п>5м, если сравнивают результаты определений БК и БКЗ; 5<ρп/ρс<50 при h>4 и ρс>0,5 Ом*м, если сравнивают результаты БК и ИК. Требования к скважинному прибору (модулю) БК: диапазон измерения УЭС - от 0,2 до 10000 Ом*м; предел допускаемой основной погрешности измерения УЭС - не более ±5%; допускаемая дополнительная погрешность измерений УЭС, вызванная изменением температуры в скважине, не должна превышать 0,1 значения основной погрешности на каждые 10°С относительно стандартного значения, равного 20° С. Минимальные требования к методическому обеспечению заключаются в наличии интерпретационных зависимостей, отражающих влияние на измеренные значения ρк условий измерений: диаметра скважины (dc) и удельного сопротивления ρс промывочной жидкости для пласта неограниченной толщины без проникновения; ограниченной толщины пласта без проникновения; параметров зоны проникновения для пласта неограниченной толщины с проникновением. Наибольшее распространение получил трехэлектродный зонд (рисунок 1). Боковой трехэлектродный зонд состоит из центрального электрода А 0 и двух экранных A1-0 и А1-1, разделенных изолирующими промежутками. При производстве ГИС на все три электрода подается одинаковое напряжение и измеряется величина падения напряжения между центральным электродом Ао и удаленным электродом, расположенным на корпусе прибора. Поскольку на все электроды зонда БК подается одинаковый ток, происходит фокусировка силовых линий тока центрального электрода по оси, перпендикулярной оси скважины и ток направляется в пласт (рисунок 1). 31 Рисунок 1. Схема бокового каротажа с 3-х электродными (а) и 7-ми электродными зондами (б). Микробоковой каротаж (МБК). МБК относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах детальных исследований, совместно с комплексом БКЗ. МБК (и МКВ – микрокаверномер) самостоятельно решают следующие геофизические задачи: -определение УЭС ближней зоны пласта (промытой зоны) при толщине глинистой корки менее 10-15 мм с пропорциональным снижением УЭС по мере роста толщины глинистой корки; -ориентировочные сведения окоэффициенте пористости по УЭС промытой зоны неглинистых терригенных коллекторов; -ориентировочные данные о коэффициенте остаточного нефтенасыщения по УЭС промытой зоны (с подтверждением по лабораторным анализам керна); -получение прямых качественных признаков на выделение коллекторов по МКВ (наличие или отсутствие глинистой корки); -получение прямых качественных признаков на выделение коллекторов по МБК с разрешением по вертикали 20-30 см (совместно с БК); определение эффективной мощности коллектора по разнице значений УЭС нормированных диаграмм БК и МБК с разрешением по вертикали от 0,4-0,6 м и выше; -выделение плотных непроницаемых прослоев, в том числе в среде коллекторов; -выделение размываемых глин-покрышек, дающих значительные каверны; -выделение зон частого чередования участков разреза тонкослоистого строения с ухудшенными коллекторными свойствами, зонами глинизации или представленные неколлекторами. Под боковым микрокаротажем (МБК) понимают микрокаротаж зондами с 32 фокусировкой тока. На практике применяют четырехэлектродный, двухэлектродный и трехэлектродный боковые микрозонды. Наиболее распространенный - четырехэлектродный боковой микрозонд (рисунок 2). Сущность МБК заключается в измерении удельного сопротивления прискважинной части пласта (промытой зоны) при помощи трехэлектродной установки, состоящей из центрального электрода А 0, окружающего его измерительного электрода N и экранного электрода АЭ. Диапазон измерений УЭС от 0,2 до 500 Ом*м. Электроды А0 и АЭ имеют одинаковые потенциалы, благодаря чему ток электрода А0 распространяется перпендикулярно к поверхности зонда и стенке скважины, расходящегося в породах на расстояние 8-10 см (радиус исследования) от поверхности “башмака” (рисунок 2). Малые расстояния между электродами в боковом микрозонде обуславливают небольшую глубину исследования. Благодаря наличию экранного электрода Аэ ток из электрода А0 распространяется по пласту вблизи скважины пучком, практически перпендикулярным к ее стенке. Вследствие этого уменьшается влияние глинистой корки и пленки промывочной жидкости между башмаком и стенкой скважины. 1 - башмак из изоляционного материала; 2 - глинистая корка; 3 - проницаемый пласт с межзерновой пористостью Рисунок 2. Схема четырехэлектродного бокового микрозонда. Интерпретация диаграмм бокового микрокаротажа заключается в оценке удельного сопротивления промытой части пласта pпп. В карбонатном разрезе по характеру дифференцированности кривой сопротивления pк МБК различают плотные и трещиновато-кавернозные породы (против трещиновато-кавернозных пород кривая рк МБК характеризуется резкой дифференцированностью). Данные бокового микрокаротажа измеряют значения удельных сопротивлений пород в зоне их непосредственного прилегания к стенке скважины. На показания МБК, в отличие от обычных микрозондов, влияние высокопроводящей промывочной жидкости сказывается мало, поэтому этот метод получил широкое применение при исследовании скважин, пробуренных на высокоминерализованной промывочной жидкости. Индукционный каротаж (ИК). При проведении индукционного каротажа (ИК) изучается удельная электрическая проводимость горных пород по33 средством индуцированных (наведенных) токов. Для этого в скважину опускается прибор (зонд) имеющий в своем составе генераторную (Г) и измерительную (И) катушки. Расстояние между генераторной и измерительной катушками называется длиной зонда (рисунок 3). При проведении измерений в генераторной катушке с помощью переменного тока устанавливается переменное магнитное поле. Согласно закону Фарадея, в это время в горной породе возникают электромагнитные' вихревые токи, которые фиксируются измерительной катушкой зонда. Величина вихревых токов, возникающих в горной породе, зависит от величины её удельной электропроводности. Основное преимущество метода ИК состоит в том, что при его выполнении нет необходимости в прямом электрическом контакте между измерительным зондом и горной породой, следовательно, ИК эффективен при изучении скважин заполненных непроводящими буровыми растворами на нефтяной основе. ИК позволяет решать следующие геолого-геофизические задачи: 1. Литологическое расчленение разреза. 2. Выделение коллекторов,определение Кп. 3. Определение характера насыщение коллекторов Индукционный каротаж (ИК) основан на измерении кажущейся удельной электрической проводимости пород в переменном электромагнитном поле в частотном диапазоне от десятков до сотен килогерц. Реализованы варианты измерения как активной компоненты кажущейся удельной электрической проводимости, которая пропорциональна ЭДС, синфазной току генераторной цепи зонда, так и реактивной компоненты, пропорциональной ЭДС, сдвинутой по фазе относительно тока генераторной цепи зонда на величину π/2. Единица измерения - сименс на метр (См/м), дробная - миллисименс на метр (мСм/м). Основное назначение ИК, выполненного с помощью многозондовых приборов, состоит в определении геоэлектрических характеристик разреза: УЭС неизмененной части пласта и зоны проникновения, а также глубины зоны проникновения. При использовании однозондовых приборов решение этих задач может достигаться комплексированием данных ИК с данными БКЗ и БК. Типовые условия применения метода - скважины, заполненные любой промывочной жидкостью и вскрывшие породы с удельным электрическим сопротивлением менее 500 Ом*м. Применение метода ограничивается: при высоком содержании в промывочной жидкости компонент с сильными магнитными свойствами; если значения удельного электрического сопротивления пород превышают 500 Ом*м, для малоглубинных зондов ИК и зондов со слабым исключением влияния скважины - на высокоминерализированных промывочных жидкостях. Простейший измерительный зонд ИК состоит из генераторной и измерительной цепей, содержащих, по крайней мере, по одной катушке - генераторной и измерительной. Реально общее число катушек зонда ИК не меньше 3 и не больше 8. При построении многозондовых приборов ИК одну из цепей (генераторную или измерительную) выбирают общей для всех зондов. Длина зонда ИК - расстояние между основными генераторной и измерительной катушками. Точку на оси зонда, для которой проходящая через нее и перпендикулярная оси зонда плоскость делит все пространство на два по34 лупространства с равными геометрическими факторами, принимают за точку записи. Прибор (модуль) ИК комплексируют с модулями других методов ГИС без ограничений. Диапазон измерений удельной проводимости 2-2500мСм/м. Схема полей ИК приведена на рисунке 3. Рисунок 3. Схема полей индукционного метода Среди электромагнитных методов наиболее информативен недавно внедренный в практику ГИС метод высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования (ВИКИЗ), который является типичной зондирующей системой, позволяющей получать радиальное распределение УЭС пласта. Измеряемой величиной является разность фаз гармонического высокочастотного электромагнитного поля, распространяющегося в породах от источника излучения до разноудаленных приемников. Технология ВИКИЗ предполагает получение за одну спуско-подъемную операцию записей пяти разноглубинных индукционных зондов и диаграммы потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) - при необсаженном стволе. Содержит пять индукционных геометрически подобных зондов (3Ф0,5, 3Ф0,7, 3Ф1, 3Ф1,4, 3Ф2). Оценка значений удельного сопротивления пластов-коллекторов и зон проникновения выполняется в программе МФС ВИКИЗ. Все пять измерений ВИКИЗ располагаются на одном поле каротажных диаграмм. Использование метода ВИКИЗ позволяет решать следующие задачи ГИС: расчленение разреза, в том числе тонкослоистого, с высоким пространственным разрешением; оценка положения водонефтяных и газоводяных контактов; определение удельного электрического сопротивления неизмененной части пласта, зоны проникновения фильтрата бурового раствора с оценкой глубины вытеснения пластовых флюидов; выделение и оценка параметров радиальных неоднородностей в области проникновения, в том числе скоплений соленой пластовой воды («окаймляющие зоны»), как прямого 35 качественного признака присутствия подвижных углеводородов в коллекторах. В отличие от трех катушечных зондов индукционного каротажа, в которых измеряются абсолютные значения сигналов на фоне скомпенсированного прямого поля, метод ВИКИЗ, базирующийся на измерении относительных фазовых характеристик, может использоваться для исследования в скважинах, заполненных сильно проводящим (УЭС менее 0,5 Ом-м) буровым раствором. ВИКИЗ расшифровывается как "высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование". Метод разработан в Институте геологии и геофизики Сибирского отделения РАН. По своей сути ВИКИЗ является вариантом боковых каротажных зондирований (БКЗ) в индукционном исполнении. В методе используется принцип частотно-геометрического зондирования, в котором увеличение глубины исследований достигается, во-первых, за счет уменьшения частоты электромагнитного поля и, во-вторых, за счет увеличения длины зонда. Применяемые частоты - от 800 кГц до 20 МГц. Длины зондов: 0,5; 0,7; 1,0; 1,4; 2,0 м. Сопоставление результатов ВИКИЗ и БКЗ показывает, что по величине сопротивления пласта оба метода дают очень близкие показания, а вот по величине р' и D имеются большие расхождения. При этом ВИКИЗ позволяет более детально изучить строение зоны проникновения и определить сопротивление ее различных частей, включая полностью промытые породы рпп и зону "водяной оторочки" в нефтенасыщенных коллекторах.Результаты интерпретации диаграмм ВИКИЗ в комплексе с данными других методов ГИС и петрофизической информацией позволяют определять коэффициент нефтегазонасыщения, литологию терригенного разреза, оценивать неоднородность коллекторских свойств на интервалах пористо-проницаемых пластов. Основная литература. 1осн [73-89], 2осн [129-149] Дополнительная литература.1 доп. [107-117, 118-127] Контрольные вопросы 1.Что такое боковой каротаж (БК)? Оптимальные условия применения метода. 2. Какие задачи решаются по диаграммам БК и МБК? 3.Физические основы ИК. Преимущества индукционного каротажа. 4. Задачи решаемые по диаграммам ИК, оптимальные условия применения метода.ВИКИЗ. 5. Какие зонды используются в БК? Лекция 4. Метод потенциалов собственной поляризации (ПС,SP)2часа. Метод электрического каротажа, основанный на изучении электрического поля, самопроизвольно возникающего в скважинах в результате электрохимической активности горных пород.Основной причиной возникновения эдс самопроизвольной поляризации (ПС) является наличие в скважине и около нее диффузионных, диффузионно-адсорбционных и фильтрационных потенциалов. Измерение потенциала ПС сводится к регистрации разности потенциалов меж36 ду неподвижным электродом N, находящимся около устья скважины, и электродом М, перемещаемым по стволу скважины. Искажающая измерение электродная разность потенциалов компенсируется включенным в измерительную цепь компенсатором поляризации. Поскольку при регистрации невозможно учесть все сторонние разности потенциалов в цепи измерительных электродов, кривая ПС отображает лишь изменение потенциала ПС по скважине, а не его абсолютное значение. Поэтому на диаграммах ПС указывается только масштаб регистрации разности потенциалов (мВ/см) и не указывается линия отсчета. В качестве нулевой принимают «линию глин», которая проводится напротив мощных пластов глин. Отклонение кривой ПС от «линии глин» называют амплитудой потенциала ПС. Наибольшая амплитуда потенциала ПС наблюдается напротив чистых песчаных пластов-коллекторов. С увеличением их глинистости амплитуда ПС уменьшается. Таким образом, кривая ПС является надежным средством выделения в терригенном разрезе проницаемых песчаных пластов, в ряде случаев она позволяет оценить относительную глинистость пород. По кривой ПС можно оценить удельное электрическое сопротивление пластовых вод, а следовательно, и их минерализацию. Кривые ПС используются также при корреляции разрезов скважин. В карбонатном разрезе эффективность ПС снижается, что обусловлено высоким удельным сопротивлением карбонатных пород. Удается лишь разделить карбонатные породы на глинистые и неглинистые, но не удается выделить в разрезе проницаемые интервалы. Электрический каротаж, основанный на регистрации параметров естественного электрического поля, представляет собой каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС). Измеряемой величиной является потенциал электрического поля ПС (Unc) или разность потенциалов Unc. Единица измерения - милливольт (мВ). Метод ГИС, основанный на явлениях диффузионно-адсорбционной, фильтрационной и окислительно-восстановительной активностей, называют методом потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС). Исследования методом естественного поля (ЕП) или поля самопроизвольного (каротаж ПС) сводятся к измерению постоянных естественных потенциалов, возникающих у пластов с разной электрохимической активностью. Естественные потенциалы (потенциалы собственной поляризации) возникают при окислительно- восстановительных, диффузионно-адсорбционных и фильтрационных процессах, протекающих в различных горных породах. Зондом для измерения собственных потенциалов служат свинцовые приемные электроды. Работы в методе ПС чаще выполняются способом потенциала, то есть установкой, состоящей из одного неподвижного приемного электрода N заземленного вблизи устья скважины, и второго электрода М, перемещаемого по скважине (рисунок 1). 37 Рисунок 1. Схема измерения потенциала SP. В результате работ получаются графики естественных потенциалов, измеряемые в милливольтах По аномалиям на диаграммах ПС выделяются пласты с разной электрохимической активностью. Однозначная литологическая интерпретация диаграмм ПС затруднена, т.к. естественное электрическое поле зависит от многих факторов. Чаще всего против глинистых пород наблюдаются положительные аномалии потенциала ПС, а около пористых проницаемых пластов - отрицательные. Интенсивными аномалиями положительного и отрицательного знака выделяются сульфидные залежи, пласты антрацита, графита. Скважинные исследования методом ПС служат для расчленения геологических разрезов и корреляции по соседним скважинам отдельных пластов, выявления плохо проницаемых сланцев, глин и хорошо проницаемых песков, пористых известняков, выделения сульфидных, полиметаллических руд, угля, графита, оценки пористости и проницаемости пород. Причины возникновения ПС. Все основные источники ПС — фильтрационный, мембранный, диффузионный потенциалы и поляризационный потенциал рудной минерализации наблюдаются при каротаже ПС. В нефтяных скважинах потенциалы связаны в основном с границами в глинистых образованиях, особенно с границами глины—пески. Основной эффект при каротаже нефтяных скважин возникает главным образом благодаря электрохимическому потенциалу (диффузионный плюс мембранный), в то время как при каротаже рудных зон основным является поляризационный потенциал рудной минерализации. Глинистые отложения хорошо проницаемы для катионов натрия Nа+, но мало проницаемы для анионов хлора Сl--, следовательно, мембранный потенциал образуется в том случае, когда ионы Nа+ диффундируют из минерализованных пластовых вод песчанистых пластов в соседние глинистые пласты, а затем — в слабо минерализованную промывочную жидкость. Дополнительно возникает диффузионный потенциал на границе между фильтратом пресной промывочной жидкости в зоне проникновения и минерализованными пластовыми водами за ее пределами; так как подвижность анионов Сl-- больше, чем катионов Nа+, возникает избыточный поток Сl-- в зону проникновения. Фильтрационный потенциал (Еф) обычно намного меньше электрохимического, поэтому мы можем считать, что при каротаже нефтяных скважин Ед представляет приблизительно всю аномалию ПС 38 Оборудование для каротажа ПС очень простое. Регистрирующий потенциометр соединен с двумя электродами, один из которых погружен в скважину, а второй находится на поверхности или в скважине, но близко от поверхности. Иногда измеряется градиент потенциала между двумя электродами, помещенными в скважину и расположенными на небольшом, фиксированном расстоянии друг от друга. Электроды, которые применяются при каротаже нефтяных скважин, представляют собой оксидированные свинцовые или железные цилиндры длиной 5—10 см. Эти электроды должны иметь равновесные потенциалы жидкости в скважине. Так как измерения ПС и сопротивления производятся одновременно, обе группы электродов помещают на одной основе. Зондом для измерения собственных потенциалов служат свинцовые приемные электроды. Работы в методе ПС чаще выполняются способом потенциала, то есть установкой, состоящей из одного неподвижного приемного электрода N заземленного вблизи устья скважины, и второго электрода М, перемещаемого по скважине.Иногда, особенно при наличии электрических помех, запись ПС ведется способом градиента потенциала. В этом случае оба приемных электрода М и N передвигаются по скважине, а расстояние между ними остается постоянным (1-2 м). В результате работ получаются графики естественных потенциалов, измеряемые в милливольтах. По аномалиям на диаграммах ПС выделяются пласты с разной электрохимической активностью. Однозначная литологическая интерпретация диаграмм ПС затруднена, т.к. естественное электрическое поле зависит от многих факторов. Чаще всего против глинистых пород наблюдаются положительные аномалии потенциала ПС, а против пористых проницаемых пластов - отрицательные. Слабыми аномалиями отличаются массивные, плотные, плохо проницаемые песчаники, известняки, изверженные породы. Скважинные исследования методом ПС служат для расчленения геологических разрезов и корреляции по соседним скважинам отдельных пластов, выявления плохо проницаемых сланцев, глин и хорошо проницаемых песков, пористых известняков, выделения сульфидных, полиметаллических руд, угля, графита, оценки пористости и проницаемости пород. Максимальные аномалии ПС при работах на нефть обычно менее 75 мВ. Оборудование для каротажа ПС очень простое. Регистрирующий потенциометр соединен с двумя электродами, один из которых погружен в скважину, а второй находится на поверхности или в скважине, но близко от поверхности. Иногда измеряется градиент потенциала между двумя электродами, помещенными в скважину и расположенными на небольшом, фиксированном расстоянии друг от друга. Электроды, которые применяются при каротаже нефтяных скважин, представляют собой оксидированные свинцовые или железные цилиндры длиной 5-10 см. Эти электроды должны иметь равновесные потенциалы жидкости в скважине. Так как измерения ПС и сопротивления производятся одновременно, обе группы электродов помещают на одной основе. При исследовании нефтяных скважин по методу ПС решаются задачи: установление границ между глинистыми и пористыми породами; определение литологии; корреляция между скважинами; определение удельного сопротив39 ления пластовых вод; определение содержания глинистого материала в породе, определение Кп. Границу между глинистыми и пористыми пластами можно определить по точке перегиба кривой ПС. При этом пористому пласту будет соответствовать область отрицательных потенциалов. В тонких пластах наибольшая величина измеренного минимума ПС может быть значительно меньше идеальной статической величины. Хотя условия в скважине и мощность пластов влияют на кривую ПС, как и на диаграммы каротажа сопротивлений, большинство этих факторов можно учесть, если внести соответствующие поправки (за влияние диаметра скважины, соседних пластов, мощности пласта) по палеткам. Отношение сопротивления фильтрата промывочной жидкости к сопротивлению пластовой воды рф/ро основной фактор, влияющий на форму кривой (рисунок 3). Метод ПС является одним из основных электрических методов при исследовании разрезов нефтегазовых, гидрогеологических скважин.На рисунке 2 показана диаграмма ПС(SP) при прямом поле ПС. Рисунок 2.Диаграмма ПС при прямом поле ПС. а – для мощных пластов; б – для тонких пластов. Значения ρ на рисунке в Ом-м Рисунок 3.Кривые ПС для песчано-глинистого разреза [Pirson] Основная литература 1осн [99-107], 2осн [156-163] 40 Дополнительная литература 1 доп. [133-145] Контрольные вопросы 1. Для чего проводится метод ПС? 2. Как определяются границы пластов по диаграммам метода ПС? 3. Как выделяются пласты-коллекторы по диаграммам метода ПС? 4. Причины возникновения ПС. 5. Задачи, решаемые методом ПС. Лекция 5. Радиоактивные методы исследования скважин. Гамма метод (ГМ,GR). Физические основы методов, область применения, решаемые задачи(2часа). В глубинном зонде ядерных методов помещаются счетчики гамма- или нейтронного излучения и предварительные усилители сигналов на их выходе. Для искусственных методов там же располагаются источники и экраны, препятствующие прямому облучению счетчика. В гамма-методах экраны свинцовые, в нейтронных методах они парафиновые (рисунки1,2). В глубинных приборах, кроме датчиков поля, размещаются электронные усилители электрических сигналов и блоки питания. Корпуса их герметичные, термостойкие, баростойкие. Ядерные исследования скважин подразделяются на методы изучения естественной радиоактивности (гамма-метод) и искусственно вызванной радиоактивности, называемые ядерно-физическими или ядерно-геофизическими (гамма-гамма и нейтронные методы). 1 - источник гамма-лучей или нейтронов; 2 - условные пути движений гаммалучей или нейтронов; 3 - экран; 4 - счетчик; 5 - блок питания; 6 - предварительный усилитель; 7 - кабель;8 - усилитель; 9 - регистратор; 10 - глина; 11 - известняки; 12 – пески Рисунок 1.Схема устройства глубинного прибора для искусственного ядерного каротажа. 41 1 - стальной экран; 2 - свинцовый экран; 3 - парафин (или другой материал с высоким водородосодержанием); L3 - длина зонда; О - точка записи результатов измерений; I - индикатор у-излучения; II - источник у-излучения; III - индикатор плотности нейтронов; IV - источник нейтронов Рисунок 2. Схема установок радиоактивного каротажа: а - ГК; б - ГГК; в - НГК; г-НН-К. На изучении естественной радиоактивности горных пород основан гаммакаротаж или гамма-метод (ГМ). На диаграммах гамма-каротажа выявляются пласты с разной степенью радиоактивности. Спектрометрия естественного гамма-излучения, т.е. определение энергии гамма-лучей, служит для выделения в разрезах скважин пород и руд, содержащих определенные элементы, например, калий, торий, уран, фосфор и др. Радиоактивность горных пород и руд тем выше, чем больше концентрация в них естественных радиоактивных элементов семейств урана, тория, а также калия-40. По радиоактивности (радиологическим свойствам) породообразующие минералы подразделяют на четыре группы. Наибольшей радиоактивностью отличаются минералы урана (первичные уранит, настуран, вторичные - карбонаты, фосфаты, сульфаты уранила и др.), тория (торианит, торит, монацит и др.), а также находящиеся в рассеянном состоянии элементы семейства урана, тория и др. Высокой радиоактивностью характеризуются широко распространенные минералы, содержащие калий-40 (полевые шпаты, калийные соли). Средней радиоактивностью отличаются такие минералы, как магнетит, лимонит, сульфиды и др. Низкой радиоактивностью обладают кварц, кальцит, гипс, каменная соль и др. В этой классификации радиоактивность соседних групп возрастает примерно на порядок. Гамма – метод (ГК, GR). Физические основы метода, область применения, решаемые задачи. Исследование скважин гамма- методом (ГМ) заключается в регистрации кривой изменения интенсивности естественного гаммаизлучения пород I в разрезе скважины при перемещении в ней радиометра. Ра42 боты проводят с помощью скважинных радиометров. Электрические сигналы, пропорциональные интенсивности гамма-излучения, передаются с них по кабелю в каротажную станцию, где и осуществляется их автоматическая регистрация. В результате гамма - каротажа записывается непрерывная кривая, или диаграмма, интенсивности гамма-излучения (I). Величина I измеряется в импульсах за минуту или в микрорентгенах в час (гаммах). Поскольку распад ядер является случайным процессом, то интенсивность гамма-излучения колеблется около среднего уровня, испытывая статистические флуктуации. На диаграммах гамма - каротажа выявляются пласты с разной степенью радиоактивности. Максимумами выделяются породы и руды, содержащие уран, радий, торий, калий-40 и другие радиоактивные элементы, а также граниты, глины; минимумами - песчаные и карбонатные породы. Форма кривых ГК. Теоретические кривые интенсивности I гаммаизлучения получены для одиночного пласта мощностью h с повышенной гамма-активностью qп, залегающего в породах с активностью Iвм (qп > qвм), в скважине диаметром dc, заполненной неактивным буровым раствором. а - теоретические кривые ГК в скважине при различной мощности пластов (шифр кривых — h в м); б - практические кривые GR при mах и min Рисунок 3. Теоретические и практические кривые GR. Такое снижение аномалии ухудшает характер диаграммы. Вместе с тем при увеличении уменьшается дорожка статистических флуктуаций, что улучшает форму кривой I. Обычно выбирают оптимальный режим записи, при котором правила первичной практической обработки диаграммы I сводятся к следующему: -для определения границ пластов используют точки начала подъема кривой в подошве и начала спада кривой в кровле пласта повышенной радиоактивности (для пласта низкой радиоактивности - наоборот); -для приведения показаний в пласте к условиям бесконечной мощности используют наблюденную аномалию I и коэффициент снижения амплитуды v: Величину v находят по зависимости (рисунок 4) В геологии нефти и газа диаграммы ГМ используют для определения глинистости (рисунок 5). Диа43 грамму ГК эталонируют с использованием значений I в опорных пластах с минимальными Imin и максимальными Imax показаниями, выдержанных в пределах месторождения. Для каждого пласта вычисляют параметр: Спектрометрия естественного гамма-излучения. Возможности РГЭ (радиогеохимический эффект) при контроле за вытеснением нефти водой значительно повышаются при использовании спектральной модификации гаммакаротажа (ГК-С) за счет более высокой чувствительности этого метода к радиоактивным элементам (40К, Th, U, Ra). Спектрометрический гамма-каротаж СГК (ГК-С) основан на изучении энергетических спектров естественного гамма излучения горных пород. «Калиевый» канал составляет 1,3-1,6 МэВ, «урановый» -1,95 МэВ, «ториевый» 2,4-2,8 МэВ. В результате количественно оцениваются концентрации и содержания радиоактивных элементов (в промиле (ррт) - 40K, Th, U). В основном СГК применяют для детального разделения (корреляции) разрезов. Метод может быть реализован как в необсаженных, так и обсаженных скважинах с любым заполнением ствола. Основные характеристики аппаратуры нейтронных методов и гамма метода приведены в таблице. Таблица. Основные характеристики аппаратуры = const (шифр кривых) Рисунок 4. Зависимость величины vv и фиктивной мощности пласта hфик 44 от истинной мощности h. Рисунок 5. Обобщенные зависимости Jy =f (сгл) для осадочных пород Основная литература 1осн [190-198, 221-229] Дополнительная литература 1 доп. [113-119] Контрольные вопросы: 1. Что такое естественная радиоактивность? 2. Правила определения границ пластов по диаграммам ГК. 3. В чем заключается сущность гамма-каротажа? 4. Назовите основные естественные радиоактивные элементы. 5. Какие осадочные породы и почему обладают повышенной радиоактивностью? 6. Какие основные узлы входят в состав каротажных радиометров? 7. Как определяют по ГК содержание радиоактивных элементов? 8. Какие мешающие факторы учитывают при количественной интерпретации диаграмм ГК? Лекция 6.Гамма-гамма каротаж (ГГК-П, ГГК-С) -2часа. Модификации ГГК: Плотностной ГГК (ГГК-П) - породы облучают источником жестких гаммаквантов.В качестве источника чаще всего используется радиоактивный изотоп цезия (137Cs) с энергией гамма-квантов 0,662 МэВ, а регистрируется рассеянное гамма-излучение с энергией более 0,3 МэВ. Основным процессом взаимодействия гамма-квантов с веществом горных пород при ГГК-П является комптоновское рассеяние. Вероятность рассеяния пропорциональна числу электронов па пути пучка гамма-квантов, а число электронов в единице объема породы пропорционально ее плотности. Установлено, что если порода состоит из элементов, атомный номер которых меньше 30, то между интенсивностью рассеянного гамма-излучения и плотностью породы наблюдается обратная зависимость. Дифференцированность пород по плотности и наличие зависимости между их плотностью и по45 ристостью позволяют проводить по данным ГГК-П литологическое расчленение разрезов скважин и оценивать пористость пород. Селективный ГГК (ГГК-С) - породы облучают источником мягких гаммаквантов с энергией менее 0,3—0,4 МэВ (Se75, Tm160, Co157). Регистрируют мягкую компоненту гамма-излучения с энергией менее 0,2 МэВ. Преобладающим взаимодействием мягких гамма-квантов с веществом горных пород является фотоэффект, поэтому регистрируемая при ГГК-С интенсивность мягкого гамма-излучения зависит в основном от вещественного состава породы, а не от ее плотности. Вероятность фотоэффекта резко возрастает при наличии в составе пород элементов с большим атомным номером. ГГК-С используется для выделения в разрезе скважин углей и пород, содержащих тяжелые элементы. ГГК в обоих модификациях имеет малый радиус исследования (10 - 15 см), поэтому на его показания большое искажающее влияние оказывают скважинные условия: изменение диаметра скважины, толщина глинистой корки, плотность промывочной жидкости и т. д. Для уменьшения этого влияния применяют специальные двухзондовые приборы. Блок-схема скважинного прибора ГГМ приведена на рисунке 1. Гаммакванты 6 и 7 вылетают из источника 2 через специальное коллимационное отверстие в свинцовом или стальном экране 1, попадают в породу и, рассеиваясь ею, изменяют направление. Некоторые из них (6) через второе коллимационное отверстие в экране попадают в детектор 3. При энергиях выше 0,5 МэВ их число обусловлено, в основном, плотностью породы, при низких энергиях существенную роль играет поглощение гамма-квантов за счет фотоэффекта. Мешающее влияние промывочной жидкости устраняют за счет прижатия прибора к стенке скважины прижимным устройством 8. Влияние плотности устраняют применением двухзондовых устройств или учитывают за счет комплексного применения ГГК-С и ГГК-П. Зависимости интенсивности регистрируемого излучения от плотности и атомного номера вещества имеют инверсионный характер, т.е. с ростом плотности или эффективного атомного номера (Zэф) интенсивность вторичного излучения уменьшается из-за поглощения веществом части рассеянных гамма-квантов (фотоэффект). ГГМ обладают малой глубинностью, в связи с чем на их показания большое влияние оказывают глинистая корка и каверны. 1 – экран; 2 – источник; 3 – детектор; 4 – блок электроники; 5 – кабель; 6,7 – рассеянные гамма-кванты; 8 – прижимное устройство Рисунок 1. Блок-схема скважинного прибора ГГМ. 46 ГГК-П применяют для литологического расчленения разрезов скважин. В нефтегазовых скважинах ГГМ-П применяют для оценки пористости горных пород при известном литологическом составе. Коэффициент пористости Кп и плотность σ связаны следующим соотношением: где , σСК, σЖ – плотности скелета горной породы и насыщающей ее жидкос- ти. Данные ГГК-П используют, кроме того, для изучения технического состояния обсаженных скважин, в первую очередь — для оценки качества цементирования обсадной колонны.В нефтегазовых скважинах ГГМ-С совместно с ГГК-П позволяет детализировать литологию разреза по степени содержания в горных породах кальция, обладающего большим атомным номером. При этом выделяют известняки, доломиты, чистые и кальцитизированные терригенные разности. Гамма-гамма-каротаж (ГГК) – один из важнейших методов исследования разрезов нефтегазовых скважин. ГГК применяется для количественного определения плотности и эффективного атомного номера горных пород.Установлено, что если порода состоит из элементов, атомный номер которых меньше 30, то между интенсивностью рассеянного гамма-излучения и плотностью породы наблюдается обратная зависимость. Дифференцированность пород по плотности и наличие зависимости между их плотностью и пористостью позволяют проводить по данным ГГКП литологическое расчленение разрезов скважин и оценивать пористость пород. В связи с этим на диаграмме плотностного варианта ГГМ показания тем ниже, чем выше плотность изучаемой среды. Поскольку при постоянном минеральном составе (δск = const) пород плотность увеличивается с уменьшением пористости, диаграмма 1уу прямым образом отражает изменение кп (рисунок 2). Если зонд ГГМ не прижимается непосредственно к стенке скважины, между зондом и стенкой располагается слой бурового раствора или глинистой корки с плотностью, резко отличающейся от средней плотности пород. Это происходит обычно в пластах небольшой мощности с увеличением диаметра скважины (каверны) или в пластах-коллекторах с глинистой коркой. Влияние слоя низкой плотности на показания Iγγ весьма существенно (рисунок 2), поэтому даже небольшие каверны отмечаются на кривой Iγγ как пласты пониженной плотности. Штриховкой отмечены участки повышенных значений Iγγ обусловленных кавернами. Обработка и истолкование результатов ГГМ. При обработке диаграмм ГГМ и данных эталонировки для расчетов используют истинные значения Iγγ, вычисленные по формуле: где, IγγР — регистрируемая радиометром интенсивность; Iγф — гамма-излучение фона, которое включает и интенсивность естественного гамма-излучения пород. 47 В нефтяных и газовых скважинах для участков разреза с постоянной плотностью минерального скелета δск, определив δп по диаграмме ГГМ, зная плотность жидкости δж в породе, можно рассчитать общую пористость: Рисунок 2. Сопоставление кривых ГГК-П и пористости Кп(керн) Основная литература 1осн [190-198, 221-229] Дополнительная литература 1 доп. [113-119] Контрольные вопросы 1. Какие модификации метода ГГМ Вы знаете? 2. Зачем применяют двухзондовый скважинный прибор ГГМ? 3. Назовите радиус исследования ГГМ. 4. Назовите 3 основные вида взаимодействия гамма-излучения с веществом. 5.Как устроен скважинный прибор ГГК? 6.Чем отличается плотностной ГГК от селективного? 7. Какие задачи решаются с помощью ГГК-П на нефтяных и рудных месторождениях? 8. Какие задачи решаются с помощью ГГК-С? Лекция 7. Нейтронные методы исследования скважин(2часа). Нейтронные методы основаны на облучении пород нейтронами от стационарного ампульного источника и измерении плотностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов и гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Измеряемая величина – скорость счета в импульсах в минуту (имп/мин); расчетная величина – водородосодержание пород в стандартных условиях в процентах. 48 В зависимости от регистрируемого излучения различают: нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам – ННК-НТ; нейтронный каротаж по тепловым нейтронам - ННК-Т; нейтронный гамма-каротаж – НГК. Первые два вида исследований выполняют, как правило, с помощью компенсированных измерительных зондов, содержащих два детектора нейтронов (рисунок 1); НГК – однозондовыми или двухзондовыми приборами, содержащими источник нейтронов и один или два детектора гамма-излучения (рисунок 1). Нейтронный гамма-метод. Сущность нейтронного гамма-метода (НГМ) состоит в исследовании интенсивности искусственного гамма-поля, образовавшегося в результате поглощения (радиационного захвата) тепловых нейтронов породообразующими элементами. Интенсивность гамма-излучения радиационного захвата зависит в основном от числа тепловых нейтронов, поглощаемых единицей объема горной породы, и длины зонда. Число нейтронов, поглощаемых единицей объема породы, пропорционально плотности тепловых нейтронов, которая зависит от замедляющих и поглощающих свойств горной породы. Замедляющие свойства среды зависят от водородосодержания, а поглощающие свойства – от водородосодержания и содержания элементов с высоким сечением захвата тепловых нейтронов в окружающей среде (хлора, бора, железа, марганца и др.). Радиус (глубинность) исследования НГМ составляет 30 - 40 см, уменьшаясь с повышением объемного водородосодержания горных пород и содержания в них элементов с аномально высоким сечением радиационного захвата тепловых нейтронов. Таким образом, глубинность НГМ по разрезу скважины есть величина переменная. Она больше в низкопористых чистых песчаниках, плотных карбонатных, газоносных пластах, меньше в высокопористых породах, насыщенных нефтью или водой, глинах и гипсах. НГК ННКииии Рисунок 1. Схемы приборов НГК и НН-К Радиоактивный каротаж основан на измерении характеристик поля у49 излучения, возникающего под действием внешнего источника нейтронов. Общая величина у-излучения, регистрируемая при НГК, слагается из трех компонентов: 1) интенсивности γ-излучения Jнгк, возникающего в результате радиационного захвата ядрами породы; 2) γ -излучения Jггк источника нейтронов, которое воздействует на индикатор или вследствие облучения стенок скважины γ-лучами, часть которых рассеивается породой в направлении индикатора; 3) естественного гамма-излучения Jгк, обусловленного естественной радиоактивностью породы. При исследованиях зондами, длина которых L3 и более 40 см, плотность нейтронов в среде с большим водородосодержанием в зоне размещения индикатора мала, поскольку в такой среде нейтроны замедляются и поглощаются в основном вблизи источника. В результате породы с высоким водородосодержанием отмечаются на диаграммах НГК низкими показаниями. В малопористых породах с низким водородосодержанием плотность нейтронов вблизи индикатора увеличивается, что вызывает повышение интенсивности показаний НГК. По нейтронным свойствам осадочные горные породы можно разделить на две группы - большого и малого водородосодержания. К первой группе относятся: глины, характеризующиеся высокой влагоемкостью (пористостью) и содержащие значительное количество минералов с химически связанной водой (водные алюмосиликаты); гипсы, отличающиеся малой пористостью, а также некоторые очень пористые и проницаемые песчаники и карбонатные породы. При измерениях большими зондами (L3 > 40 см) на диаграммах эти породы отмечаются низкими показаниями. Во вторую группу пород входят: плотные известняки и доломиты, сцементированные песчаники и алевролиты, на диаграммах нейтронного гамма-каротажа эти породы выделяются высокими показаниями. Против других осадочных пород (песков, песчаников, пористых карбонатов) показания НГК зависят от их глинистости и содержания в них водорода (насыщенности водой, нефтью и газом). Нефть и вода содержат почти одинаковое количество водорода, поэтому нефтеносные и водоносные пласты с малым содержанием хлора отмечаются одинаковыми значениями НГК. Газоносные пласты в скважине отмечаются на кривой НГК более высокими показаниями, чем такие же по литологии и пористости нефтенасыщенные пласты. Нейтрон-нейтронный каротаж.Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам основан на облучении горных пород быстрыми нейтронами от ампульного источника и регистрации нейтронов по разрезу скважины, которые в результате взаимодействия с породообразующими элементами замедлились до тепловой энергии. Регистрируемая интенсивность тепловых нейтронов зависит от замедляющей и поглощающей способности горной породы. Наибольшая потеря энергии нейтрона наблюдается при соударении с ядром, имеющего массу равную еди50 нице, т.е. с ядром водорода. Для тепловых нейтронов, образующихся при замедлении быстрых нейтронов, наиболее характерен радиоактивный захват, сопровождающийся вторичным гамма-излучением. Таким образом, по данным ННК-Т можно определять водородосодержание горных пород, которое для пластов-коллекторов напрямую связано с пористостью. Эффект основан на разной глубинности исследования при разной длине зонда. Малый зонд ННК-Т несет информацию в основном о нейтронных свойствах скважины и околоскважинного пространства, тогда как на интенсивность, зарегистрированную большим зондом ННКТ, большое влияние оказывают нейтронные свойства пласта. Поэтому для определения водородосодержания используют отношение скоростей счета в этих зондах Нейтронный каротаж применяют в необсаженных и обсаженных скважинах с целью литологического расчленения разрезов, определения емкостных параметров пород (объемов минеральных компонент скелета и порового пространства), выделения газожидкостного и водонефтяного контактов, определения коэффициентов газонасыщенности в прискважинной части коллектора. Областями эффективного применения НК при определении пористости и литологическом расчленении разреза являются: -для ННК-НТ – породы с любым водородосодержанием, любыми минерализациями пластовых вод Спл и промывочной жидкости Спж (в том числе с любой контрастностью Спл и Спж в зоне исследования метода), при невысокой кавернозности ствола скважины; -для ННК-Т – породы с любым водородосодержанием, невысокими Спл и Спж (меньше 50-70 г/л NaCl) и слабой контрастностью Спл и Спж; -для НГК – породы с низким (меньше 8-12%) водородосодержанием и любыми Спл и Спж, а также породы со средним (8-20%) водородосодержанием, если Спл и Спж не превышают 100 г/л. Областями эффективного применения НК при выделении газоносных пластов, газожидкостного контакта, определении коэффициента газонасыщенности являются: -для ННК-НТ – породы с любым водородосодержанием при диаметре скважины, не превышающем 200 мм; -для ННК-Т – породы с водородосодержанием более 10% при диаметре скважины, не превышающем 250 мм; -для НГК – породы с водородосодержанием менее 20%. Измерительный зонд НК содержит ампульный источник нейтронов и один или два (и более) детектора нейтронов (надтепловых или тепловых) или гаммаизлучения. Точка записи – середина расстояния между источником и детектором для однозондовых приборов и середина между двумя детекторами для компенсированных (двухзондовых) приборов. Модуль НК комплексируется с другими модулями без ограничений. Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам дает сведения об эквивалентном водосодержании пород, относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разре51 зу. Нейтрон-нейтронный каротаж в комплексе методов общих исследований применяется при решении следующих задач: - литостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения детальной литостратиграфической колонки; - локальная и региональная корреляция по литологии физическим и фильтрационно-емкостным свойствам пород по всему исследованному разрезу с установлением однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза; - предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности); - предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов; - предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК, ГВК, ГНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в пластовых условиях; - контроль технического состояния ствола скважины (в открытом стволе и в колонне); - совместно с ГК выделение карбонатных пород, углей, зон интенсивной углефикации; - предварительное определение пористости гранулярных коллекторов; - предварительное выделение газонасыщенных участков (совместно с АК) в пластах с незначительным проникновением и высокими фильтрационноемкостными свойствами. Быстрые нейтроны в процессе неупругих столкновений порождают жесткое гамма-излучение, измерение спектра которого позволяет обнаружить присутствие многих элементов в породе, в том числе углерода, кремния и т. д. На диаграммах нейтронного каротажа по тепловым нейтронам водородосодержащие пласты выделяются, так же как и на кривых НГК, низкими значениями, малопористые пласты - более высокими значениями. Однако на показания ННК-Т влияние оказывают элементы, обладающие большим сечением захвата тепловых нейтронов, поэтому ННК-Т весьма чувствителен к содержанию хлора и получаемые результаты сильно зависят от минерализации промывочной жидкости и пластовой воды. Показания ННК-Н практически не зависят от содержания в окружающей среде элементов с большим сечением захвата тепловых нейтронов, в том числе хлора. Они определяются, главным образом, замедляющими свойствами среды - водородосодержанием. Следовательно, показания ННК-Н более тесно связаны с содержанием водорода в породе, чем показания НГК и ННК-Т. Методы ННКТ и ННК-Н имеют преимущество перед НГК в том, что их показания свободны от влияния естественного у-излучения и у-излучения источников нейтронов. Длина зондов при ННК-Т и ННК-Н выбирается равной 0,4-0,5 м. Импульсный нейтронный каротаж. Импульсный нейтронный каротаж (ИНК) в интегральной модификации основан на облучении скважины и породы быстрыми нейтронами от импульсного источника и измерении распределения во времени интегральной плотности тепловых нейтронов или гамма-квантов, 52 образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. В зависимости от регистрируемого излучения различают: импульсный нейтроннейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ИННК) и импульсный нейтронный гамма-каротаж (ИНГК). Импульсный нейтронный каротаж применяют в обсаженных скважинах для литологического расчленения разрезов и выделения коллекторов, выявления водо - и нефтегазонасыщенных пластов, определения положений водонефтяного контакта на месторождениях нефти с минерализованными (более 20 г/л) пластовыми водами, определения газожидкостных контактов, оценки пористости пород, количественной оценки начальной, текущей и остаточной нефтенасыщенности, контролем за процессом испытания и освоения скважин. Измерительный зонд ИНК содержит излучатель быстрых (14 МэВ) нейтронов, один или два детектора тепловых нейтронов или гамма-излучения. Точка записи – середина расстояния между излучателем и детектором, для двухзондовых приборов – середина расстояния между детекторами.Модуль ИНК обычно комплексируют с модулями ГК и ЛМ. Рекомендуемая скорость каротажа в терригенном разрезе – до 250 м/ч, в карбонатном – до 450 м/ч. Метод ядерно-магнитного резонанса (ядерно-магнитный каротаж ЯМК) изучает реакцию ядер на внешнее воздействие магнитным полем. Так как многие ядра обладают магнитным моментом и вращаются, то они могут взаимодействовать с внешними магнитными полями. В методе ЯМК измерение направлено на определение амплитуды сигнала и особенно - его затухания. Ядерно-магнитный резонанс связан с физическим принципом, заключающимся в реакции ядер на магнитное поле. Многие из ядер обладают магнитным моментом, т. е. они ведут себя как вращающиеся стержневые магниты. Эти вращающиеся магнитные ядра могут взаимодействовать с внешними по отношению к ним магнитными полями и генерировать поддающиеся измерению сигналы (рисунок 2). Для большинства элементов обнаруживаемые сигналы слабы, однако, водород обладает сравнительно большим магнитным моментом и присутствует в изобилии и в воде, и углеводородах порового пространства горных пород. Величина амплитуды сигнала при ЯМР пропорциональна числу ядер водорода и калибруется таким образом, чтобы определить значение пористости независимо от литологии и без использования радиоактивных источников. Наибольший интерес вызывает величина затухания сигнала ЯМР в течение каждого цикла измерений, называемая временем релаксации. Малые величины времени релаксации соответствуют связанной воде в глинах и капиллярах. Крупные поры отождествляются с большими временами релаксации и содержат в себе наиболее легко извлекаемые флюиды. В результате интерпретации времен релаксации и их распределения можно получить такие петрофизические параметры, как проницаемость, динамическая (эффективная) пористость и остаточная водонасыщенность. Метод дает высокое вертикальное разрешение пористости даже в тонко переслаивающихся разрезах, позволяет дифференцировать тип флюида в породе. 53 К недостаткам ЯМК следует отнести достаточно низкую глубинность измерений, что практически не позволяет использовать его в обсаженных скважинах. Рисунок 2. Прецессирующие протоны Основная литература. 1осн [190-198, 221-229] Дополнительная литература 1 доп. [113-119] Контрольные вопросы 1. Что такое естественная радиоактивность? 2. Основное назначение гамма-метода? 3. Правила определения границ пластов по диаграммам ГК. 4.Что такое естественная радиоактивность? 5. Какие модификации метода ГГМ Вы знаете? 6. Зачем применяют двухзондовый скважинный прибор ГГМ? 7. Назовите радиус исследования ГГМ. Лекция 8. Акустические методы исследования скважин(2часа). Акустический каротаж - совокупность методов исследования скважин, основанных на изучении полей упругих колебаний в звуковом и ультразвуковом диапазонах частот, которые создаются излучателем, размещенным в скважине. В основе акустического каротажа лежит различие упругих свойств пород, слагающих разрезы скважин. Горные породы в естественном залегании при тех напряжениях, которые возникают при исследовании разрезов скважин ультразвуковым методом, являются практически упругими телами. Если на элементарный объем породы в течение некоторого времени действует сила, то происходит деформация частиц породы и их перемещение. Это приводит к возникновению напряжений в слое, окружающем точку возбуждения. В результате во всех напрявлениях от точки приложения возбуждающей силы изменяется состояние среды. Процесс последовательного распространения деформаций 54 называется упругой волной. Упругие свойства горных пород, а значит и скорости распространения в них упругих волн в них обусловлены их минеральным составом, пористостью и формой порового пространства и, таким образом, тесно связаны с литологическими и петрофизическими свойствами. Основан на изучении характеристик упругих волн ультразвукового и звукового диапазона, прошедших через горные породы. Зонды АК приведены на рисунках 1,2. Рисунок 1. Зонды акустического каротажа а - трехэлементный; 6 - компенсированный с дополнительным третьим приемником ПЗ; в - с антенной монопольных приемников; г - с антеннами монопольных и дипольных приемников; д - сканер с вращающимся совмещенным преобразователем И-П; е - сканер с 8 электронноопрашиваемыми преобразователями И-П; Короткий зонд И-П, расположенный за пределами измерительного зонда, предназначен для измерения скорости упругой волны в жидкости, заполняющей скважину; 1 - электронная схема прибора; 2 - акустический изолятор; И, ИМ монопольный излучатель; П., ПМ - монопольный приемник; ИД - дипольный излучатель; ПД - дипольный приемник; И-П - преобразователь, совмещающий функции излучателя и приемника. Рисунок 2. Схемы измерительных зондов АК 55 Целесообразна классификация приборов АК по основному объекту исследований, предложенная для методов и приборов ГИС в целом. В открытом стволе таким единственным объектом изучения являются горные породы. Характеристики промывочной жидкости, в основном, скорость vж упругой волны в ней, измеряются с целью повышения достоверности решения основной задачи. В обсаженной скважине объектов изучения четыре: внутрискважинное пространство, заполненное одно- или многофазным неподвижным и движущимся флюидом; обсадная труба; затрубное пространство, заполненное цементом либо жидкостью; породы, слагающие разрез скважины и изучаемые через обсадную колонну. Исторически сложилось разделение приборов АК, предназначенных для изучения геологических разрезов и технического состояния обсадных колонн, на группы, основной определяющей характеристикой которых служит их назначение (для исследований открытых или обсаженных скважин) либо сложность конструкции измерительных зондов. Первые две группы составляют приборы массового применения, которые используются в открытых и обсаженных скважинах. Наиболее простые из них (рис.2, а, б) содержат уходящие в прошлое трёхэлементные (излучатель и 2 приёмника или 2 излучателя и 1 приёмник) либо компенсированные четырёхэлементные зонды (два излучателя и два приёмника). Часто компенсированный зонд содержит также третий приёмник П3 (рис.2, б), обеспечивающий специфичные технологические решения: фиксацию муфт обсадной колонны при любом качестве сцепления цемента с колонной, запись фазокорреляционных диаграмм (ФКД) на стандартной по длине базе, равной 5 футам (1,5 м), и т.п. Приборы массового применения эксплуатируются самостоятельно или в составе комбинированных сборок. Они ориентированы на измерение параметров (∆t, А, a) преимущественно продольной волны и в меньшей степени, при благоприятных геолого-технических условиях, - поперечной головной волны. К этим группам относятся также высокочастотные (300-1000 кГц) приборы-сканеры с одним или несколькими электроакустическими преобразователями, совмещающими функции излучателя и приёмника упругих колебаний (рис.2, д, е). Их основное назначение заключается в детальном изучении анизотропных слоистых и трещиновато-кавернозных пород в открытых скважинах и выделении вертикальных каналов в цементном камне, заполняющем затрубное пространство. Отдельную группу составляют приборы, предназначенные для решения практически всех задач, доступных АК, в любых геолого-технических условиях. Они оснащены многоэлементными измерительными зондами с монопольными и дипольными преобразователями (рис.2, б, в), охватывают широкий для АК диапазон частот (1-30 кГц) и обеспечивают измерение параметров информативных Р, S и St волн без влияния интерференции этих волн между собой и с другими волнами-помехами. Приборы этой группы предназначены для решения ограниченного круга задач в основной массе поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин. Ими владеют все отечественные и зарубежные фирмы и 56 предприятия, применяя их самостоятельно или в составе комбинированных сборок из приборов других видов ГИС. Приборы обеспечивают измерение параметров (∆tp, ap, fp и др.) продольной головной волны. Измерение параметров поперечной волны является для них желательным, но вовсе не обязательным. Как правило, его ведут при стечении благоприятных условий: номинальный диаметр скважины, относительно высокоскоростной разрез (vр>vs>vж), толщины исследуемых пластов превышают длины измерительных зондов, отсутствуют породы с аномальным затуханием упругих волн. Конструкции приборов массового применения отражают максимальный уровень развития технических средств АК первой половины 80-х годов Круг геологических задач, решаемых по данным приборов АК массового применения, определился с начала применения метода. К ним относятся расчленение разрезов по значениям скорости vp и затухания aр продольной волны, расчет пластовых скоростей для целей сейсморазведки, определение литологии и коэффициентов Кп пористости пород с межзерновыми порами, выделение гранулярных коллекторов по значениям Кп. Эти приборы применяют также для исследований обсаженных скважин с целью оценки качества цементирования обсадных колонн. Длительное совершенствование элементов скважинных приборов АК массового применения привело к выравниванию характеристик измерительных зондов, разработанных разными зарубежными и отечественными фирмами и предприятиями. Повсеместно применяются компенсированные измерительные зонды, в которых расстояние от излучателя до ближнего приёмника составляет 0,915-1,0 м, а база зонда (расстояние между приёмниками) - 0,5-0,61 м. Собственная частота колебаний излучателей составляет 20-25 кГц. Излучатели упругих колебаний выполнены в виде пьезокерамических цилиндров у большинства зарубежных фирм; отечественные предприятия и фирма Halliburton используют цилиндрические магнитострикционные излучатели. Приёмники упругих колебаний во всех приборах выполнены из пьезокерамических сфер диаметром 30-50 мм. Эксплуатационные характеристики у всех скважинных приборов также сходные. Диаметр приборов - 70-90 мм; диаметр обслуживаемых скважин - 108457 мм. Почти все фирмы владеют также приборами меньшего диаметра (42-60 мм) для обслуживания скважин диаметром 51-120 мм, в том числе наклонно направленных скважин, забуриваемых из старых стволов. Термобарические характеристики скважинных приборов стандартные: у зарубежных фирм - 177 °С и 138 МПа; у отечественных - 120°С и 80 МПа. Приборы массового применения используются самостоятельно или в составе комбинированных сборок. Чаще всего в состав сборок входят приборы НК, ГГК-П либо ИК. Для привязки результатов исследований к разрезу для всех приборов обязателен зонд ГК. Оцифровка первичных данных осуществляется в самих приборах зарубежными фирмами, использующими семижильный каротажный кабель и, соответственно, две-три линии передачи данных, и в каротажном регистраторе на дневной поверхности для отечественных приборов. 57 Среди скважинных приборов массового применения двумя отличительными чертами выделяется прибор АВАК-7. Он содержит 2 монопольных излучателя, возбуждаемых на частотах 20 (или 12), 8 и 2,5 кГц, дипольный излучатель с собственной частотой колебаний 3-4 кГц и соответствующие им 2 пары монопольных и дипольных приёмников. Это позволяет организовать в процессе одной спускоподъёмной операции работу трёх разночастотных измерительных зондов, оснащённых монопольными преобразователями и обладающими различной чувствительностью к Р, S и St волнам, и одного дипольного зонда. Прибор обеспечивает раздельную регистрацию параметров продольной (на частотах 20, 12 и 8 кГц), поперечной (8 кГц и дипольным зондом) и Стоунли (2,5 кГц) волн в открытых и обсаженных скважинах. Поперечная и Стоунли волны регистрируются (первая - дипольным зондом, вторая - на частоте 2,5 кГц) вне интерференции с более высокочастотной Р волной в первом случае, Р и S волнами - во втором, что повышает достоверность измерений ∆t, А, a. Зарегистрированы минимальные значения vs, равные 1050 м/с (∆ts=950 мкс/м), значения vst в диапазоне 900-1500 м/с (∆tst=660-900 мкс/м). В обсаженных скважинах с помощью дипольного зонда достигается измерение параметров S волны в случае удовлетворительного и даже плохого цементажа, когда затрубное пространство заполнено цементом, но отсутствует его сцепление с колонной и породами. Конструкции и эксплуатационные характеристики сканеров АК, предназначенных для детальных исследований открытых скважин, также близки друг к другу. Совмещенный "излучатель-приёмник" упругих колебаний совершает 6-12 оборотов в минуту вокруг оси скважинного прибора. Излучающая поверхность электроакустического преобразователя выполнена в форме вогнутого диска, радиус кривизны поверхности которого определяется размерами и собственной частотой колебаний преобразователя и близок к 100 мм. Рабочая частота колебаний преобразователя составляет 250-500 кГц в зарубежных приборах и 900-1000 кГц в отечественных. За исключением сканера АВК-42, ось преобразователя перпендикулярна оси скважинного прибора. Именно таким образом обеспечиваются максимальные интенсивность и дифференциация отражённых сигналов. В сканере АВК-42 преобразователь расположен вдоль оси прибора. Излучение (и приём) упругих импульсов в сторону стенки скважины достигается отражением сигналов от отражателя, расположенного на некотором расстоянии от преобразователя. Дискретность сканирования в азимутальной плоскости регулируется в диапазоне 100-500 точек на один оборот, иногда она выдерживается постоянной 128 точек на оборот. Дискретность исследований по вертикали составляет 8-10 мм при скорости движения прибора 180-500 м/ч. Ориентация развертки поверхности стенки скважины по сторонам света достигается применением магниточувствительного феррозондового датчика. Такого датчика лишён сканер АВК-42. Разрешающая способность АК-сканеров достаточно высока. С их помощью на стенке скважины различаются неоднородности, линейные размеры которых превышают 6-7 мм. Это способствует выделению тонких, но протяжённых элементов разреза - устьев трещин, выходящих на поверхность стенки 58 скважины, контактов пород с разной акустической жёсткостью (sv, где s - общая плотность пород, v -скорость распространения Р волны), прослоев и различных включений в тонком переслаивании песчано-глинистых пород. Одновременно определяется профиль скважины (колонны) по времени прихода к преобразователю сигнала, отраженного от стенки. Погрешность определения радиуса скважины в каждой точке сканирования не превышает ±0,7-1,0 мм. Приборы, посредством которых выполняются такие измерения, содержат дополнительный преобразователь "излучатель-приёмник", предназначенный для измерения на постоянной базе скорости vж упругой волны в скважинной жидкости. С определённой степенью достоверности с помощью АК-сканеров решают задачи литологического расчленения тонко чередующихся терригенных толщ, выделения тонких (не регистрируемых приборами БМК и МК) прослоев и включений глинистых пород в песчаниках, идентификации трещиноватокавернозных интервалов в карбонатных породах, определения границ наклона контактов пород, обладающих контрастными значениями акустических жесткостей. Отечественные сканеры АК, разработанные для исследований открытых скважин, применяют также в обсаженных скважинах. Изображение поверхности стенки скважины, получаемое в этом случае, позволяет установить глубины расположения муфтовых соединений (точнее, зазора между соседними обсадными трубами), перфорационных отверстий, трещин и порывов обсадной колонны, линейные размеры которых превышают пределы чувствительности метода. Возбуждение и регистрация упругих волн осуществляются зондом АК. Трехэлементный зонд АК состоит из одного излучателя и двух приемников (аппаратура типа ЛАК) или двух излучателей и приемника (аппаратура типа СПАК). Возбужденные излучателем упругие колебания после прохождения их через горные породы фиксируются приемниками. При акустических исследованиях горных пород измеряют кинематические и динамические характеристики продольных и поперечных волн. Модификации АК: АК по скорости. Кинематические характеристики определяют скорость распространения упругих волн в породах: время распространения упругих колебаний между приемником и ближним и дальним излучателем – Т1 и Т2, измеряемое в мксек; интервальное время распространения упругой волны –, измеряемое в мксек/м. Для измерения скорости головной продольной волны регистрируют времена ее вступления t1 и t2 па первом и втором приемниках. Определяют интервальное время (мкс) Δt = t1— t2 и интервальную скорость vp — l/Δt, где l — расстояние между приемниками. Данные используются для определения пористости, так как kn= (Δt — Δtск) /(Δtж — Δtск), где Δtск и Δtж — интервальное время соответственно в скелете породы и в жидкости, заполняющей поры. АК по затуханию. Динамические характеристики связаны с поглощающими свойствами исследуемой среды: относительными амплитудами продоль59 ных и поперечных колебаний от ближнего и дальнего излучателей – А1 и А2, измеряемым в мВ; коэффициентом поглощения для упругих волн, измеряемым в дб/м.Регистрируют амплитуды колебаний А1 и А2 и определяют коэффициент поглощения энергии (параметр затухания) α (м-1) на участке породы между элементами зонда: α = (1/l) ln (А1/ А2). Метод АК используется для выделения в разрезе трещинно-кавернозных зон и для определения характера насыщения пласта. В современной аппаратуре одновременно регистрируются 6 параметров: t1, t2, Δt, А1, А2, α. Определение коэффициентов пористости Kп было практически первой задачей скважинной геофизики, которую начали решать с использованием материалов АК. В основу определения было положено утверждение, что осадочные породы представляют собой гетерогенные среды, состоящие из зерен минералов и флюидов в порах. Эффективные свойства таких сред при малых размерах зерен и пор и их множестве определяются концентрациями отдельных фаз, их формой и степенью связи между фазами. При небольших различиях в упругих свойствах и плотности фаз форма границ не имеет практического значения, и величины Dtp, Dts определяются, как средневзвешенные, в соответствии с обьемными концентрациями фаз. Такой подход может быть применен и при более значительных различиях свойств фаз (минеральный скелет породы, вода и нефть в порах), хотя для таких случаев он менее обоснован. Редко и неравномерно расположенные, по сравнению с длиной упругой волны, трещины и каверны не отвечают условиям гетерогенной среды, поэтому для определения их емкости применяют другие взаимосвязи, чем пород с межзерновой пористостью. Первым и наиболее простым по форме уравнением, удовлетворяющим высказанному выше утверждению, стало уравнение cреднего времени. Увеличение пористости приводит к снижению скорости продольных v p и поперечных vs упругих волн. Наиболее надежные данные о связи величин v с Kп получены из экспериментов с образцами горных пород и частично путем сопоставления значений vp и vs по скважинным измерениям со значениями Kп по керну или по данным других геофизических методов. В различных условиях эти корреляционные связи могут быть аппроксимированы относительно простыми эмпирическими формулами. Наиболее широко распространена аппроксимация уравнением среднего времени (М. Вилли, формула среднего времени): 1/v = Kп/vж + (1 - Kп)/vтв, Dt= DtжKп + Dtтв (1 - Kп), где vж, vтв– скорости волн соответственно в заполнителе пор (жидкости) и твердой фазе. Dt = 1/v – интервальное время для породы. Dtж, Dtтв – то же для заполнителя пор и твердой фазы соответственно. Вляние глинистости или нефтегазонасыщенности коллекторов учитывают расширением уравнения среднего времени например, для глинистых пород: Dtp = DtжKп + Dtтв(1 - Kп – Kгл) + Dtгл Kгл, где Dtгл – интервальное время распространения волны в глинах 60 Теоретические диаграммы АК приведнны на рисунке 3. Факторы, влияющие на скорость волн, подразделяются на внутренние (коэффициент пористости, минеральный состав и структура скелета, состав зополнителы пор и т.д.) и внешние (термобарические условия, изменение свойств пласта в результате его вскрытия скважиной). Минералогический состав существенно влияет на скорость волн. Для пород с низкой пористостью это один из основных факторов. При акустическом каротаже возбуждение упругих колебаний частотой 10 - 20 кГц и 20 кГц - 2 Мгц производится с помощью магнитострикционных (или иных) излучателей. Упругие колебания измеряют с помощью двух пьезоэлектрических сейсмоприемников, расположенных по одной линии на расстояниях 0,5 - 2 м друг от друга и от излучателя (рисунок 4). Между излучателем и ближайшим приемником устанавливается звукоизолятор, например, из резины, препятствующий передаче упругих колебаний по зонду. Все перечисленные приборы вместе с электронным усилителем принятых колебаний размещаются в скважинном снаряде акустического каротажа. Рисунок 3.Теоретические диаграммы интервального времени Остальная аппаратура располагается в каротажной станции. Акустический каротаж выполняется как в необсаженных скважинах, заполненных жидкостью, так и в обсаженных скважинах. Радиус исследования пород от оси скважины не превышает 0,5 - 1 м. Скорость распространения упругих волн зависит от упругих модулей пород, их литологического состава, плотности и пористости, а величина затухания - от характера заполнителя пор, текстуры и структуры породы (рис. 5). На акустических диаграммах высокими значениями скоростей распространения упругих волн выделяются плотные породы - магматические, метаморфические, скальные, осадочные. В рыхлых песках и песчаниках скорость тем ниже, чем больше пористость. Наибольшее затухание (наименьшая амплитуда сигнала) наблюдается в породах, заполненных газом, меньше затухание в породах нефтенасыщенных, еще меньше - у водонасыщенных. Акустический метод применяется для расчленения разрезов скважин по плотности, пористости, коллекторским свойствам, а также для выявления границ газ - нефть, нефть - вода и определения состава насыщающего породы 61 флюида. Кроме того, по данным этого метода можно судить о техническом состоянии скважин и, в частности, о качестве цементации обсадных колонн. а - скважинный снаряд; б - кабель; в - наземная аппаратура; 1 - излучатель; 2 генератор импульса; 3 - акустический изолятор; 4 - приемники; 5 - электронный усилитель; 6 - блок-баланс;7 - усилитель; 8 - регистратор; 9 - блок питания Рисунок 4. Схема аппаратуры акустического каротажа 1 - породы средней пористости, сухие; 2 - породы средней пористости влажные 3 - породы высокой пористости; 4 - породы низкой пористости. Рисунок 5. Общий вид диаграммы скорости (а) и амплитуды (б) Итак, данные АК применяются для решения следующих задач: В открытом стволе: -литологическое расчленение разреза; -пределение коэффициента пористости коллекторов. В обсаженной скважине: -контроля качества цементажа эксплуатационных колонн. -контроля технического состояния труб эксплуатационной колонны. Акустический метод контроля качества цементажа использующий свойства преломленной волны, позволяет: -определять высоту подьема сформировавшегося цементного кольца (при определенных условиях); 62 -определять интервалы бездефектного цементного кольца; -выделять интервалы с дефектами цементного кольца и оценивать размеры дефектов; -определять влияние механических и других воздействий на состояние цементного кольца; Основная литература 1осн [154-171], 2осн [209-221] Дополнительная литература 1 доп. [146-152, 158-172] Контрольные вопросы 1. Назовите основные модификации АК. 2. Факторы, влияющие на скорость волн. 3. Напишите уравнение среднего времени. 4. Влияние пористости на скорость продольных и поперечных волн. 5.Нарисуйте схему измерения акустических параметров. 6.Литологическое расчленение разрезов скважин по диаграммам АК. 7.Методика определения коэффициента пористости. Лекция 9. Методы контроля технического состояния скважин. Термомерия скважин. Цементометрия скважин(2часа). Геофизические методы применяют для изучения технического состояния бурящихся и эксплуатационных скважин. Для этого разработаны скважинные приборы, специальные методики проведения исследований, которые реализуют принципиальные возможности различных геофизических методов. Инклинометрия скважин. В проектах на бурение проводка скважин предусматривается вертикальной или в заданном направлении (наклоннонаправленные). Направленное бурение проводят в тех случаях, когда кровлю пласта необходимо вскрыть в точках, проекция которых на земную поверхность смещена относительно устья скважины. Это требуется при кустовом бурении в случае, когда невозможно разместить оборудование непосредственно над объектом бурения, при вскрытии крутопадающих пластов и т. п. Однако и при бурении вертикальных скважин за счет изгиба бурильных труб и вскрытия пластов различной твердости, залегающих под некоторым углом к горизонтальной поверхности, происходит отклонение ствола от вертикали, называемое искривлением скважины. Пространственное положение любой точки ствола скважины характеризуется двумя углами: углом искривления δ (кривизны скважины) — отклонением оси скважины от вертикали (рисунок 1, а) и дирекционным углом δ (рисунок 2б - углом между горизонтальной проекцией элемента оси скважины, взятой в направлении увеличения глубины скважины, и географическим меридианом. Обычно вместо дирекционного угла пользуются магнитным азимутом φ, т. е. углом, отсчитываемым по ходу часовой стрелки между направлением на магнитный север См и горизонтальной проекцией элемента оси скважины.Определение искривления скважины сводится к замерам положения в пространстве оси скважины, следующим один за другим. Причем в пределах каждого отрезка ось скважины отождествляют с прямой линией. Измерения в 63 скважинах выполняют по точкам. В вертикальных скважинах расстояние между точками наблюдения (шаг измерения) принимают равным 25 м, в наклоннонаправленных -5 м. При определении проекции ствола скважины условно принимают, что углы δ и φ, полученные в нижней точке интервала исследования, остаются постоянными до следующей точки измерения. Плоскость, проходящую через вертикаль, и прямую линию, принимаемую в данном интервале за ось скважины, называют плоскостью искривления. Истинные значения угла отклонения δ, а также величину горизонтальной проекции заданного интервала глубин определяют в плоскости искривления. Проекцию интервалов ствола скважины на вертикальную плоскость (рисунок 1) а определяем как: где Liвер. = hi+1 - hi, hi+1 и hi— глубина нижней и верхней точек измерения Для определения абсолютной отметки вскрываемого i-ro пласта Hi вычисляют сумму вертикальных проекций от устья скважины до изучаемого интервала: По данным измеренных углов и вычисленных значений горизонтальных проекций строят инклинограмму — проекцию оси скважины на горизонтальную плоскость. Инклинограмму получают путем последовательного построения всех вычисленных ∆ Li, начиная с наименьшей глубины, откладывают их в направлении измеренного угла φ. Соединив начальную точку первого интервала с конечной точкой последнего, получают общее смещение оси скважины от вертикали α на исследуемом участке. Величину смещения и его направление указывают на плане. Инклинограммы строят, как правило, в масштабе 1:200. Рисунок 1. Проекция участка ствола скважины на вертикальную (а) и горизонтальную (б) плоскости. 64 Углы и азимуты отклонения в скважинах измеряют специальными скважннными приборами — инклинометрами. В практике геологоразведочных работ на нефть и газ наиболее широко применяются инклинометры с дистанционным электрическим измерением, в которых датчиками служат градуированные электрические сопротивления. Кавернометрия и профилеметрия скважин. В процессе бурения скважины ее диаметр не остается постоянным; он изменяется с глубиной и во времени. Диаметр скважины может быть номинальным, т. е. соответствовать диаметру долота, быть больше или меньше номинального. Изменения диаметра определяются литолого-петрографическими свойствами горных пород и зависят также от технологии бурения. Номинальный диаметр dH сохраняется в плотных, непроницаемых породах. Увеличение диаметра dc>dH наблюдается при разбуривании глин, аргиллитов, каменной соли, трещиноватых и кавернозных известняков, против коллекторов наблюдается уменьшение диаметра скважины за счет образования глинистой корки. Кавернометрия входит в стандартный комплекс геофизических исследований, и регистрация диаметра скважины является обязательной во всех скважинах. Данные кавернометрии используют при литологическом расчленении разреза, при вычислении удельного сопротивления горных пород, при истолковании диаграмм микрозондов, определении пористости, глинистости по данным радиоактивных методов и т. п. Кроме того, данные кавернометрии широко используют для решения технических задач. Схема измерения скважинным каверномером приведена на рисунке 2. Рисунок 2. Схема измерений со скважинным каверномером и пример записи кавернометрии. 65 Кавернометрия входит в стандартный комплекс геофизических исследований, и регистрация диаметра скважины является обязательной во всех скважинах. Данные кавернометрии используют при литологическом расчленении разреза, при вычислении удельного сопротивления горных пород, при истолковании диаграмм микрозондов, определении пористости, глинистости по данным радиоактивных методов и т. п. Кроме того, данные кавернометрии широко используют для решения технических задач. Скважинный каверномер-профилемер СКП позволяет одновременно непрерывно регистрировать три кривые: кавернограмму и две кривые для диаметров скважины в двух взаимно перпендикулярных плоскостях. Диаметры скважин определяют по величине раскрытия двух пар независимо перемещающихся измерительных рычагов. Информация передается по одножильному - кабелю с использованием схемы частотного разделения сигналов. Термометрия скважин. Метод термометрии заключается в изучении естественных и искусственных тепловых полей в скважине в установившемся и неустановившемся режимах. Измеряемая величина - температура (разность температур) - в градусах Цельсия (°С). Термические методы ГИС основаны на изучении естественных и искусственных тепловых полей. Различают методы естественных и искусственных тепловых полей. Знание естественной температуры недр необходимо для учета факторов, определяющих условия образования нефти и газа, их миграцию, скопление в виде залежей, фазовое состояние в пластовых условиях. Дифференциация горных пород по удельной теплопроводности позволяет в ряде случаев осуществить литологическое расчленение разрезов скважин по диаграмме изменения температуры в зависимости от глубин. Для этого геотермограмму разбивают на отдельные участки с близкими значениями градиентов температуры. Локальные изменения температуры в нефтеносных и газоносных горизонтах образуются при поступлении в скважину нефти или газа. Газ вызывает резкое снижение температуры, нефть создает небольшие положительные аномалии. Изменения геотермического градиента в галогенных отложениях обусловлены эндотермическими реакциями растворения солей промывочной жидкостью. На термограммах эти отложения выделяются понижением температуры. В рудных, особенно сульфидных отложениях возникают положительные изменения геотермического градиента, обусловленные процессами экзотермического окисления руды промывочной жидкостью. По тем же причинам положительными аномалиями градиента отмечаются угольные пласты. Существует ряд факторов, позволяющих использовать термометрию для контроля технического состояния скважин. Это притоки пластовой и поглощение промывочной жидкостей, затрубная циркуляция вод, экзотермический процесс затвердевания цементного камня. Метод искусственного теплового поля основан на изучении изменения во времени теплового поля, искусственно созданного в скважине. Различная скорость изменения температуры обусловлена дифференциацией горных пород по температуропроводности или наличием притоков, поглощений и затрубной циркуляции жидкости. Искусственные аномалии теплового поля в скважине могут быть созданы путем заполнения ствола промывочной жидкостью с тем66 пературой, отличающейся от температуры пород, или нагреванием жидкости в результате экзотермической реакции затвердевания цемента. Метод искусственного теплового поля применяют для контроля разработки нефтегазовых месторождений или при изучении технического состояния скважин. Измерение естественных полей выполняют: - в установившемся режиме с целью определения естественной температуры пород, геотермического градиента, геотермической ступени; - в неустановившемся режиме для сопровождения бурения и каротажа — определения температурного режима работы бурового инструмента и скважинных приборов; - получения информации для учёта температуры при интерпретации данных каротажа. Геотермические исследования проводят только на спуске прибора после пребывания скважины в покое не менее 10 суток. Более точный промежуток времени устанавливают для района опытным путем; реально он может составлять от нескольких месяцев до нескольких лет. В скважине не должно быть перелива, газопроявлений, затрубного движения. Схема выделения затрубной циркуляции по данным термометрии показана на рисунке 3. 1- цемент, 2-порода Рисунок 3. Схема выделения затрубной циркуляции по данным термометрии Цементометрия скважин. Цементирование затрубного пространства необходимо для крепления ствола скважины и изоляции пластов. Главная цель цементирования скважин - надежное перекрытие всех дебитирующих и поглощающих горизонтов, предотвращение возможных перетоков, а также формирования глубоких зон проникновения в коллекторах. Ведущая роль принадлежит акустическому методу, методика которого и аппаратура постоянно совершенствуется. В настоящее время контроль качества цементажа на основе АК оформился в самостоятельное направление акустических исследований, которое получает хорошее теоретическое обоснование, программное обеспечение и специализированную аппаратуру (широкополосная, многочастотная, с регистрацией полной волновой картины и др.). 67 Контроль качества цементирования проводят с целью определения местоположения цемента в затрубном пространстве, выявления дефектов (трещин и раковин) в цементном камне, участков неудовлетворительного контакта на границе цемент-порода. Для определения местоположения цемента в затрубном пространстве применяют термометрию, метод радиоактивных изотопов, основанный на регистрации гамма-излучения радиоактивных изотопов, добавленных в цементный раствор при его приготовлении, плотностной гамма-гаммаметод и некоторые модификации акустического метода. На рисунке 4 показан пример определения уровня подъема цемента по данным термометрии и ГГК-П. Рисунок 4. Пример определения уровня подъема цемента по данным термометрии и ГГК-П. Для определения высоты подъёма цемента за обсадной колонной измерения проводят от устья до забоя скважины после затвердевания цемента, но не позже чем через двое суток после цементирования колонны для нормально схватывающихся цементов и через 15-20 ч для быстросхватывающихся цементов. Запрещается проведение любых работ в скважине перед измерениями во избежание нарушения температурного режима. Дефектометрия обсадных колонн (ОК) имеет целью контроль состояния обсадных колонн и выявление их дефектов. К характеристикам ОК, опущенных в скважину, относятся; внутренний диаметр колонн, толщина стенок, местоположение муфтовых соединений и участков нарушения целостности труб в результате перфорации, трещин и коррозии, местоположение "прихватов" труб горными породами. Для контроля состояния ОК применяют механические, радиоактивные, индуктивные и оптические методы. 68 Дебитометрия и расходометрия скважин.Объемы жидкости или газа, циркулирующие в стволе скважины, фиксируются глубинными расходомерами и дебитомерами.Расходомерами измеряют расходы воды, нагнетаемой в скважину. Дебитомерами – притоки нефти, газа и их смеси с водой. Расходомеры отличаются от дебитомеров диаметром корпуса глубинного прибора. У расходомеров он больше, чем у дебитомеров, поскольку первые предназначены для измерения больших объемов жидкости в нагнетательных скважинах – от 2000 до 5000 м3/сут. Дебитомеры и расходомеры делятся на механические и термокондуктивные, - по способу регистрации – на автономные (регистрация сигналов осуществляется внутри прибора) и дистанционные (сигналы для регистрации передаются по линии связи на поверхность), - по условиям измерений на пакерные и беспакерные. В механических дистанционных дебитомерах и расходомерах обычно используются преобразователи скорости вращения турбинки в электрические сигналы, приборы с автономной регистрацией используют как турбинные так и поплавково-пружинные датчики. Работа термокондуктивных дебитомеров и расходомеров основана на определении количества тепла, отдаваемого непрерывно нагреваемым телом, которое помещено в поток жидкости или газа. По количеству отдаваемого тепла судят о линейной скорости потока, которая связана с объемным расходом жидкости. Разработано много различных типов механических дебитомеров и расходомеров турбинного типа, которые отличаются в основном конструкцией пакерирующего устройства. Механический дебитомер (расходомер) представляет собой тахометрический преобразователь скорости потока жидкости или газа. Чувствительным элементом служит турбинка, вращающаяся набегающим потоком флюида. Скорость вращения турбинки преобразуется в электрические сигналы с помощью магнитного прерывателя тока. Скорость вращения турбинки пропорциональна величине измеряемого дебита жидкости или газа. Следовательно, чем выше дебит, тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал. Контактный магнитный прерыватель тока обеспечивает стабильную работу прибора при скорости вращения турбинки до 3000 об/мин.Частота импульсов, поступающих по линии связи на поверхность, преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину наряжения, которая фиксируется регистрирующим прибором. Существуют следующие типы глубинных дебитомеров и расходомеров РГТ-1, ДГД-6Б, РГД-2М, РГД-3, РГД-4, РГД-бГ. Принцип работы этих приборов одинаков, а различаются они конструкциями пакерирующих устройств и способами их управления. Основная литература 1осн [172-173, 274-285, 336-338], 2осн [222-230, 268269,270-277] Дополнительная литература 1 доп. [195-202, 214] Контрольные вопросы 1. Задачи, решаемые термометрией. 69 2. Методика проведения геотермических исследований 3. Для чего проводятся измерения искусственных тепловых полей в скважинах? 4. Что называется геотермическим градиентом? 5. Что называется геотермической ступенью? 6. Для чего необходимо цементирование скважин? 7. Назовите методы контроля цементирования скважин. 8. Для чего применяется кавернометрия? 9. Задачи, решаемые инклинометрией. 10. Какие методы используются для контроля технического состояния скважин? 11. Профилеметрия скважин. Лекция 10. Литологическое расчленение разреза скважин, выделение пластов коллекторов по комплексу ГИС (2часа). Коллектор - горная порода, обладающая пористостью и проницаемостью, которые обеспечивают подвижность нефти или газа в породе. Породаколлектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой. Породы, в которых движение нефти или газа физически невозможно, называются неколлекторами. Естественные границы фиксируются в скважинах по резкой смене физических свойств пород — это поверхности напластования, разделяющие в разрезе коллекторы и неколлекторы, границы зон коллекторов с разными емкостнофилътрационными свойствами, с разным характером насыщения пород, а также дизъюнктивные, связанные с разрывными нарушениями, и др.Условные границы принимаются по каким-либо косвенным признакам — по кондиционным свойствам коллекторов, по категорийности запасов, по комплексу свойств, определяющих технологические показатели разработки, по зонам залежей, выделенным в соответствии с системой разработки, по частям залежей, принадлежащим разным недропользователям и другим, которые не приурочиваются к каким-либо естественным границам. Расчленение продуктивной части разреза скважины — это выделение слоев различного литологического состава, установление последовательности их залегания и в конечном итоге выделение коллекторов и непроницаемых разделов между ними. Решаются эти задачи с помощью комплекса методом изучения разрезов. В этом комплексе в настоящее время основное место занимают геофизические методы, которыми в обязательном порядке исследуются скважины всех категорий (поисковые, разведочные и др.). Данные геофизических исследований увязываются с имеющимися геологическими данными описания и анализа образцов пород (шлама, керна), с данными опробования интервалов на приток и с результатами исследования скважин гидродинамическими методами. Достоверность расчленения зависит от степени изученности геологического разреза, уровня теоретической разработки геофизических методов исследо70 вания скважин и общей геофизической характеристики района, полученной сейсмическими методами. Выделению коллекторов по геофизическим данным способствует наличие характерных показаний на различных геофизических кривых. Интерпретация кривых наиболее достоверна при совместном использовании в комплексе геофизических и геологических исследований. При этом следует иметь в виду, что керн в ряде случаев не дает достаточно полного представления о положении границ в разрезе залежи. Это связано с низким процентом выноса керна, обусловленным несовершенством колонковых долот, вследствие чего на поверхность поднимаются преимущественно более крепкие и глинистые породы, а рыхлые и сильнотрещиноватые не всегда выносятся. Длина полученного керна может быть меньше длины интервала проходки, что затрудняет точную привязку керна к глубинам. Выделение коллекторов в терригенном и карбонатном разрезах имеет свои особенности. В терригенных разрезах: песчаные и алевролитовые коллекторы, являющиеся обычно поровыми коллекторами, выделяются наиболее надежно по совокупности диаграммы ПС, кривой ГК и кавернограммы: - по наибольшему отклонению кривой ПС от линии глин, - по минимальной гамма-активности на кривой ГК, - по сужению диаметра скважины на кавернограмме в результате образования глинистой корки при бурении скважины. Для выделения малопористых плотных песчано-алевролитовых коллекторов проводят дополнительно: электрическое микрозондирование, нейтронный гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, акустический каротаж. Для распознавания глинистых коллекторов используют следующий комплекс: ПС, методы сопротивления, кавернометрия, микрокаротаж, гаммакаротаж. Выделение коллекторов в карбонатном разрезе заключается в расчленении разреза теми же методами на плотные и пустотные породы и в выделении среди последних высокопористых разностей. При тонком переслаивании плотных и пористых разностей наиболее надежные результаты могут быть получены по данным микрозондирования. Для выделения в карбонатном разрезе трещиноватых и кавернозных пород разработаны специальные комплексы геофизических исследований и их интерпретации (АК+НГК+ГГК-П). Учитывая отмеченные особенности подходов к расчленению терригенного и карбонатного разрезов, для каждого конкретного объекта (продуктивного горизонта, толщи) в зависимости от литологического состава пород, слагающих разрез, толщин отдельных слоев и пластов выбирается определенный комплекс геофизических исследований скважин, включающий методы, наиболее информативные в данных конкретных условиях. Песчаники характеризуются:широким диапазоном изменения рк; для газоносных и нефтеносных пород обычно характерны высокие значения р к , для водонасыщенных низкие; отрицательными аномалиями ΔUСП, уменьшающимися 71 при увеличении глинистости песчаного пласта;более высокими, чем у глин, значениями сопротивлениями пород по микрозондам ρКМКЗ, при этом ρкмпз > ρкмгз (кривые расходятся);низкими значениями гамма-излучения Iγ, повышающимися против глинистых полимиктовых и глауконитовых песчаников;понижением значений Iγγ и Δτп с уменьшением пористости и возрастанием их с увеличением глинистости;широким диапазоном изменений Inγ и Inn в зависимости от пористости, степени цементации и характера насыщенности;уменьшением dс из-за образования глинистой корки. Определение литологического состава пород-неколлекторов по промысловогеофизическим данным основывается на следующих геофизических признаках. Глины обычно характеризуются: - низкими значениями ρк, которые увеличиваются при повышении плотности и карбонатности глин;положительными аномалиями ΔUсп (кривая занимает крайнее правое положение);совмещением значений ркМгз и ркМпз, примерно равных сопротивлению промывочной жидкости (глинистого раствора ρР): ρкмгз = ρкмпз = ρр (кривые почти сливаются);высокими значениями Iγ ;высокими значениями Iγγ , снижающимися в более плотных разностях;низкими показаниями Inγ и Inn; максимальными значениями Δτп ;увеличением dс по сравнению с dН; Глинистые сланцы характеризуются более высокими, чем у глин, значениями ρк, Iγ, Inγ, большими показаниями ΔUсп, более низкими значениями Iγγ и Δτп; незначительным увеличением dс или номинальным его значением. Гидрохимические осадки (ангидриты, соли) характеризуются очень высокими значениями ρк; незначительными амплитудами ΔUсп, минимальными значениями Iγ и низкими Iγγ; максимальными показаниями Inγ и Inn, низкими значениями Δτп; номинальными значениями dс. Карбонатные породы в основном различаются по типу пустотного пространства и его величине, поэтому в карбонатном разрезе более информативны нейтронные и акустические методы и метод сопротивлений. При изучении разрезов скважин выделяются: - общая толщина горизонта (пласта) — расстояние от кровли до подошвы, определяемое в стратиграфических границах; - эффективная толщина, равная общей толщине за вычетом толщины прослоев неколлекторов, выделенных в разрезе горизонта; - нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина, равная суммарной толщине прослоев нефтегазонасыщенных коллекторов. В чисто нефтяной зоне залежи (во внутреннем контуре нефтеносности) эффективная толщина равна нефтенасыщенной. В водонефтяной (водогазовой) зоне пласта нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина определяется как часть эффективной в интервале от его кровли до поверхности ВНК или ГВК. Значения эффективной и нефтегазонасыщенной толщин в пределах площади залежи различаются, иногда довольно существенно. Для отображения изменения названных толщин строятся карты в изолиниях, называемые картами изопахит (изопахиты — линии равных значений толщины). В пределах внутреннего контура нефтегазоносности значения изопахит эффективной и продуктивной толщин совпадают. От внутреннего контура к внешнему идет законо72 мерное уменьшение нефтегазонасыщенной толщины. Внешний контур нефтегазоносности одновременно является линией нулевых значений эффективной нефтегазонасыщенной толщины, т.е. фактически границей залежи. На рисунке 1показаны диаграммы ГИСдля терригенного разреза. Характер связи параметра насыщения с коэффициентом водонасыщенности показан на рисунке 2. При оперативной интерпретации можно воспользоваться данными таблицы 1. Таблица1. Зависимость характера насыщения коллекторов от параметра насыщения для различных пород. Порода, литотип Песчаник Алевролит Глинистый алевролит Характер насыщения нефть РН 3 РН 2 РН 1,2 Не ясно 3 РН 2 2 РН 1,2 1,2 РН 1,0 Вода РН ≤ 2 РН ≤ 1,2 РН ≤ 1,0 Рисунок 1.Геофизическая характеристика терригенного разреза. 73 нефть нефть+вода вода Рисунок 2. Зависимость параметра насыщения от Кв. Газовый каротаж – комплекс исследований скважины, включающий изучение объемного содержания и состава газов углеводородов (УВ) в промывочной жидкости (ПЖ), эвакуированной из скважины, изменения технологических параметров, характеризующих режим бурения скважины, а также отбора и исследования шлама (каротаж по шламу). Газовый каротаж представляет собой прямой метод выделения пластов, содержащих УВ, в разрезе скважины. Он предназначен для изучения геологического разреза скважины, оперативного выделения в нем перспективных на нефть и газ интервалов с целью детальных геофизических исследований и опробования пластов, а также прогнозной оценки характера и насыщения. Цель геолого-технологических исследований состоит в оперативном изучении геологического строения разреза скважин, выявлении и оценке продуктивных пластов, повышении качества проводки и сокращении цикла строительства скважин на основе получаемой в процессе бурения геолого-геохимической, геофизической и технологической информации. Достижение этой цели обеспечивается путем оперативной реализации буровой бригадой рекомендаций, выдаваемых на скважине персоналом партии ГТИ, а также использованием полученной информации при проектировании строительства очередных скважин. В функции партии ГТИ входит непрерывный в процессе бурения сбор, анализ и обработка информации о шламе, керне, параметрах бурового раствора и режиме бурения; оперативная предварительная обработка геофизической и гидродинамической информации о продуктивных или перспективных объектах; выдача буровой бригаде, геологической и технологической службам буровых предприятий рекомендаций, необходимых для оперативного выявления перспективных на нефть и газ объектов и оп74 тимальной проводки скважин в сложных горно-геологических условиях. К геологическим задачам, решаемым партиями ГТИ, относятся: - литолого-стратиграфическое расчленение разреза; - выделение коллекторов и оценка их свойств; - выявление в разрезе нефтегазоносных или перспективных пластов. К технологическим задачам относятся: - предупреждение аварий и осложнений в процессе бурения; - оптимизация режимных параметров бурения и отработки долот; - расчет давлений в скважине и оценка пластовых, поровых давлений. Область применения геолого-технологических исследований включает исследование поисковых, разведочных, эксплуатационных, опорно-параметрических и опорно-технологических скважин. Основными задачами газового каротажа при исследовании поисковых и разведочных скважин являются: выявление в разрезе бурящейся скважины перспективных нефтенасыщенных пластов-коллекторов; оценка характера насыщенности пласта-коллектора; выделение зон аномально высоких поровых давлений; предупреждение внезапных выбросов пластового флюида. При решении второй и третьей из перечисленных задач важнейшим информативным параметром является относительный состав газа. В настоящее время при газовом каротаже измеряются концентрации углеводородных газов CH4, C2H6, C3H8, C4H10, C5H12, C6H14 в газовоздушной смеси, извлекаемой желобным дегазатором из промывочной жидкости (ПЖ), и в газовой смеси, выделяющейся при глубокой дегазации проб ПЖ. Относительный состав газа определяется расчетным путем, как относительные содержания компонентов углеводородных газов (УВГ) от метана до гексана включительно, когда суммарное содержание УВГ принимается за 100 %. Для выявления характера насыщения испытуемого пласта используется соотношение различных компонентов полученного газа между собой, различное для попутного газа, газа в кровле нефтенасыщенного пласта и вблизи ВНК, в газовых шапках, чисто газовых залежах и водорастворенного газа. Извлечение газа из раствора осуществляют с помощью дегазаторов, за счет понижения над раствором давления и его механического разбрызгивания. При стандартных газометрических исследованиях из раствора извлекается небольшая (сотые доли процента) часть заключенного в нем газа. Приготовление рабочей газовоздушной смеси осуществляется в линии газовоздушного потока и заключается в ее очищении от механических примесей и брызг, а при необходимости - от присутствия неуглеводородных горючих газов. Для более детального компонентного анализа углеводородных газов применяют хроматографические анализаторы.Результаты анализа газовоздушной смеси относятся не к глубине забоя скважины, а к той глубине, которую скважина имела при разбури- вании пород, выделивших исследуемую порцию газа.Результаты исследований представляют в виде кривых изменения содержания углеводородных газов, а также в виде кривой изменения содержания тяже75 лых углеводородных газов по разрезу скважины. Вместе с кривыми газометрии скважины регистрируется кривая скорости проходки. На кривых газометрии против нефтегазоносных пластов выделяются выраженные аномалии повышенного содержания газов. Против газоносных пластов величина аномалий на кривой содержания тяжелых газов меньше, чем против нефтеносных. Это связано с тем, что при вскрытии газоносных пластов в буровом растворе наблюдается рост содержания легких фракций. Основным критерием при определении типа залежи может служить качественный состав анализируемых при газовом каротаже газовоздушных смесей. Следует отметить, что в момент проходки газонасыщенных пластов извлеченный из глинистого раствора газ будет состоять преимущественно из метана, при каротаже горизонтов, содержащих нефть, в составе газа должна возрастать роль более тяжелых углеводородов.Тип газа по условиям его нахождения можно определить по данным таблицы 2. Таблица 2. Тип газа по условиям его нахождения Газы земной поверхности: Газы почвы; Болотные,торфяные и другие газы поверхностных отложений. Генетический тип газа, условия его Углеводородный состав,% нахождения в природе, физикохимическая характеристика Биохимического происхождения CH4-100; иногда В свободном состоянии, сорбирован- встречаются примеси более ные породой, растворенные в воде. тяжелых углеводородов с концентрацией 10-2-10-3 Газы газовых месторождений 1.Газы образовались в глубинных газоматеринских породах. Газовые залежи генетически не связаны с нефтью и распространены в районах отсутствия или незначительной нефтеносности. 2. Газы генетически связаны с нефтью. Газовые залежи расположены в районах развития нефтеносности и представлены отдельными залежами или газовыми шапками в пределах нефтяных залежей. Газ, растворенный в нефти 1.Нефтяная залежь полностью насыщена газом Рпл/Рнас=1 2.Нефтяная залежь недонасыщена газом Рпл/Рнас=2 3.Нефтяная залежь недонасыщена газом Рпл/Рнас=3 4.Нефтяная залежь недонасыщена газом Рпл/Рнас=4 76 CH4-98,9-87,7; C2H6 – 4 -2; C3H8 –1,9-0,9; C4H10 –0,95-0,32; C5H12 –0,78-0,2 CH4-90-82, ΣСnH2n+2 – 10-18; CH4-61-47, ΣСnH2n+2 – 39-53; CH4-37-50, ΣСnH2n+2 – 63-50; CH4-5-47, ΣСnH2n+2 – 95-63; Газ, растворенный в воде 1.Пластовые воды контактируют с поверхностными газами биохимического происхождения 2.Пластовые воды контактируют с газовыми залежами, генетически не связанными с нефтяными залежами; 3.Пластовые воды контактируют с газовыми залежами, генетически связанными с нефтяными залежами; 4.Пластовые воды контактируют с нефтяной залежью при Рпл/Рнас=1 5.Пластовые воды контактируют с нефтяной залежью при Рпл/Рнас=2 6.Пластовые воды контактируют с нефтяной залежью при Рпл/Рнас=4 CH4-100; CH4-99,9, ΣСnH2n+2 –0,01; CH4-93-98,6, ΣСnH2n+2–6,21,4; CH4-84-96,5, ΣСnH2n+2 –163,5; CH4-79,6-50,4, ΣСnH2n+2– 20,4-49,6; CH4-72-41,7, ΣСnH2n+2 – 3858,3; CH4-71-36, ΣСnH2n+2 – 29-64; Из приведенных данных следует, что как в нефтяных, так и в газовых месторождениях компонентный состав газов характеризуется наличием всей гаммы углеводородных газов от метана до гексана включительно. Количественное соотношение отдельных компонентов различно и изменяется в зависимости от типа залежи.Классификация битумов приведена в таблице 3,в таблице 4 приведен качественный состав битумов. Область применения метода - выделение в разрезе скважин газоносных и нефтеносных горизонтов. Таблица 3. Классификации битумоидов. Тип битумоидов ЛБ Цвет люминисценКомпонентный состав битумоидов ции капиллярных вытяжек Беловато-голубые тона Углеводородные флюиды, не содер – Легкий битумоид Разной интенсивности жащие смол и асфальтенов МБ Маслянистый битумоид Белый Нефть и битумоиды с низким содер – Голубовато-желтый Беловато-желтый жанием смол, с незначительным со – держ. или отсутствием асфальтенов МСБ Маслянисто-смолистый битумоид СБ Смолистый битумоид Желтый, оранжевый Нефти и битумоиды с содержанием САБ Смолисто-асфальтеновый битумоид Оранжево – желтый масел – более 60%, асфальтенов – до светло - коричневого1 – 2% Оранжево – коричневый Битумоид и нефти с повышенным Коричневый Темнокоричневый содержанием асфальтенов 3 – 20% Зеленовато – коричневый Битумоид с содержанием асфальте – Красно – коричневый Черно – коричневый 77 нов – более 20% Таблица 4. Форма люминисцирующего участка Характеристика люминисцирующего участка Балл Точки 1 Тонкое рваное кольцо 2 Тонкое плошное кольцо 3 Неровное пятно, толстое кольцо 4 Ровное пятно 5 Основная литература 1осн [340-350] Дополнительная литература 2доп [217-230,] Контрольные вопросы 1. Признаки пластов –коллекторов в терригенном разрезе. 2. Выделение коллекторов в карбонатном разрезе. 3. Что называется эффективной мощностью пласта-коллектора? 4. Какими значениями характеризуются глины в методе КС,ГК,ПС? 5. Какие методы ГИС применяются для выделения в карбонатном разрезе трещиноватых и кавернозных пород? 6. Методы определения характера насыщения пластов коллекторов. 7.Газовый каротаж для определения характера насыщения. Лекция 11. Геофизические исследования углеразведочных скважин. Геофизическая характеристика углей по комплексу методов.За основу геологогеофизической классификации угольных месторождений взяты физические параметры различных типов углей, основными из которых являются: пористость (кп), плотность (δ), потенциалы естественной (Uпс) и вызванной поляризации (Uвп). По данным показателям все угольные месторождения подразделяются на четыре основных класса (таблица 1): 1-й класс - буроугольные месторождения с землянистыми, плотными матовыми и блестящими бурыми углями, характеризующимися низким электрическим удельным сопротивлением и малыми значениям естественной и вызванной поляризации, низкой плотностью и интенсивностью естественного гаммаизлучения; 2-й класс – каменноугольные месторождения, содержащие угли переходные от бурых к каменным, и каменные, характеризующиеся высоким электри78 ческим удельным сопротивлением, пониженной пористостью и повышенными значениями потенциалов вызванной поляризации; 3-й класс – месторождения с тощими углями и полуантрацитами, которые отличаются аномальными значениями потенциалов вызванной поляризации; 4-й класс – месторождения, содержащие полуантрациты и антрациты, которые могут быть отчетливо выделены из вмещающих пород по геофизическим методам электрометрии и радиометрии. Выделение угольных пластов в разрезах скважин является одной из основных задач углеразведки. Она решается однозначно по результатам геофизических исследований скважин и основывается на различии физических свойств углей и вмещающих пород. Генетически все угли резко отличаются от вмещающих пород по вещественному составу, следовательно, и по плотности, скорости распространения упругих волн, естественной радиоактивности, электрическим и другим свойствам. Но степень этого различия неодинакова для различных типов углей и осадочных пород. В соответствии с этим на диаграммах регистрируемых геофизических параметров угольные пласты отличаются аномалиями различной амплитуды и знака. Однако выделение углей в разрезах скважин подчиняется общим критериям с учетом отдельных особенностей геофизических характеристик угольных пластов на различных месторождениях. Выделение угольных пластов в разрезах скважин проводится по диаграммам поискового комплекса геофизических методов, регистрируемым по всему стволу скважины в масштабе глубин 1:200 или 1:500. Критерии выделения угольных пластов в разрезах скважин по геофизическим диаграммам подразделяются на основные, общие для всех классов месторождений, и дополнительные, характерные лишь для одного или нескольких классов. Наиболее четко угольные пласты в разрезах скважин месторождении всех классов от вмещающих пород отличаются по объемной плотности в насыщенном водой состоянии. Разница достигает максимума 1,50 г/см3 на месторождениях 2-го класса. Все угольные пласты в разрезах скважин выделяются положительными аномалиями на диаграммах интенсивности рассеянного гамма- излучения. Это один из основных, общих критериев выделения углей, называемый критерием плотности. По скорости распространения упругих волн угольные пласты на месторождениях всех классов также отличаются от вмещающих пород. В угольных пластах она всегда ниже, чем в породах. На месторождениях каменных углей эта разница достигает 2000-2500 м/с. Минимальное её значение наблюдается на буроугольных месторождениях. Таким образом, при выделении угольных пластов в разрезах скважин необходимо прежде всего по диаграмме кавернометрии выделить интервалы, где каверны отсутствуют или имеют небольшую глубину (dф<1,5dн, где dф - фактический диаметр скважины, dн- номинальный, проектный диаметр скважины), интервалы развития каверн средней глубины(1,5dн<dф<2dн) и интервалы с глубокими кавернами(dф >2dн). Для поисков угольных пластов в разрезах скважин и их выделения применяются методы рассеянного гамма-излучения и кавернометрии. Все угольные 79 пласты на диаграммах гамма-гамма-метода отмечаются максимумами интенсивности рассеянного гамма-излучения. Все вмещающие породы не сопровождаются аналогичными аномалиями на диаграммах J, что позволяет однозначно выделять многие угольные пласты в разрезе скважины. Однако это положение справедливо для скважин с хорошим техническим состоянием, в которых не разрушены стенки и не образовались каверны, что должно быть подтверждено диаграммой кавернометрии. Таким образом, для однозначного выделения угольных пластов в не кавернозных интервалах разрезов скважин всех классов угольных месторождений используется соотношение: J γγó J γγ âì при dф d н , где J у, J вм - интенсивность естественного гамма-излучения в углях и вмещающих породах; dф, dн - диаметры скважины фактический (по кавернограмме) и номинальный. Каверны так же, как и угольные пласты, фиксируются на диаграммах J аномалиями повышенной интенсивности рассеянного гамма-излучения. Они могут быть в углях и во вмещающих породах. Поэтому при наличии каверн в скважинах исключается возможность однозначного выделения угольных пластов непосредственно по диаграммам J и кавернометрии. При сопоставлении диаграмм гамма-гамма-метода и кавернометрии выделяются на первых аномалии повышенной интенсивности рассеянного гаммаизлучения, которые зафиксированы на интервалах не кавернозных участков скважины. Такие аномалии на диаграммах J однозначно интерпретируются как угольные. Выделение угольных пластов в разрезах угольных скважин осуществляется по параметру Т, а последующую оценку их марочного состава – с привлечением параметра . Значения Т в углях изменяются, как правило в зависимости от степени метаморфизма углей. Однако в углефикационном ряду имеется аномально высокое значение 475 мкс/м, характерное для углей переходной марки КЖ стадии метаморфизма III3. Для антрацитов характерно аномально низкое значение Т350 мкс/м. Критериями выделения основных литологических типов пород являются следующие относительные соотношения геофизических параметров: ка кал кп кизв ку J фа J фал J фп J физв J фу ; J γа J γаа J γп Jизв J γу ta tал tп tизв t у ; , , где индексы а, ал, п, изв, у - соответственно аргиллит, алевролит, песчаник, известняк, уголь; t - интервальное время распространения продольных упругих волн. При изучении строения пластов угля используют следующие соотношения: 80 i / i0ó i / i0ó.à i / i0ó.ã.à i / i0àðã ку ку.а ку.г.а карг : J γу J γу.а J γу.г.а J γарг , J γγу арг J γγу.а J γγу.г.а J γγ , , где у – уголь; у.а – углистый аргиллит; у.г.а – углистый глинистый аргиллит; арг – аргиллит. Комплекс геофизических методов исследования по скважине приведен на рисунке 1, петрофизическая характеристика литотипов угленосных пород показана на рисунке 2. Типовые комплексы геофизических методов исследования углеразведочных скважин в поисковом и детализационных масштабах показаны в таблице 1. 1 – уголь; 2 – аргиллит; 3 – алевролит; 4 – песчаник; 5 – конкреция Рисунок 1. Выделение угольных пластов в разрезе скважины по диаграммам ГИС. 81 Основная литература 2осн. [213- 218] Дополнительная литература 3 доп.[3-9] Контрольные вопросы: 1.Назовите основные классы угольных месторождений. 2.По диаграммам какого масштаба выделяют пласты углей? Комплекс ГИС? 3.Назовите известное соотношение интенсивностей рассеянного гамма- излучения и кавернометрии для углей и вмещающих пород. 4.Какими параметрами акустического каротажа характеризуются угли и вмещающие породы? 1 - аргиллит; 2 - аргиллит низкоуглистый; 3 - аргиллит среднеуглистый; 4- аргиллит высокоуглистый; 5- уголь высокозольный; 6- уголь среднезольный; 7 - уголь низкозольный. Рисунок 2. Петрофизическая характеристика литотипов угленосных пород. 82 Таблица 1.Типовые комплексы геофизических методов исследования углеразведочных скважин. Поисковый комплекс масштаба 1:200 или 1:500 Исследования по всему стволу скважин Исследование кровли и почвы угольных пластов Классы месторождений I-IV Классы месторождений I-IV Классы месторождений I, III Класс месторождений II Класс месторождений IV Стадии метаморфизма угля: I-XX (Б1-Б3, Д1-Т2, А1-А2) Стадии метаморфизма угля: I-XX (Б1-Б3, Д1-Т2, А1-А2) Стадии метаморфизма угля: I-III, XII, XIII (Б1-Б3, Т2, ПА1) Стадии метаморфизма угля: IV-XI (БД, Д1-ОС, Т1) Стадии метаморфизма угля: XIV-XX (ПА2, А1А6) Основной КСГЗ КСПЗ ГК ГГК-П Кав. АК* Нак.* Инк.* * Детализационный комплекс масштаба 1:50 или 1:20 Дополнительный ВП ПС ГЗК Терм. Рез. Основной КСГЗ КСПЗ БТК(JФ) ГК ГГК-П АК Кав. Нак.* Дополнительный ВП ПС Исследование угольных пластов Основной КСПЗ БТК(JФ) ГК ГГК-П ГГК-С Кав. ООП* Дополнительный ВП НГК АК Нак. Основной КСГЗ КСПЗ БТК(Jф) ГК ГГК-П ГГК-С Кав. ООП* Дополнительный ВП БМК АК Нак. Основной КСПЗ ПС(Гр. ПС) ГК ГГК-П ГГК-С Кав. ООП* Метод применяется в отдельных скважинах, а отбор образцов пород (ООП) производится из отдельных пластов. Дополнительный ТК ЭП АК Нак. Лекция12.Геофизические исследования скважин руд черных металлов. Физические свойства железных и хромитовых, марганцевых руд-2часа. Железные руды. Железо входит в состав большого количества минералов. Из них рудными являются: магнетит, титаномагнетит, гематит, гетит, гидрогетит, сидерит и некоторые другие. Руды железа содержат скопления рудных минералов с примесью нерудных. Промышленные руды должны иметь содержание железа не менее 20% и мощность рудных тел не менее 1-2 м. Выделяют несколько типов железных руд по минеральному составу, структуре или условиям образования. Для большинства типов железных руд характерны повышенные магнитные свойства, большая плотность (3-5 г/см3) и хорошая электропроводность, а также повышенный эффективный атомный номер, т.к. для Fe z=26. Указанные особенности определяют выбор комплекса ГИС: на 1 этапе – КС, ПС, ГК, ПГГК, на 2 этапе КМВ и ПГГК или СГГК, на 3 этапе – ТСМ, РВП, МЭК. Марганец. Оксидные и карбонатные руды Mn образуют пластовые залежи массивной или вкрапленной текстуры. Вмещающие породы – песчано – глинистого состава.Руды марганца в осадочных месторождениях очень мало отличаются от вмещающих пород по основным физическим свойствам. Иногда руды более магнитны, однако их магнитные характеристики очень невыдержаны. При метаморфизме руд повышается их магнитность и электропроводность. Основная особенность физических свойств Mn – это повышенное сечение захвата тепловых нейтронов (13,2 барна). По этой причине на диаграммах ННК-Т рудные интервалы выделяются понижениями Jпп как при большой, так и при малой длине зонда. Обычно применяют зонды длиной 0,15-0,35 м.Определение процентного содержания возможно также по методу нейтронной активации по изотропу Mn56 (Т1/2=2,6 час, Еγ= 0,85 МэВ), образующегося из стабильного изотопа Mn55 по реакции (п, γ). Хром. Характерная особенность хромитов – их тесная связь с ультраосновными породами, серпентинитами, дунитами и перидотитами, среди которых и залегают рудные тела, имеющие форму жил и линз. По магнитным, электрическим и упругим свойствам хромиты слабо отличаются от вмещающих пород: УЭС хромитов выше, а магнитная восприимчивость ниже, чем у вмещающих пород. Зато они очень хорошо выделяются по плотности. Для хромитовых руд характерна плотность 4,0-4,8 г/см3, для ультраосновных пород 3,1-3,2 г/см3. У хромитов повышенный эффективный атомный номер zэф =19, у перидотитов и дунитов zэф =12,5. Еще хром обладает повышенным сечением захвата тепловых нейтронов с испусканием жесткого (Еγ= 8 МэВ) γ- излучения.Таким образом, для выделения хромитовых интервалов в разрезах скважин и оценки содержании имеются благоприятные предпосылки к применению НГК-С, ПГГК и СГГК. Физические предпосылки применения геофизических методов исследования скважин месторождений железа: КМВ - Высокая магнитная восприимчивость магнетитовых руд. Основной метод выделения магнетитовых руд и определение процентного содержания железа СFe%. Количественное определение затруднено, если магнетит не является основным рудным минералом. Магнитный каротаж по магнитному полю. Высокая магнитная восприимчивость. Обнаружение магнетитовых руд вблизи скважины и межскважинном пространстве. Измеряют полный вектор магнитного поля и устанавливают его положение в пространстве, что позволяет определять местоположения обнаруженного рудного тела; Магнитный каротаж или, точнее, каротаж магнитной восприимчивости (КМВ) заключается в измерении магнитной восприимчивости горных пород и руд, слагающих стенки скважины. КМВ - это основной метод исследования скважин на месторождениях магнитных железных руд, он применяется также на месторождениях бокситов, полиметаллов и марганцевых руд. Датчиком магнитной восприимчивости в скважинной аппаратуре служит катушка индуктивности, намотанная на ферритовом стержне длиной 10-12 см (рисунок 1). Индуктивное сопротивление катушки зависит от электромагнитных свойств среды, в которой она находится. Для измерения изменений индуктивного сопротивления катушки ее включают в мост переменного тока (мост Максвелла), как это сделано в аппаратуре КМВ-1 и КМВ-2, или в схему LCгенератора, выходная частота которого зависит от индуктивности датчика, т.е. от магнитной восприимчивости окружающей среды (аппаратура ТСМК40, ТСМК-30 и др.). С помощью КМВ решаются такие задачи, как литологическое расчленение разрезов скважин, определение контактов и мощностей интервалов с повышенными магнитными свойствами, определение истинной величины магнитной восприимчивости пород и руд, определение процентного содержания железа в рудах. Рисунок 1. Конструкция датчика аппаратуры КМВ Литологическое расчленение разрезов по данным КМВ основано на различном содержании магнитных минералов (в основном, магнетита) в разных горных породах. Из изверженных пород минимальными значениями к характеризуются породы кислого состава - граниты, сиениты и др.; повышенными породы основного и ультраосновного состава; из осадочных пород наибольшими значениями к отличаются глины. Осредненные данные по магнитной восприимчивости ряда горных пород приведены в таблице 1. 85 Определение границ интервалов с повышенными магнитными свойствами выполняется по правилу полумаксимума аномалии, т.к. расчеты и измерения на моделях показывают, что аномалии на кривых к имеют простую форму, симметричную относительно середины интервала, как это показано на рисунке 2. Если мощность пласта h меньше длины l датчика к, то ширина аномалии перестает зависеть от h и становится равной l в середине аномалии появляется небольшое понижение, а ее максимум не достигает того значения, которое он мог бы иметь при большей мощности пласта. Типичный график градуировки n=f(Kист) показан на рисунке 3. Железные руды, обладающие электронной проводимостью (магнетитовые) или имеющие небольшое сопротивление сравнительно с сопротивлением вмещающих пород (некоторые мартитовые и гематитовые руды), выделяются по диаграммам электрического каротажа КС, МСК, МЭП. Руды отмечаются минимумами показаний на кривых кажущихся сопротивлений и максимумами на кривых магнитного каротажа по максимумам показаний.Для выделения в разрезах скважин железных руд и изучения их характеристик, кроме стандартного электрического и гамма-каротажа, проводят магнитный каротаж (измерение магнитной восприимчивости и вертикальной составляющей магнитного поля), который является основным методом для выделения магнитных руд. Кроме того, проводят: Таблица 1.Магнитная восприимчивость горных пород Горная порода Магнитная восприимчивость, Гранит 5-100 Габбро Перидотит 150-600 380-1500 Известняк 0-5 Песчаник Глина Мрамор Сланцы 0-100 0-500 0-5 5-500 Магнетитовая руда 75000-150000 86 Рисунок 2.Аномалии КМВ над пластами различной мощности с высокой магнитной восприимчивостью. а б Рисунок 3. Размещение скважинного прибора КМВ внутри эталона магнитной восприимчивости при градуировке (а). Градуировочный график аппаратуры КМВ(б) - гамма-гамма каротаж плотностной и селективный, которые являются основными методами для выделения не магнитных железных руд; - методы скользящих контактов и электродных потенциалов. Гамма-гамма каротаж проводят с зондом длиной 30-35 см. При измерениях глубинный прибор прижимается к стенке скважины пружинным устройством. Данные ГГК-С используют для оценки содержания железа в руде. По данным МЭП и ГК рудные тела не отмечаются заметными аномалиями, вследствие чего эти методы для изучения рудных интервалов разреза не применяются. Применение плотностного гамма-гамма каротажа обеспечивает выделение в разрезах скважин железных и хромитовых руд при условии, что пористость их невелика или меняется незначительно. Такие условия имеют место при исследовании магнетитовых и плотных мартитовых разностей железных руд Кривбасса и хромитовых руд Донской группы месторождений (Западный Казахстан). 87 МСК - Повышенная электрическая проводимость магнетита, а иногда мартитогематитовых руд, локализация в разрезе магнетитовых руд; МЭП - Электрическая проводимость магнетита. В комплексе с магнитным каротажем и ГГК позволяет получить сведения о минеральном составе руд; КС - Повышенная электрическая проводимость железных руд. Локализация магнетитовых руд. Неоднозначная интерпретация- наличие в разрезах пород с повышенной электропроводностью; ГГК-П - Большая избыточная плотность богатых железных руд. Основной метод локализации в разрезах скважин гематитовых переотложенных железных руд. Возможность количественной оценки совместно с ГГК - С. При интерпретации необходимо учитывать диаметр скважины; НГК - Высокая пористость отдельных видов мартит-гематитовых руд и повышенное сечение рассеяния тепловых нейтронов. Выделение отдельных видов мартитогематитовых руд. Геофизическая характеристика магнетитовой руды по комплексу ГИС приведена на рисунке 4. Рисунок 4.Геофизическая характеристика магнетитовой руды по комплексу методов. Физические свойства хромитовых руд и применяемые геофизические методы. Породы и руды хромитовых месторождений хорошо дифференцированы по физическим свойствам. Особенно четко они различаются по плотности. Средние значения плотности руд 3,55÷3,6 г/см3, в зависимости от состава и текстуры руд плотность изменяется от 3,2 до 4,6 г/см3. Плотность дунитовых и перидотитовых серпентенитов (2,4÷2,57 г/см3) закономерно увеличивается с глубиной по мере затухания серпентенизации (до 2,9-3,3 г/см3 у неизмененных разностей). Магнитные свойства пород и руд более однородны. Хромиты слабо намагничены. Более магнитны дунитовые и перидотитовые серпентиниты. Их магнитность увеличивается по мере возрастания степени серпентенизации, особенно вблизи контактов рудных тел. Удельное электрическое сопротивления вмещающих пород относительно низкое 350-103 Ом·м, у руд высокое – более 88 105 Ом·м. Физические предпосылки применения геофизических методов исследования ГГК-П, ГГКС- Зависимость потока рассеянного гамма-излучения жесткой компоненты спектра от плотности пород и руд и мягкой компоненты спектра скважин месторождений хромитовых руд:от типа руды и содержания окиси хрома. КМВ-Повышенная магнитная восприимчивость дунитовых и перидотитовых серпентинитов , хромиты слабомагнитны. КС- Руды обладают высоким удельным электрическим сопротивлением. НК- Высокая вероятность у хрома поглащения тепловых нейтронов и излучение его ядрами более жестких гамма-квантов. ВП- Аномальные проявления поляризуемости на контакте серпентинитов с рудными телами , обусловлены вкрапленностью магнетита и сульфидов. Серпентизированная часть разреза скважин выделяется по КС,ВП и КМВ, положение рудных интервалов устанавливается по НК, ГГК, литологическое расчленение разреза скважин проводят по КС, КМВ,ГК и ГГК-П, содержание хрома можно определить во всем диапазоне концентраций по ГГКС. Для выделения пористых разностей железных и хромитовых руд (мартитовых, гематитовых и сидеритовых руд железа, хромитовых руд коры выветривания) рекомендуется применять селективный гамма-гамма каротаж с инверсионным зондом. При измерениях ГГК-С источник (селен-75) устанавливают в специальное гнездо свинцового экрана на расстоянии 4-5 см от середины детектора, при этом показания ГГК-С не зависят от изменения плотности руд в диапазоне 2,5-4,0 г/см3. На диаграммах ГГК-С рудные пласты отмечаются пониженными аномалиями, в 2-3 раза более глубокими, чем на кривых ГГК-П. Измерения методами РК начинают с проверки работоспособности приборов. Для этого аппаратуру РК включают и прогревают в течение 20 мин., затем контролируют по осциллографу работу скважинного снаряда и наземной панели, проверяют калибратор, подготавливают регистратор.Перед началом и после окончания каротажа проводят контрольные измерения в калибровочных устройствах. Основную диаграмму РК записывают в масштабе глубин 1:500, поскольку минимальная рабочая мощность пластов хромитовой и железной руды равна 2 м. При исследовании маломощных рудных пластов и пластов сложной структуры, а также при необходимости более точного определения глубины залегания и строения рудного горизонта, проводят дополнительную детализационную запись в масштабе 1:200. Рекомендуемые значения скорости записи V и постоянной времени интегрирующей ячейки τ для ГГК-П, ГГК-С и НК-Н составляют при основной записи 300-400 м/час и 1,5-3 сек, а при детализации - 100-200 м/час и 6 сек. Оптимальная длина зонда ГГК-П для аппаратуры ДРСТ-2 и источника цезий-137 составляет 22-25 см. Источник гамма-квантов и детектор излучений располагают на оси прибора. При такой геометрии влияние "промежуточной" зоны на показания ГГК-П минимально. В случае исследования скважин с относительно ровной поверхностью стенок источник гамма-квантов может быть 89 смещен к образующей прибора; это повышает скорость счета и статистическую точность измерений. Если данные ГГК-П используют только для выделения руд, не определяя их плотность, рассеянное гамма-излучение измеряют "открытым" детектором, т.е. без экранировки выходного окна свинцовой пластиной. При этом дополнительно увеличивается скорость счета и однозначность выделения руд. На кривых ГГК-П руды отмечаются I, чаще всего симметричной аномалией.Характеристика хромитовых руд приведена на рисунке 5. Рисунок 5. Пример выделения хромитовых руд в скважинах по данным комплекса методов ГИС Физические свойства марганцевых руд, применяемые комплексы ГИС. Выделение рудных горизонтов по диаграммам ГИС. Породы и руды хорошо дифференцируются по электрическим свойствам. Удельная электрическая проводимость рыхлых разностей руд в 5-25 раз больше проводимости вмещающих пород, у плотных – не более чем в два раза. Например, сопротивление руд Чиатурских месторождений 20-80 Ом·м, а вмещающих их известняков n·1000 Ом.м. Руды, как правило, хорошо поляризуются. Так, поляризуемость руд в Присаянье по образцам достигает 38%, у вмещающих пород 4%. Магнитная восприимчивость руд никопольского типа у карбонатных (100÷150)*10-5 окисных (50÷60)*10-5 ед. СИ, вмещающие породы имеют магнитную восприимчивость n*10-4 ед. СИ, т.е. слабомагнитны. На железомарганцевых месторождениях магнитная восприимчивость руд резко возрастает и составляет n*100÷n·100*10-5 ед. СИ. Плотность большинства типов руд колеблется в пределах 1,5÷2,5 г/см 3, за исключением конкреционных руд (3,0÷4,0 г/см3). Породы фундамента, подстилающие руды, имеют плотность 2,6-2,65 г/см3 Методы каротажа находят применение на марганцевых месторождениях главным образом при поисково-оценочных и разведочных работах. Это связано с относительно неглубоким залеганием руд и плохим выходом керна из поисковых и разведочных скважин. 90 Физические предпосылки применения методов каротажа: НК - Повышенное поглощение тепловых нейтронов для марганца (~13,2 барн). Выделение в разрезах скважин марганцевых руд и оценка содержания марганца. Длина зонда для НК-Т (0,3=0,4м), для НГК (0,15÷0,35м) НАК -Образование при облучении нейтронами искусственных радиоактивных изотопов с характерным периодом полураспада. Наведенная активность характеризуется по изотопу Mn56 с периодом полураспада 2,6 часа. Применяется для количественного содержания марганца. Оценка производится по результатам эталонирования на модели с известным содержанием марганца в руде. КМВ - Повышенная магнитная восприимчивость пирролюзитовых и манганитовых руд. Результаты неоднозначны, так как повышенная магнитная восприимчивость характерна для руд содержащих железо. ГГК-П - Повышенная плотность марганцевых руд. Локализация в разрезах марганцевых руд. Основными в комплексе ГИС являются ядерно-физические методы. Критерием руды служит соответствие минимальных значений на диаграммах ННК-Т максимальным значениям на диаграммах НГК-С. В первичных железомарганцевых рудах сочетание ГГК-С с НАК-Mn дает возможность определять содержание марганца и суммарное содержание железа и марганца с достаточной точностью - пределы обнаружение 1-2% марганца и 2-3% Fe+Mn. В случае наличия в разрезе скважин плотных марганцевых руд можно воспользоваться также ГГК-П. Все указанные методы могут быть использованы для литологического расчленения, выделение руд и дифференциации их на типы. Могут быть использованы магнитный и электрический каротаж. Геофизическая характеристика марганцевой руды и определение содержания марганца в руде приведены на рисунке 6. Определение содержания железа и хрома. В разрезе, сложенном рудами различного типа, рекомендуется применять селективный гамма-гамма каротаж. Измерения выполняют аппаратурой ДРСТ-2 с зондом для ГГК-С. Зависимость показаний селективного гамма-гамма каротажа Jc от содержания С железа и хрома устанавливают по измерениям на естественных блоках пород и руд с известным содержанием железа или хрома путем сопоставления данных ГГК-С с результатами анализа керна. В первом случае могут быть использованы блоки, применяемые при эталонировании прибора ГГК-П, во втором выбирают пласты руды мощностью не менее 2 м с выходом керна не менее 80% и однородные по кривым ГГК-С. Применение этого способа построения эталонировочной зависимости облегчается тем обстоятельством, что показания ГГК-С для рекомендуемой конструкции зонда не зависят от изменений пористости руд и слабо зависят от изменений диаметра скважин. Для определения содержания железа и хрома в плотных рудах можно использовать плотностной гамма-гамма каротаж. При этом по данным опробования керна предварительно устанавливают характер связи между плотностью руды и содержанием в ней полезного компонента. 91 Рисунок 6. Геофизическая характеристика марганцевой руды (а) и оценка качества руды по методу НАК(б) На ряде месторождений количественную оценку хрома и железа можно проводить в соответствии с методикой опробования руд по их типам. Так, массивные хромитовые руды на месторождении "40 лет Казахской ССР - Молодежное" выделяются максимальными показаниями на кривых НГК-С и НК-Н. Среднее содержание Cr2O3 в этих рудах составляет 52%, отклонения от среднего находятся в пределах ±3%. В то же время вкрапленные руды хрома содержат 43% Cr2O3 при отклонении от среднего ±2%. Эти руды отмечаются относительными минимумами на кривых НК-Н при сохранении максимальных показаний на кривых НГК-С. Для определения содержания Сr2O3 в руде применяют РРМ и ГГК-С. Определение содержания железа в рудах. Измерения магнитной восприимчивости на месторождениях, представленных магнетитовыми рудами, в ряде случаев могут быть успешно использованы для определения содержания железа. Для этой цели по хорошо опробованным скважинам экспериментально устанавливается зависимость: P f ( ) , где Р — процентное содержание железа; — значение магнитной восприимчивости рудного интервала Переход от показаний прибора (п), зафиксированных на ленте канала каротажа магнитной восприимчивости к значениям требует дополнительной затраты труда на обработку ленты. Однако при больших объемах работы по определению процентного содержания железа показания (п) можно не переводить в значения , а пользоваться непосредственно зависимостью P=f(n), беря (п) прямо в сантиметрах записи или делениях шкалы визуального индикатора. Разумеется, что значения (п) должны быть приведены к одному масштабу. Надо 92 иметь в виду, что оперирование величиной (п ) вместо затрудняет сопоставление материалов по разным месторождениям. Буровые скважины, использованные для эталонировки, должны иметь выход керна не менее 95%. Данные каротажа и геологического опробования должны иметь хорошую привязку по глубинам. Если на месторождении можно выделить участки с различными типами руд, то эталонировочные графики строятся для каждого такого участка отдельно. Зависимость P=f(n) обычно имеет линейный характер, а P=f(χ) нелинейный. В случае линейной зависимости можно пользоваться аналитическим способом определения валового железа по формуле: Р=А* n +р, где А - экспериментально найденный коэффициент, учитывающий магнитные соединения железа в руде и соответствующий количеству «магнитного железа», которое приходится на 1 см амплитуды аномалии КМВ; Р - содержание железа в его немагнитных соединениях (силикатных, сульфидных и т.д.). Произведение А n -характеризует количество железа, извлекаемого магнитной сепарацией. Величина р соответствует отрезку на оси ординат эталонировочной кривой в точке, где χ или п равны нулю. Раздельное содержание «магнитного» или «немагнитного» железа может быть установлено также и фракционными химическими анализами. На рисунке 7 приведены зависимости между магнитной восприимчивостью и содержанием железа. Рисунок 7. Зависимость между магнитной восприимчивостью и СFe%. Определение марганца в горных породах и рудах. Определение марганца в горных породах и рудах, пройденных буровыми скважинами, осуществляется с помощью радиоизотопных методов НАК, СНГК, а также ГГК-С, ННК и ГГК-П. Последняя группа методов используется для выявления руд в разрезах скважин соответственно по величине zэфф, их аномальным нейтронным и плотностным свойствам. Для количественного определения марганца в породах применяются НАК и ННК-Т (рисунки 8,9). 93 Рисунок 8. График зависимости интенсивности счета ННК-Т от содержания марганца, % Рисунок 9. График зависимости интенсивности счета НАК от содержания марганца,% Основная литература 1осн. [81-83, 384-385 391-404], 2 осн. [199-200] Контрольные вопросы: 1.Когда в комплекс включают плотностной гамма-гамма каротаж? 2.Назовите ядерно-физические методы, применяемые в скважинах для изучения разрезов скважин марганцевых месторождений. 3.Обоснуйте применение метода наведенной активности для выделения руд марганца. 4.Возможности электрокаротажа при разделении пород и руд. 5. Геофизические методы оценки руд хрома. 6.Какими ГФ методами можно оценить качество марганцевых руд? 7.Назовите задачи каротажа рудных скважин. 8.Назовите задачи каротажа углеразведочных скважин. 9.Перечислите методы ГИС рудных скважин. 10.Перечислите методы ГИС углеразведочных скважин. 11.Физические основы метода скользящих контактов. 12.Физические основы метода электродных потенциалов. 13.Геофизические методы оценки качества железных руд. Лекция 13.Геофизические исследования скважин месторождений цветных металлов -2часа. Для скважинных геофизических методов при выделении 94 сульфидных руд наиболее важными свойствами являются удельное электрическое сопротивление, поляризуемость и электрохимические свойства пород и руд. Медь. Наиболее благоприятный для применения геофизических методов объект – это медноколчеданные месторождения. Среди минералов меди главное промышленное значение имеют сульфиды, как правило, обладающие высокой электропроводностью и повышенной плотностью, у них также повышено значение zэф. Обычно медноколчеданные руды комплексные и кроме Cu содержат еще Zn, Pb, Fe, Au и другие металлы. На основном этапе ГИС на медноколчанных месторождениях применяют методы КС, ПС, ГК, ПГГК, на детальном этапе – МСК и МЭП, для уточнения границ рудных интервалов и метод наведенной активности для определения процентного содержания Cu. Схемы измерений и результаты МСК и МЭП показаны на рисунке 1. Рисунок 1. Схемы измерений и результаты МСК и МЭП Свинец и цинк. Свинцово- цинковые месторождения относят к полиметаллическим, т.к. в их рудах кроме Pb и Zn бывают промышленные содержания Cu, Au и др. металлов. Основные минералы полиметаллических руд – галентит и сфалерит, кроме них в рудах много других сульфидов, в первую очередь, халькопирита и пирита. Как правило, полиметаллические руды отличаются 95 низким сопротивлением (за исключением богатых сфалеритовых руд), повышенной плотностью и высоким zэф, (т.к. для Pb z=82, а для Zn z=30). Комплекс ГИС такой же, как и на медоколчанных месторождениях. Основное отличие заключается в применении метода РРК для определения процентных содержании Pb и Zn. Алюминий. Основным сырьем для получения алюминия являются бокситы. В состав бокситов входит глинозем Al2О3 (50-60 %); от 2 до 20% окислов железа, от 2 до 10 % окислов кремния SiO2 и от 10 до 30% конституционной воды. Бокситы образуют линзо- или пластообразные залежи в тоще осадочных пород или коре выветривания магматических пород. По своим физическим свойствам бокситы близки к глинам: у них низкое УЭС, повышенная естественная радиоактивность и несколько повышенная магнитная восприимчивость.Основным методом выделения и изучения бокситов в разрезах скважин является нейтронно - активационный каротаж по изотопу Аl28. Причем, поскольку этот изотоп имеет короткий период полураспада – Т1/2=2,3 мин., НАК возможен в непрерывном варианте. Удельное электрическое сопротивление сульфидных руд. Основные рудные минералы сульфидных руд (медных, полиметаллических, сульфиднокасситеритовых месторождений) обладают высокой проводимостью, в десятки и тысячи раз более высокой, чем проводимость вмещающих пород. Исключение составляют сфалерит, киноварь, реальгар и некоторые другие сульфидные минералы, не обладающие электронной проводимостью. Плохо проводят электричество и такие рудные и жильные минералы, как касситерит, шеелит, барит, сидерит и др. Сопротивление сульфидных руд определяется концентрацией сульфидов в руде, текстурными особенностями рудной вкрапленности и составом рудных минералов. Если в породе с высоким сопротивлением породообразующих минералов проводящие компоненты находятся в виде изолированных зерен, то последние не оказывают существенных влияний на ее сопротивление. Однако достаточно присутствие всего нескольких процентов непрерывно связанных между собой проводящих включений, чтобы уменьшить удельное сопротивление породы в несколько десятков раз. Массивные медноколчеданные руды при малом содержании кварца, сфалерита и серицита в рудном цементе характеризуются удельными сопротивлениями 10-3 - 10-2 Омм При возрастании количества этих минералов электрическая связь между зернами сульфидов нарушается и сопротивление руд возрастает до 102 - 103 Омм. Часто вкрапленные руды имеют полосчатую текстуру и располагаются цепочками; сопротивление руд при этом составляет около 10 -1 Омм. Сопротивление существенно цинковых руд может быть велико и приближаться к сопротивлению вмещающей породы. Однако из-за сложного прорастания сфалерита халькопиритом и другими сульфидами часто между зернами сульфидов образуется тонкая токопроводящая сеть, что снижает сопротивление руд до 10-1 - 10 Омм. 96 Полиметаллические руды из-за разнообразия состава и текстур руд характеризуются широким диапазоном удельных электрических сопротивлений. Величины удельного сопротивления большинства горных пород рудных районов приведены в таблице 1. Таблица 1. Удельное электрическое сопротивление горных пород и руд (по Н. Б. Дортман и др.) Удельное электрическое сопротивление, Омм Геологические образования мин. мах. 2 3 1 100 Терригенно-осадочные породы (песчаники, сланцы) 1-5 100 Карбонатные породы 50 1105 Роговики 5102 1103 Скарны 5102 1103 Граниты, гранодиориты, кварцевые порфиры 1103 2104 Порфириты, диабазы, базальты 5102 2104 1 500 Графит 110-6 110-4 массивные медно-колчеданные руды 0,001 1 0,1 1000 1 300 0,05 10 богатые вкрапленные полиметаллические руды 2 100 убогие вкрапленные полиметаллические руды 5 1000 окисленные руды 20 3000 1 Рыхлые отложения (глины, суглинки) Графитизированные сланцы вкрапленные медно-колчеданные руды сплошные цинковые с халькопиритом и другими сульфидами руды сплошные полиметаллические руды Электрохимические свойства. Месторождения сульфидных руд резко выделяются среди других геологических образований рядом свойств, которые в конечном счете определяются электронной проводимостью, слагающих их минералов и могут быть объединены в понятии «электрохимические свойства». Основным свойством является устойчивое различие скачков потенциала (элек97 тродного потенциала) на границе разных частей рудного тела с вмещающей ионной средой. Существование устойчивых электродных потенциалов и определяет возникновение и существование естественных электрических полей сульфидных месторождений. Интенсивность естественных электрических полей зависит от ряда природных и геологических факторов. Среди них могут быть выделены следующие: обводненность, состав и различие вод, омывающих месторождение, текстурные особенности и удельное сопротивление руд, глубина залегания месторождения, уровень его эрозионного среза, мощность и проводимость наносов и др. Поляризуемость горных пород и руд проявляется в возникновении в них вторичных электрических потенциалов при пропускании постоянного электрического тока, убывающих во времени после выключения последнего. Поляризуемость электронопроводящих минералов и пород различна, и это служит основой использования метода ВП для выявления руд. Поляризуемость горной породы, содержащей вкрапленность электронопроводящих минералов, увеличивается пропорционально количеству этой вкрапленности. Медные руды. Руды большей частью немагнитные. Плотность руд от высокая (в г/см3): массивных 3,7 - 4,8; прожилково-вкрапленных 3,0 - 4; вкрапленных 2,7 - 3,7. Плотность вмещающих вулканогенных пород изменяется от 2,52 - 2,65 у кислых разностей до 2,72 - 2,95 у основных; у осадочных пород 2,58 - 2,68; метаморфических 2,65 - 2,9. Повышение плотности можно отметить под воздействием скарнирования,ороговикования, эпидотизации (на 0,02 - 0,03 г/см3), а понижение — под воздействием окварцевания, серицитизации, хлоритизации (на 0,01 - 0,02 г/см3). Удельное электрическое сопротивление массивных руд меньше 1 Омм, вкрапленных руд меньше 20 - 100 Омм, вмещающих пород на один-два порядка выше. Физические предпосылки применения геофизических методов исследования скважин. МСК, МЭП - Электропроводимость многих сульфидных руд. Выделение массивных, жильных и богатых руд (колчеданных, медно-порфировых), а также медистых песчаников со значительным содержанием меди (более 1,5%). Методы позволяют определять глубины залегания и мощности рудных прослоев и разделять по характеру аномалий на сплошные и вкрапленные руды. Интерпретация неоднозначна при наличий в разрезах других руд с электронной проводимостью, а для МСК также хорошо проводящих руд.Диаграммы МСК и МЭП по скважине Ново- Березовского месторождения приведены на рисунке 2. Электрокаротаж (КС, ПС) - хорошая электропроводимость сульфидов. Локализация массивных, жильных и богатых руд, а так же медистых песчаников. Интерпретация неоднозначна, если присутствуют в разрезе графитизированные сланцы и руды с повышенной электропроводимостью. ВП - Высокая поляризуемость медных руд, содержащих сульфиды. Возможность выделения вкрапленных медных руд (меднопорфировых, колчеданных, медистых песчаников). 98 Рисунок 2. Диаграммы МСК и МЭП по скважине Ново- Березовского месторождения. НАК - Наведенная активность образуется при облучении нейтронами исскуственных изотопов с характерным периодом полураспада. Форма аппаратурного спектра определяется излучением пяти изотопов AL28, Mn56, Cu62, Zn63, Mg27. Полиметаллические руды (Свинец, цинк, серебро). МСК, МЭП - электронная проводимость большинства сульфидов. Выделение массивных, жильных и богатых агрегатных сульфидных руд. ВП - Высокая поляризуемость сульфидов. Выявление в разрезах скважин вкрапленных сульфидных руд и руд с плохой электропроводностью (окисленные руды). Для выявления полностью окисленных руд не применим. ГГК-П - Избыточная плотность руд. Метод позволяет отличить сульфидные руды от графитизированных сланцев. Благоприятные результаты при наличии сфалеритовых руд. ГГК-С - Положительные результаты получены на вкрапленных рудах и рудах с плохой проводимостью (окисленные руды) При содержаний металла >5% определяют его содержания. КМВ - Содержание в полиметаллических рудах пирротина, обладающего большой магнитной восприимчивостью. Выявление сульфидных разностей содержащих пирротин. Разделение руд по типам. Оловоносные руды. ГГК-С - Большой атомный номер олова. Выделение интервалов оруденения и оценка содержания металла в них. МСК, МЭП - Хорошая электропроводность сопутствующих касситериту сульфидов. Для сульфидных касситеритовых месторождений являются дополнительными методами к ГГК-С, средством к локализации руд. Методы дают представление о структуре рудных зон и позволяют точно определить их мощ99 ность. При наличии в разрезе других руд с электронной проводимостью и хорошо проводящих пород результаты неоднозначеные. Вольфрамовые и молибденовые руды. ГГК-С - Большой атомный номер вольфрама и молибдена. Выявление вольфрамового оруденения при содержаний металла от 0,1% и выше. Выявление зоны оруденения и оценка содержания металла в руде. Никелевые руды. МСК, МЭП, КС, ПС - Хорошая электропроводность сульфидных медноникелевых руд. Выделение рудных интервалов и определение характера оруденения (сплошные, вкрапленные) Мощности жил небольшие. BП -Высокая поляризуемость сульфидов. Основной метод выделения вкрапленных руд. КМВ - Присутствие в никелевых рудах пирротина и магнетита, обладающих повышенной магнитной восприимчивостью. Локализация руд, содержащих пирротин и магнетит. Алюминиевые руды (бокситы), обладающие повышенной радиоактивностью, выделяются по повышенным показаниям на диаграммах ГК. В ряде случаев бокситы имеют также повышенную магнитную восприимчивость, обусловленную содержанием магнетита, и поэтому имеют высокие показания на диаграммах магнитного каротажа. Физические свойства алюминиевых руд приведены во втором разделе курса лекций. Для количественной оценки содержания в бокситах алюминия используют метод наведенной активности. Как и обычно, пересчет показаний НА на содержание в руде металла производится с помощью коэффициента, значение которого для данного типа руды устанавливают опытным путем. Для выделения пород, содержащих алюминий, и их промышленной оценки проводят гамма-каротаж и измеряют наведенную активность (непрерывный активационный каротаж и точечные измерения). Кроме того, в ряде случаев целесообразно применять магнитный каротаж и гамма-гамма каротаж ГК - Некоторые виды бокситов (каменистые) обладают повышенной интенсивностью естественного гамма-излучения. КМВ - Наличие в каменистых бокситах магнетита приводит к повышению магнитной восприимчивости. НАК - Образование при облучении нейтронами искусственных радиоактивных изотопов с характерным периодом полураспада. Наведенная активность по изотопам Al28 (Т=2.3мин), образующихся при действии тепловых нейтронов. Метод позволяет выделять алюминиевые руды (боксит) всех разновидностей, а также оценивать процентное содержание алюминия. Для получения необходимых сведений о строении, составе и физических свойствах пород, вскрываемых скважинами, кроме геологической документации керна обязательными являются исследования методами каротажа. В таблице 2 показано решение геологических задач с помощью методов каротажа – решаемые задачи и методы их решения. Определение мощности рудных тел и содержания полезных компонент. В настоящее время при разведке видимая мощность рудных тел и содер100 жания полезных компонентов в рудах определяются главным образом по керну скважин и путем документации и опробования поверхностных и подземных горных выработок. На рисунке 3 показан пример разделения руд по типам с помощью электрокаротажа. Таблица 2. Решение геологических задач с помощью методов каротажа Решаемые задачи Методы решения 1 2 Применяются КС и ГК; в случае различия пород по Литологическое расчленение плотности – ГГК-П, по пористости – НГК (особенно пород, слагающих стенки сквадля выделения карбонатных пород); при различной жин магнитной восприимчивости – КМВ Выделение в разрезе зон окварМетод ГК цевания Выделение зон дробления Если имеет пониженное УЭС по сравнению с ненарушенными породами применяется ПС; при пониженной плотности зоны – ГГК-П 1 2 Для точного определения границ рудного подсечеВыделения массивных сульфид- ния и исследования его внутреннего строения используется МЭП; для получения обобщенных данных руд ных можно использовать МСК Выделение вкрапленных суль- Используется МЭП; в случае бедной вкрапленности фидных руд – ВП Разделение углистых образова- Применяются ГГК-П и ГГК-С, на диаграммах котоний от зон сульфидной минера- рых сульфидные руды характеризуются минимумами лизации Jγγ, что в интервалах углистых пород не наблюдается Поскольку все перечисленные геологические задачи включают определение мощности рудных тел и качественного состава руд, ниже рассматриваются возможности такого определения методами каротажа последовательно. Свинец. Определение содержания свинца в рудах может быть произведено следующими методами: селективным гамма-гамма каротажем в интегральном (ГГК-С) и спектрометрическом (ГГК-СС) вариантах, плотностным (ГГК-П) и рентгенорадиометрическим каротажем (РРК). Определение содержания свинца методом ГГК-С в интегральном варианте может быть произведено с чувствительностью до первых десятых долей процента. Относительная погрешность определения в простых по составу рудах при содержании свинца в руде менее 3-5%. При содержании свинца в рудах выше 5% 101 точность определения его уменьшается. При наличии в рудах кроме свинца бария, железа, сурьмы, меди и цинка методом ГГК-С определяется только суммарное содержание всех этих металлов. Это резко ограничивает возможности применения метода, поскольку большинство свинцовых месторождений полиметаллические. Есть возможности определения содержания свинца и в полиметаллических и свинцовоцинковых рудах, но только в том случае, если содержание свинца коррелируется с содержанием суммы металлов или цинка, и эта зависимость заранее установлена. В ряде случаев целесообразно применять совместно методы ГГК-С и ГГК-П, поскольку при высоком содержании свинца в рудах определение его более точно можно выполнить по данным ГГК-П и при этом можно учесть уменьшающее точность определения свинца изменения плотности горных пород и руд. Медь. Для определения содержания меди в рудах можно применять каротаж наведенной активности (КНА). Аппаратура для проведения работ этим методом выпускается серийно. Чувствительность метода 0,3-0,5% меди, средняя относительная ошибка 10-15%. Наиболее благоприятны для определения содержания меди в рудах медно-колчеданных месторождений с достаточно равномерным распределением меди и низким содержанием алюминия и кремния. Методы ГГК-П и ГГК-С позволяют выделить сплошные и вкрапленные руды. Пример разделения руд по типам с помощью методов электрокаротажа на медном месторождении приведен на рисунке 3. 1 – роговики; 2 – песчаники; 3 – скарны; вкрапленность: 4 – халькопирита; 5 – пирита; руды: 6 – сплошные медные; 7 – богатые вкрапленные; 8 – вкрапленные. Рисунок 3. Пример разделения руд по типам с помощью методов электрокаротажа на медном месторождении. 102 Для оценки качества руд используют рентнено-радиометрический метод. Рентген-радиометрический метод основан на изучении результатов взаимодействия мягкого γ-излучения с электронами глубинных орбит атомов вещества. Это взаимодействие заключается в фотоэлектрическом поглощении γквантов электронами какой-либо оболочки. В результате электрон вылетает из атома, а атом приходит в возбужденное состояние. Место, из которого удален электрон в результате поглощения γ-кванта, может быть заполнено электроном с другой, более далекой от ядра электронной оболочки. Например, если при фотопоглощении выбит электрон с К-оболочки, то его место может быть занято электронами с L-, М-, N- и других оболочек. Соответственно разностям энергий электронов на этих уровнях, ими при переходе испускаются фотоны рентгеновского излучения. Совокупность фотонов рентгеновского излучения, возникающих при переходах электронов на один общий, более глубокий уровень, носит название характеристической серии рентгеновского спектра. Линии характеристического спектра различаются не только энергией, но и интенсивностью, поскольку вероятность перехода электронов между различными уровнями не одинакова. Самой интенсивной является линия К, соответствующая переходу электронов с уровня L на уровень К. Каждый химический элемент обладает своим характеристическим спектром рентгеновского излучения, причем энергия каждой определенной линии спектра (К, L, M, N) возрастает с увеличением атомного номера элемента.Энергия линий К-серии (Ек), наиболее жесткой для всех элементов, не превышает 116 кэВ. Для свинца она составляет 88,2 кэВ, а для легких элементов всего лишь 0,05-0,87 кэВ. Таким образом, рентгеновское излучение является "мягким" и слабопроникающим. Обычные счетчики Гейгера его не фиксируют и для регистрации применяются пропорциональные или сцинтилляционные детекторы (NaL+TL), которые в состоянии регистрировать излучение с энергией не менее 0,5 кэВ. Поэтому рентгенорадиометрический метод применим только для элементов с атомным номером z > 25-30. Теоретические расчеты показывают, что для получения достаточной интенсивности характеристического излучения энергия γ-квантов возбуждающего излучения Еγ должна быть в пределах: 1,1 Кванты с энергией меньше 1,1 Ек не возбуждают характеристического излучения, а с энергией больше 3,3 Ек создают высокий мешающий фон вследствие комптоновского рассеяния первичного излучения. Для работ на свинец используется источник Se15 (Eγ =0,27 МэВ). Рентген-радиометрический метод применяется в лабораторном (РРА) и в скважинном (РРК) вариантах, а также для опробования стенок горных выработок (РРО). В РРК используются зонды, в которых осуществлена геометрия "прямой видимости": детектор регистрирует вторичное излучение (характери103 стическое и рассеянное) с того же участка изучаемой поверхности, который подвергается γ-облучению источника. На рисунке 4 представлен схематический разрез зонда РРК. Зонд обычно выполняется в виде выносного блока, прижимаемого к стенке скважины. Источник мягкого γ-излучения облучает участок стенки скважины через коллимационный канал и входное окно, которое для пропускания мягкого излучения закрывается текстолитом или бериллием. Источник и детектор разделены свинцовым экраном. Детектор рентгеновского излучения помещают в другом коллимационном канале, стенки которого покрыты слоем кадмия и меди для поглощения характеристического рентгеновского излучения, возбуждаемого рассеянным γ-излучением источника непосредственно в свинцовом экране. Измерения интенсивности характеристического и рассеянного излучения производят с помощью скважинных гамма-спектрометров. Рисунок 4. Устройство зонда рентген-радиометрического каротажа. С целью стандартизации измерений и уменьшения влияния помех в РРК применяют способ спектральных отношений. Сущность способа заключается в регистрации отношения интенсивностей в двух каналах гамма-спектрометра, один из которых настроен на энергию характеристического рентгеновского излучения элемента (N1), другой - канал "внутреннего стандарта" - фиксирует интенсивность γ-излучения справа от К-уровня (N2). Поясним этот способ с помощью рисунка 5. Кривая а показывает спектр рассеянного γ-излучения источника Sе75 (Eγ = 0,27 МэВ), зарегистрированный на модели пласта, состоящего из чистого кварцевого песка. Максимум на энергии около 120 кэВ формируется под действием двух конкурирующих процессов - комптоновского рассеяния γ-квантов источника и фотопоглощения рассеянных γ-квантов. При добавлении в песок 10% Рb на спектре появляется четкий максимум на энергии 88 кэВ (кривая б), соответствующий К-линии характеристического спектра рентгеновского излучения свинца. Именно на эту энергию настраивают I канал спектрометра и регистрируют в нем скорость счета N1. II канал спектрометра настраивают на энергию максимума рассеянного излучения — 120 кэВ и регистрируют скорость счета N2. 104 Поскольку области энергий, измеряемых обоими каналами, достаточно близки, то изменения плотности, эффективного атомного номера среды и геометрии измерений будут одинаково влиять на обе интенсивности. В результате, отношение η= N1/N2 оказывается линейно зависящими от содержания соответствующего элемента (в данном случае, Рb). Рисунок 5.Спектры рентгеновского и рассеянного гамма-излучения на моделях пластов чистого кварцевого песчаника (а) и песчаника, содержащего 10% свинца (б). Главным недостатком метода РРК является его малая глубинность, связанная с низкой проникающей способностью рентгеновского излучения. Метод РРК является по сути "пленочным". Тем не менее, результаты определения содержания металлов в руде по РРК хорошо согласуются с данными кернового опробования. Нейтронно-активационный каротаж (НАК) основан на измерении активности искусственных радиоактивных изотопов, образующихся в горных породах при облучении их тепловыми и быстрыми нейтронами. Большинство химических элементов при облучении нейтронами образует искусственные радиоактивные изотопы. Ядра атомов этих изотопов могут испускать α-частицы, протоны и γ-кванты. Вероятность ядерной реакции, приводящей к образованию радиоактивных ядер, определяется сечением активации σа. Повышенными сечениями активации посредством тепловых нейтронов отличаются такие элементы, как Na, Al, Р, Cl, Са, Sc, V, Мn, Со, Сu, Ag и др. Повышенными сечениями активации посредством быстрых нейтронов обладают F, О, Al, Si, Fe и некоторые другие элементы. В каротаже используются те реакции активации, которые приводят к образованию радионуклидов, дающих γ-излучение. На практике для возбуждения 105 этого излучения в скважину помещают стационарный источник нейтронов и облучают им горную породу, предварительно измерив в этой точке естественную γ-активность. Время облучения должно быть соизмеримо с периодом полураспада исследуемого искусственного радионуклида, чтобы он успел накопиться в достаточном количестве. Затем на место источника нейтронов помещают детектор γ-квантов и измеряют наведенную активность. Наведенная активность пропорциональна числу ядер активируемого элемента в породе и спадает с течением времени, как и радиоактивность естественных элементов, по экспоненте. Поскольку одновременно с исследуемым элементом активируются и др. элементы, входящие в состав горной породы, то для выделения излучения исследуемого элемента используют временную (по периоду полураспада) или энергетическую селекцию. При временной селекции регистрируют изменения наведенной активности Iγa во времени и строят кривую зависимости ln Iγa=f(t), предварительно вычтя из измеренных значений интенсивность естественного γизлучения. По этой кривой рассчитывают период полураспада исследуемого изотопа. При энергетической селекции используют γ-спектрометрическую аппаратуру, которую настраивают на энергию γ-излучения соответствующего изотопа. НАК применяют, главным образом, на рудных месторождениях для определения содержаний Сu, Мn, Al, Si, F. Примеры реакций, которые при этом используются: Cu63 (n, γ) Cu64 (T1/2 = 12,8 ч, Eγ ≈ 0,5 МэВ); Cu65 (n, γ) Cu66 (T1/2 = 5,1 мин, Eγ ≈ 1 МэВ); Mn55 (n, γ) Mn56 (T1/2 = 2,6 ч, Eγ = 0,85 МэВ); Al27 (n, γ) Al28 (T1/2 = 2,3 мин, Eγ = 1,78 МэВ) на тепловых нейтронах; Si28 (n, ρ) Al28 (T1/2 = 2,3 мин, Eγ = 1,78 МэВ) на быстрых нейтронах; F19 (n, α) N16 (T1/2 = 7,3 мин, Eγ = 6,14 МэВ). Методику определения процентного содержания Сu в скважинах по долгоживущему изотопу впервые разработал проф. Г.С. Возжеников. На угольных месторождениях НАК может использоваться для определения зольности углей по наведенной активности Al и Si (такая методика была разработана доц. И.И. Бредневым). На месторождениях нефти НАК может использоваться для картирования ВНК по наведенной активности хлора и натрия: Cl37 (n, γ) Cl38 (T1/2 = 37 мин, Eγ = 2,15 и 1,6 МэВ); Na23 (n, γ) Na24 (T1/2 = 15 ч, Eγ = 2,15 и 1,37 МэВ); При T1/2 ≤ 3 мин. активационный каротаж возможен в непрерывном варианте, при этом источник нейтронов движется впереди детектора и активирует породу. Скорость каротажа должна быть такой, чтобы время прохождения интервала, равного длине зонда, примерно соответствовало периоду полураспада изучаемого радионуклида. Характеристика основных геофизических методов опробования,применяемых при разведке месторождений металлов и нерудного сырья приведена в таблице 3. 106 Таблица 3. Характеристика основных геофизических методов опробования применяемых при разведке месторождений металлов и нерудного сырья. Метод Определяемый элемент, параметр Плотностной гамма-гамма метод (ПГГМ) Селективный гаммагамма метод (СГГМ) Рентгенорадиометрический метод (РРМ) Объемная масса пород и руд Нижний предел количественных определений, % Керн, дробВ горных В скважинах ленный мате- выработриал ках н/о n•0.01 n•0.01 г/см3 г/см3 Cr Fe Pb.W.Hg.Ba.Σ Tr 0.5 0.5 – 1.0 n•0.05 н/о 0.5 – 1.0 n•0.1 0.5 – 1.0 1.0 – 2.0 n•0.1 3–5 3–5 3-5 Pb.W.Hg Σ Tr.Ba.Sn.Sb.Ag. Nb.Sr.Rb Rd Rb.As.Zn.Cu.Ni.C o Fe Mn.Cr S P2 O5 P2 O5 = f`(Sr. Σ Tr) Be 0,02 – 0,05 0,05 – 0,1 0,1 – 0,2 1–2 0,01 – 0,02 От 1 г/т 0,01 – 0,05 н/о 0,05 – 0,2 н/о 0,1 – 0,5 0,1 – 0,5 0,05 – 0,1 0,1 0,05 – 0,1 1,0-2,0 2,0-3,0 0,1 – 0,2 н/о н/о н/о 2,0-3,0 0,1 – 0,5 н/о н/о н/о 2,0-3,0 н/о n•10-4 n•10-3 0,05 – 0,1 <0,05 <0,05 <0,05 0,1-0,5 10-15 Li.B.Cd.Hg Влажность объемная н/о н/о 0,01-0,05 0,5-1,0 0,05-0,1 1,0-2,0 10-20 10-20 Hg.Fe.Ni.Mn.Cr н/о н/о 0,1-0,5 10-20 Al.Si.Na.Ca Cu.Mn.F P2 O5 = f`(F) н/о н/о н/о н/о н/о н/о 0,5-2,0 0,1-0,5 1,0 5-15 5-15 5-15 U.Th (1,0-1,5)•10-4 (1,0-1,5) •10-4 10-20 K P2 O5 = f`( U.Th) 0,5-1,0 1,0 (1,01,5)•10-4 0,5-1,0 1,0 0,5-1,0 1,0 10-20 10-20 0,5 – 1,0 1,0 – 2,0 10 - 20 Гамманейтронный метод (ГНМ) Нейтроннейтронный метод (ННМ) Нейтронногамма метод (НГМ) Нейтронноактивационный метод (НАМ) Гамма-метод (ГМ( Метод магнитной восприимчивости (ММВ) Fe Глубинность метода, см 5 - 10 Регистрация U н/о н/о 0,01 – 0,005 10 – 20 нейтронов деления Примечание:н/о – не определяется (нет сведений об апробированных методиках). 107 Основная литература 3осн. [14-32], Дополнительная литература 2 доп. [67-85] Контрольные вопросы: 1. Каким комплексом ГИС можно провести литологическое расчленение скважин сульфидных месторождений? 2. Дайте геофизическую характеристику зон дробления. 3. Охарактеризуйте массивные сульфидные руды по диаграммам ГИС. 4. Назовите методы ГИС, применяемые для определения содержания некоторых рудных элементов. Лекция 14.Геофизические исследования скважин месторождений урана2часа. Геофизические работы сопровождают все стадии изучения урановых месторождений, начиная от прогнозных исследований и подготовки площадей к проведению поисковых работ, до детальной и эксплуатационной разведки, а на инфильтрационных месторождениях - и для контроля над ходом процесса подземного выщелачивания (ПВ). При отработке месторождений урана способом ПСВ ГИС является основным, а зачастую единственным методом получения наиболее полной информации об особенностях геологического разреза и характеристики уранового оруденения по каждой конкретной скважине. В основной (стандартный) комплекс ГИС входят ГК, ЭК в модификациях КС, ПС и ИК. Электрокаротаж – это метод исследования горных пород, основанный на регистрации параметров естественного или искусственного электрического поля. Данные стандартного ЭК являются одними из основных для получения информации о литолого-стратиграфическом и фациально-литологическом строении разреза скважин. Индукционный каротаж – основан на измерении кажущейся удельной электрической проводимости пород на переменном электромагнитном поле. В методе реализованы варианты измерения как активной компоненты кажущейся удельной электрической проводимости, так и реактивной. - Основными методами выделения и оценки качества радиоактивных руд на содержаниях урана и тория являются гамма-каротаж (ГК) и его спектрометрическая модификация (СГК) - для решения других геологических и технических задач по мере необходимости в комплекс каротажных методов в зависимости от условий применения включаются методы ГГК-П, АК, КС, ПС, КМВ, РРК, ННК и др.; Гамма каротаж основан на регистрации гамма-излучения естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ), содержащихся в горных породах, пересеченных скважиной. Измеряемая величина — скорость счета гамма-квантов в импульсах в минуту (имп/м). Основная расчетная величина — мощность экспозиционной дозы в микрорентгенах в час (МЭД, мкР/ч). Измеряемая величина определяется концентрацией, составом и пространственным распределением ЕРЭ, плотностью и эффективным атомным номером Zэф.пород. Гамма-каротаж является одним из наиболее эффективных и распространенных методов ГИС. Методу отводится исключительная роль и особое место при всех, без исключения, видах работ, проводимых на радиоактивные руды. При проведении 108 гамма-каротажа на урановых месторождениях используются скважинные приборы с кристаллическими детекторами NаI(ТL) размерами 30х70, 1 8х40 окруженные свинцовыми экранами 0,9-1,1 мм и 1,3-1,5мм соответственно. Использование свинцовых экранов позволяет существенно уменьшить зависимость результатов измерений от значений Zэф.в пределах продуктивных горизонтов, т.е. устранить влияние литологического состава пород на результаты измерений. По способу измерений характеристик полей гамма-излучения различают гамма-каротаж в режиме интегрального счета (ИГК) и каротаж в режиме спектрометрии гамма-излучения (СГК). Гамма-каротаж в режиме интегрального счета является основным геофизическим методом исследования скважин по следующим параметрам: мощность экспозиционной дозы гамма-излучения (МЭД) в единицах МЭД точечного радиевого источника и/или интегральная массовая доля урана (эквивалентный по результатам измерений суммарный эффект от массовых долей ЕРН, выраженный в единицах равновесного урана). Гамма-каротаж в режиме интегрального счета практически повсеместно применяют на всех стадиях поисков, оценки, разведки и эксплуатации месторождений твердых полезных ископаемых для решения следующих геологических задач: - построение литологического разреза; - "попутные" ("массовые") поиски месторождений твердых полезных ископаемых; - определение параметров для подсчета запасов урана на месторождениях урановых руд Гамма-каротаж в режиме спектрометрии гамма-излучения применяют для оценки массовых долей ЕРН (калия, урана и тория) в горных породах и рудах при решении следующих задач: - построение литологического разреза, выделение ореолов измененных пород и определение их зонального строения; - выделение и оценка параметров рудных тел на месторождениях полезных ископаемых, генетически или статистически связанных с радиоактивными элементами (фосфориты, бокситы, калийные соли, титановые и редкоземельные россыпи, угли и т.д.); - получение исходных данных с целью прогноза радиационной опасности при разведке и эксплуатации месторождений полезных ископаемых. Для гамма-каротажа применяют геофизические радиометры - одноканальные для ИГК и многоканальные для СГК. Отличительная особенность геофизических радиометров состоит в том, что выходными их характеристиками являются непосредственно измеряемые параметры (состав или свойство) горных пород и руд. Перевод результатов измерений в единицы измеряемых величин осуществляют с помощью градуировочных характеристик, которые связывают результаты измерений с величинами, характеризующими свойство (мощность экспозиционной дозы гаммма-излучения по радиевому источнику) или состав (массовые доли ЕРН) горных пород и руд. Для перевода сигналов, поступающих с детектора на регистратор при ГК, 109 используют два типа интеграторов, которые осуществляют перевод статистически распределенных импульсов детектора в непрерывную функцию координаты.При ИГК содержание выражают в единицах интегральных массовых долей урана ( U), а при СГК - в единицах эквивалентных массовых долей калия ( К), равновесного урана ( U) и тория ( Th). Во всех случаях интерпретация основана на связи этих величин с аппаратурным спектром, измеренным одноканальными или многоканальными геофизическими радиометрами. Интерпретацию данных ГК проводят с помощью ЭВМ. Графический способ интерпретации применяют при отсутствии ЭВМ в районе работ с целью получения оперативной информации об изучаемом объекте. При интерпретации результатов ГК должно быть учтено поглощение гамма-излучения промывочной жидкостью и обсадными трубами, а при необходимости и влажность. Поправки на поглощение гамма-излучения промывочной жидкостью и обсадными трубами определяются конструкцией скважины и скважинного прибора, а поправки на влажность - по результатам определения коэффициента влажности на этапе специальных опытно-методических работ, которые являются неотъемлемой частью всего комплекса ГИС при гамма-каротаже. Интерпретацию СГК проводят в три этапа. На первом этапе каротажные диаграммы разбивают на интервалы, для которых подсчитывают средние значения скоростей счета в каждом из трех каналов - калиевом , урановом и ториевом . Интервал усреднения выбирают в зависимости от геологической задачи. В значения , и вводят поправки на поглощение гамма-излучения промывочной жидкостью , обсадными трубами и при необходимости на коэффициент влажности - путем деления их на . Найденные значения используют для вычисления эквивалентных массовых долей ЕРН. На третьем этапе проводят выделение интервалов вдоль оси скважины с существенно разными параметрами. Спектрометрический гамма-каротаж (СГК) основан на измерении естественной гамма активности геологических сред по стволу скважины, величина которой практически полностью обусловлена гамма-излучением трех природных радиоактивных элементов: урана и продуктов его распада, тория и продуктов его распада и калия - 40. Величина измеренной интенсивности гаммаизлучения может быть представлена уравнением с тремя неизвестными: J = aCU +вCTh+cCK где J - интенсивность в ими./время; СU, CTh - концентрации урана и тория в 10-4 % (граммах на тонну, г/т); Ск - концентрация калия в %; а, в, с - коэффициенты вклада соответственно урано-радиевого, ториевого радиоактивных рядов и калия - 40. По принадлежности основной спектральной линии к тому или иному гаммаизлучателю первый интервал, включающий линию 1,45 МэВ, обычно называют калиевым, второй (1,76 МэВ) - урановым, третий (2,62 МэВ) - ториевым. 110 Каротаж методом мгновенных нейтронов деления (КНД-м) является одной из модификаций импульсного нейтронного каротажа. Принципиальное его отличие от ИНК (в общем понимании метода) заключается в том, что при КНД-м измеряется плотность потока нейтронов, не непосредственно от скважинного импульсного генератора после их замедления, а плотность потока мгновенных нейтронов деления, генератором которых является урановая руда, которая может рассматриваться, как природный генератор быстрых нейтронов. Сущность метода заключается в следующем. Если в урановую руду поместить генератор, работающий в импульсном режиме (частота 20 гц, длительность нейтронного импульса 2 мкс), то сразу после прекращения импульса в среде будут находиться быстрые нейтроны источника и мгновенные нейтроны деления ядер урана-238 и тория-232 (порог реакции около 1,4 МэВ). В результате взаимодействия со средой и те и другие замедляются за время 100-200 мкс до тепловых с наиболее вероятной энергией около 0,025 эВ. Под действием тепловых нейтронов происходит деление ядер урана-235, сопровождающееся испусканием мгновенных нейтронов со средней энергией около 2 МэВ. Именно эти мгновенные нейтроны, замедленные в породе до надтепловых энергий в диапазоне 0,7 эВ до 1 кэВ регистрируются детектирующим устройством экранированного кадмием скважинного прибора АИНК-60 в интервале времени, равном 2048 мкс. Медленные же нейтроны, вследствие того, что кадмий обладает по отношению к ним аномально высоким поглощающим свойством, будут кадмиевым экраном полностью поглощены. Механизм регистрации предусматривает блокировку измерительного канала, содержащего нейтронный детектор, на время термализации. В этом случае могут быть зарегистрированы лишь первичные тепловые нейтроны и быстрые мгновенные нейтроны деления урана235. для выделения мгновенных нейтронов на фоне теплового нейтронного поля достаточно воспользоваться детектором, нечувствительным к тепловым нейтронам. Наиболее эффективными для измерения мгновенных нейтронов деления и являются счетчики медленных нейтронов, помещенные в экран из кадмиевого материала, обладающего аномально высоким поглощением тепловых нейтронов и достаточно прозрачного для нейтронов более высоких энергий. Из принципа метода непосредственно вытекает, что весь эффект в урановых рудах создается исключительно мгновенными нейтронами деления урана-235 действительно, деление урана-238 быстрыми нейтронами происходит только в течение нескольких десятков наносекунд после окончания нейтронного импульса, поэтому за время блокировки регистрации импульсов, составляющего несколько десятков микросекунд, мгновенные нейтроны деления урана-238 практически одновременно с нейтронами источника достигнут тепловых скоростей и не будут регистрироваться детектором. По той же причине и наличие тория не создает заметного эффекта. То есть, измеряемая при проведении КНД-м скорость счета потока нейтронов не содержит в себе информацию о содержании в рудах радия, тория, радиоизотопа калия. И результаты интерпретации по определению содержаний урана, в отличие от интерпретации данных гамма-каротажа, не требуют их корректировок на радиоактивное равновесие между ураном, радием и дочерними продуктами их 111 распада. Именно это обстоятельство и является определяющим при выборе места и роли метода в комплексе геофизических работ, проводимых как при разведке пластово-инфильтрационных месторождений урана, так и при их отработке способом подземного выщелачивания (ПВ). По однозондовой методике по данным КНД-м определяются лишь содержания урана и радия в условиях их естественного залегания. По двухзондовой методике, кроме того определяются влажность руд, объемная плотность и глинистость пород, т.е. сумма фракций от 0,05 мм и меньше. Для определения содержаний урана достаточно измерить два сигнала от первого детектора. Для определения кроме урана влажности, плотности и глинистости — три сигнала. Расстояние между источником потока нейтронов (мишень блока нейтронной трубки) и детектором (д) принято называть длиной зонда (Е). Величина Е1 определяется минимально возможным конструкционным расстоянием между мишенью нейтронной трубки и центром первого нейтронного детектора. Е2 - расстояние между мишенью нейтронной трубки и центром второго детектора. Электрические и электромагнитные методы каротажа предназначены и служат информационной основой для построения геоэлектрических разрезов. Они основаны на наблюдении и изучении особенностей распределения и характеристик электромагнитных полей естественного и искусственного происхождения. Эти особенности обусловлены в основном дифференциацией горных пород по электромагнитным свойствам (удельному электрическому сопротивлению, электропроводимости, индуктивности и др.), разнообразием используемых источников поля, регистрируемых характеристик Здесь рассматриваются лишь те методы электрического и электромагнитного каротажей, которые в настоящее время используются при подготовке к эксплуатации и эксплуатации пластово-инфильтрационных месторождений урана. К ним относятся: -каротаж методом кажущихся сопротивлений (КС); -каротаж естественной поляризации скважин (ПС); -индукционный каротаж (ИК); -токовый каротаж (ТК). Они применяются для полного либо частичного решения следующих геологических задач: -литолого-стратиграфическое и фациально-литологическое расчленение разреза – КС, ПС, ИК; -определение эффективной мощности проницаемых пород продуктивного горизонта и выделение в разрезе технологически забалансовых руд – КС, ПС, ИК; -определение послойных значений коэффициентов фильтрации – КС, ПС; -определение целостности обсадных колонн – ТК; Результатом ГК является кривая интенсивности γ-излучения по скважине. Характер кривой определяется мощностью рудного тела и содержанием урана (рисунок 1). Количественная интерпретация результатов ГК основывается на следующих положениях: 112 -при мощности рудного пласта более 35—40 см максимальная интенсивность не зависит от мощности, а определяется только содержанием; -границе рудного пласта с четкими контактами соответствует точка перегиба кривой, в которой интенсивность равна половине максимальной; -величина интенсивности в любой точке вне пределов рудного пласта является функцией содержания (q) и расстояния точки измерения до границы пласта (z). Общие сведения о принципе действия АИНК-60. Выделение рудного интервала и определение массовой доли урана в нем аппаратурой АИНК-60 производится методом КНД-М (регистрация мгновенных нейтронов) с одновременным проведением гамма-каротажа. Действие АИНК-60 заключается в циклическом, с частотой 20 Гц, облучении горной породы короткими (2 мкс) импульсами быстрых нейтронов (14 МэВ) и регистрации мгновенных нейтронов деления (в течении 2 мс после импульса излучения в интервалах длительностью по 32 мкс). Для этого, в составе АИНК-60 имеется БТ с монитором первичного потока нейтронов и детектор надтепловых нейтронов. а - насыщенный по мощности пласт с четкими контактами рудного тела с вмещающими породами; б - рудное тело с постепенно убывающим в сторону вмещающих пород содержанием; в - маломощное (до 30 см) рудное тело. Рисунок 1. Определение мощности рудного тела и содержания урана по гаммакаротажу. 113 Для проведения гамма-каротажа предусмотрен сцинтилляционный блок ДГК на основе кристалла NaI(Tl) размером 30х40 мм. Скважинный прибор АИНК-60 перемещается в скважине и передает результаты измерения скорости счета детектора нейтронов во временных интервалах, скорости счета монитора нейтронного потока и интегральный скорости счета гамма-детектора на ПУ через геофизический кабель. Данные суммируются и усредняются за интервал перемещения скважинного прибора 0,1 м и записываются на магнитном диске ПК каротажной станции, соединенной с ПУ АИНК-60. Основня литература 4осн [83-97], Контрольные вопросы: 1. Каким комплексом ГИС можно провести литологическое расчленение скважин урановых месторождений? 2. Дайте геофизическую характеристику урановых руд. 3. Назовите методы ГИС, применяемые для определения содержания урана в рудах. 4.Интерпретация диаграмм гамма-метода. Лекция 15. Геофизические исследования скважин месторождений нерудного сырья-2часа. Гидрогеологические скважины. Для исследования скважин пробуренных для разведки подземных источников вод, обычно применят электрический каротаж по методу сопротивлений и ПС, записывают диаграммы гамма-каротажа и гамма-гамма каротажа. Задача выделения водоносных горизонтов наиболее успешно решается в случае, когда разрез представлен песчано-глинистыми породами. Водоносные пласты отмечаются весьма четко по максимумам на диаграммах сопротивлений и минимумами ПС (тогда как вмещающие глины имеют низкие сопротивление, максимумы ПС и низкие интенсивности естественного гамма-излучения). Согласно отличительным признакам разрезов скважин, содержащих пресные воды, т.е. воды, соленосность которых меньше – 1 г/л, являются следующие: - высокое сопротивление водоносных песков (от 20 до 100 Ом·м и более; - низкое сопротивление глин (порядка 4-10 Ом·м) часто мало отличающиеся от сопротивления пластовых вод в песках, контактирующих с глинами; - слабая дифференциация кривой ПС, малая амплитуда отклонения кривой (не более 15 мВ); в зависимости от соотношения минерализации пластовых вод и бурового раствора возможно обращение диаграммы ПС (пласта – глин соответствуют минимумы ПС, а водоносным пескам – максимумы). Для песчаных пластов, насыщенных солеными пластовыми водами характерны следующие признаки: - низкое сопротивление водоносных песков (порядка 3-8 Ом·м и меньше); - сопротивление глин (2-5 Ом·м) близкое к сопротивлениям песков; - диаграмма ПС четко дифференцирована; водоносным пескам соответствует 114 отчетливые минимумы с амплитудой 20-50 мВ. Минимальная программа геофизических исследований в скважинах бурящих на воду, включает стандартный электрический каротаж, гамма-каротаж и гамма-гамма каротаж плотностной. В зависимости от геолого-геофизических условий указанные исследования дополняются БКЗ, работами с резистивиметром по определению притока воды, радиоактивными (ГК и ГГК) каротажем и измерением диаметра скважины. В скважинах глубиной свыше 600м проводят измерения температур для определения геотермического градиента. Метод, который позволяет выделить интервалы притоков воды в скважину – расходометрия. Метод расходометрии основан на прямом измерении по стволу скважины скорости движения воды, вызванного естественным перетоком её при взаимодействии водоносных горизонтов /зон/ с разными напорами, или возбуждением горизонта откачкой или наливом, а также естественным фонтанированием скважин. Для перехода к расходу потока, или количества воды проходящему через сечение скважины в точке измерений скорости, необходимо знать площадь этого сечения. Из этого следует, что расходометрия должна обязательно проводиться в комплексе с кавернометрией, поскольку разработка стенок ствола скважины зависят от ряда причин и может изменяться в довольно широких пределах.Основные результаты наблюдений с помощью расходомеров отображаются в виде графиков зависимости расхода осевого потока от глубины скважины QСКВ=f(h), которые принято называть расходограммами. В зависимости от гидрогеологического строения вскрытого скважиной разреза расходометрия может дать два вида расходограмм, которые проще понимаются на примере фонтанирующих скважин, т.е. при возбуждении. Предположим, что скважиной вскрыт один напорный горизонт однородного строения (рисунок 1А) с пьезометрическим уровнем выше поверхности земли, тогда скважина будет фонтанировать с определенным расходом, а расходометрия покажет закономерное увеличение расхода вертикального потока от подошвы до кровли водоносного горизонта. Выше кровли расход будет постоянным и равным расходу самоизлива, что фиксируется прямой линией параллельно оси ствола скважины. Если водоносный горизонт неоднороден по фильтрационным свойствам, то наклонная линия каротажной диаграммы, показывающая нарастание расхода в интервале водоносного горизонта, будет иметь точки перелома на границе зон с разными фильтрационными свойствами. Например, водоносным горизонт состоит из двух зон (рисунок 1Б), из которых нижняя имеет худшие фильтрационные свойства, чем верхняя. Тогда, в пределах нижней зоны линия расхода воды будет иметь меньший наклон к оси скважины, чем в верхней зоне. При обратном соотношении, т.е. когда фильтрационные свойства нижней зоны выше, чем верхней, получится вид диаграммы изображенной на рисунке 1В.Этот вид каротажной диаграммы расходометрии условно назван нами "непрерывным", характеризующим один водоносный горизонт.Если скважина вскрыла несколько напорный водоносных горизонтов, разобщенных практических водоупорными породами, то вид каротажной диаграммы существенно меняется, так как в интервалах водоупорных пород расход 115 потока воды по стволу будет оставаться постоянным, т.е. линия расхода будет параллельной оси скважины. Пример такого случая, для двух водоносных горизонтов, изображен на рисунке 2. Такой вид каротажной диаграммы расходометрии назван "ступенчатым" характерным для случая наличия нескольких водоносных горизонтов, или вернее наличия водоупорных интервалов, поскольку такие случаи, как показала практика, возможны и для безнапорных горизонтов. 1- водоупорные породы; 2- водоносные породы с низкими фильтрационными свойствами;3- водоносные породы с высокими фильтрационными свойствами; К1 – коэффициент фильтрации верхней зоны; К2 – коэффициент фильтрации нижней зоны. Рисунок 1.Вид непрерывных расходограмм 1- водоупорные породы; 2 - водоносные породы; К1 - коэффициент фильтрации первого горизонта; К2 -коэффициент фильтрации второго горизонта. Рисунок 2. Вид ступенчатых расходограмм Расходограммы при изучении разреза в условиях естественного режима, т.е. без возбуждения, отличаются только тем, что линии расхода обязательно замыкаются на оси скважины. В качестве примера на рисунке 3 приведены четыре диаграммы, которые согласно изложенному выше интерпретируются следующим образом: 116 А) две зоны с различными фильтрационными свойствами в одном горизонте; Б) то же, четыре зоны; В) два водоносных горизонта; Г) три водоносных горизонта, из которых средний имеет две зоны с различными фильтрационными свойствами. Разработанная аппаратура позволяет также определить направление перетока в стволе скважины и тем самым установить, какой горизонт или зона является водоотдающей и какая водопоглашающей. I, II, III – водоносные горизонты; 1, 2, 3, 4 - зоны с различными фильтрационными свойствами в одном горизонте → - направление потока воды Рисунок 3.Виды расходограмм при естественном режиме перетоков по стволу скважины Показанные на рисунках 1-3 виды расходограмм относятся к случаю однородных фильтрационных свойств в пределах каждой зоны и к скачкообразному изменению их между зонами в пределах каждой зоны и к скачкообразному изменению их между зонами в пределах горизонтов. Эти условия фиксируются прямолинейными отрезками линий расходов. В природных же условиях наблюдаются случаи постепенного изменения фильтрационных свойств с глубиной, итог в общем является относительно закономерным явлением. В этих случаях участок расходограммы характеризующий интервал пласта будет прямолинейным. Причем, если ресходограмма обращена выпуклостью от оси глубин, то фильтрационные свойства с глубиной улучшаются. И наоборот, вогнутая к оси глубин расходограмма свидетельствует об ухудшении фильтрационных свойств к забою скважины (рисунок 4). Таким образом, расходометрия дает не только качественную информацию, но и количественную и в этом отношении преимущество ее перед резистивиметрией вполне очевидно. Второе преимущество заключается в получении более достоверной и вполне объективной информации, позволяющей однозначно интерпретировать расходограммы. 117 А – фильтрационные свойства с глубиной ухудшаются; Б – фильтрационные свойства с глубиной улучшаются Рисунок 4.Расходограммы водоносных горизонтов с постепенно меняющимися фильтрационными свойствами К настоящему времени разработано два типа приборов: а) тахтометрический скважинный расходомер с фотоэлектрическим способом регистрации TCP-70Ф, обеспечивающий одновременное определение направления осевого перетока воды по стволу скважины и предназначенный для работы в относительно прозрачной воде; б) тахтометрический скважинный расходомер с электрическим способом регистрации TCP-34/70Э не приспособленный для определения направления перетока, но допускающий работу в мутной воде. В целом методика исследования скважины расходомером сводится к следующему: а) перед производством собственно расходометрии необходимо определить диаметр ствола скважины по всему интервалу, который подлежит изучению. Для этого осуществляется запись кавернограммиы, масштаб глубин который выбирается в зависимости от необходимой степени детальности определения мощности отдельных зон и их дифференциации по фильтрационным свойствам. Обычно вполне приемлемым является масштаб глубин 1:200, масштаб записи регистрируемого диаметра должен быть не менее 1:1; б) с учетом кавернограммы устанавливается поисковый шаг наблюдений расходомером, который в зависимости от глубины скважин может меняться. Наиболее приемлемый поисковый шаг составляет от 5 м для скважин большой глубины. При измерении структурных скважин при разведке месторождений твердых полезных ископаемых (например глубиной 1000м) поисковый шаг составляет от 5м для скважин небольших глубин до 20м для скважин большой глубины. При измерении структурах скважин при разведке месторождений твердых полезных ископаемых (например глубиной 1000М) поисковый шаг видимо может быть принят до 50м. При выборе местоположения точек наблюдений следует, по возможности избегать производства замеров в местах резкого изменения диаметра ствола скважины (смена диаметров бурения, разработка, в кавернозных зонах и др.). в) после установления поискового шага, наблюдения выполняются путем спуска прибора до забоя скважины, с последовательной остановкой прибора для 118 производства измерения на заданных точках. Данные наблюдений фиксируются в журналах следующей формы: Расходомер ТСР – 70Ф номеh, n, nk, nср, Qпр, d, ра K м об/мин об/мин об/мин л/сек мм d точек НаправQскв, ление л/сек потока, ↑↓ Расходомер TCP – 34/70Э номеh, N, ра м имп точек 1 2 3 n N 60 , 8 об/мин 4 Qпр, л/сек d, мм Kd t, сек Qскв, л/сек 5 6 7 8 9 В этих журналах приняты следующие обозначения величин: h – глубина точки наблюдения, в метрах от поверхности земли; n – скорость вращения крыльчатки прибора, об/мин., при прямом измерении при спуске прибора); nk – то же при контрольном измерении (при подъеме прибора); nср – средняя скорость, равная n n K / 2 , принимаемая для расчета; N – число импульсов, соответствует скорости вращения крыльчатки (одному обороту соответствующей два импульса); t – время в секундах, замера скорости вращения крыльчатки; Qпр – расход потока через прибор, в л/сек, определяемый по скорости вращения крыльчатки по тарировочным графикам; d – диаметр скважины в точке замера, в мм; Kd – переходный коэффициент расхода на диаметр (т.е. от диаметра прибора на диаметр скважины), определяемый по специальному графику; Qскв – расход потока через сечение ствола скважины в точке измерений, равный Qпр •Kd; ↑↓ – направление потока вниз и вверх по стволу. г) При спуске прибора заполняются только графы 1-5 и одновременно по данным графы 5 строится предварительный график зависимости n=f(h). По этому графику оценивается общий характер перетока воды по стволу и намечаются точки детализации наблюдений, которые производятся при подъеме прибора. Одновременно намечаются точки контрольных наблюдений. д) Окончательная обработка полевых материалов расходометрии сводится к заполнению граф 6-10 и построению графика зависимости Q=f(h), который и является расходограммой опыта. Для этого осуществляются следующие операции: 119 - на кавернограмму наносятся все точки наблюдения и для каждой из соответствующих им глубин определяется фактический диаметр ствола; - по полученным данным для каждой точки определяется переводный коэффициент Кd по графику зависимости Kd=f(d); - по тарировочному графику определяется расход потока через прибор Qп и умножением на поправочный коэффициент К определяется расход потока через сечение ствола в каждой точке: QСКВ K d QП - расходограмма строится по данным граф 2-9 в виде графика QСКВ=f(h). По оси ординат откладывается глубина точек наблюдений, а по оси абсцисс, соответствующий расход. Точки на графике соединяются способом средних линий, после чего по характерным точкам перегиба устанавливаются те или иные границы и расход каждой водоносной зоны или горизонта. Расход зон определятся путем последовательного вычитания расхода в каждой характерной точке. Бороносные породы. Ядра атома бора обладают аномально высоким эффективным сечением захвата тепловых нейтронов, поэтому бороносные породы выделяют в разрезе при помощи нейтронных методов каротажа, обычно НГК и НК-Т. пример выделения бороносных пород по диаграмме радиоактивного каротажа приведен на рисунке 5. Обогащенные бором породы (глинистые сланцы и мергели) отмечаются четкими минимумами на диаграммах НГК. С помощью последних можно весьма уверенно определить мощность бороносных пород. Характер изменения кривой НГК в зоне минимума свидетельствует об изменении концентрации бора в пределах залежи более низким показаниям соответствуют обогащенные участки пласта, тогда как более высокими значениями НГК отмечаются обеденные руды. Показания НГК хорошо увязываются с данными химического анализа кернов на содержание В2О3. Выделение бороносных пластов по данным НГК затрудняется, если они залегают среди глинистых и других пород, подверженных размыву и образованию в них каверн, так как последние могут отмечаться на диаграммах НГК такими же низкими показаниями, как и бороносные породы. Указанная неоднозначность устраняется; если измерения в скважине проводить двумя зондами НГК – коротким (15-20 см) и длинным (40-50 см). В скважинах, не заполненных водой бороносные пласты на диаграммах обоих зондов отмечаются минимумами показаний, тогда как водородосодержащие пласты и каверны отмечаются отклонениями разного знака: минимумами на диаграммах НГК, полученных с помощью больших зондов, и повышенными показаниями на диаграммах малых зондов.По диагараммам нейтронных методов каротажа можно определить количественное содержание бора в породе. Опытные исследования проведенные в этой области показали, что наиболее благоприятные результаты получаются по данным нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (НК-Н), характер показаний которого остается весьма благоприятным для широкого предела (от 0 до 30%) изменения концентрации В2О3 в породе. Метод тепловых нейтронов имеет благоприятную характеристи120 ку, особенно, если скважина не заполнена жидкостью. Методы НК-Т и НК-Н не могут быть использованы для выделения бороносных пород в разрезах скважин, содержащих галогенные осадки, так как пласты каменной соли отмечаются по диаграммам этих методов такими же низкими показаниями, как и бороносные пласты. Поэтому основные методы выделения боросодержащих пород является нейтронный гамма-метод с зондами двух размеров: 15 и 40 см. Мощность пластов, содержащих бор, определяют по диаграммам НГК полученным с коротким зондом и замеренным в масштабе глубин 1:50. По таким кривым наиболее четко определяются их границы.Содержание бора определяется по эталонным кривым, получаемым на моделях бороносных пород или сопоставлением данных каротажа с результатами химических анализов. График I б приведен на рисунке 6. Боратовые руды залегают Iф f B2O3 среди глин и песчаников, в турфогенных образованиях, а также среди ископаемых солей. Основную роль при разведке месторождений бора играют нейтронные методы, поскольку он обладает аномально высоким (755 барн) сечением захвата тепловых нейтронов. На диаграммах нейтронных методов интервалы руд выделяются резкими понижениями показаний. Для исследования скважин применяют метод НГК с зондом длиной 40-50 см, ННК-Т с зондом 15-20 см. При невысоких (до 5%) содержаниях по данным этих методов можно провести количественные содержания бора в руде. Геофизическая характеристика бороносных пород приведена на рисунке 5. Геофизическая характеристика руд вольфрама, сурьмы, молибдена, ртути, олова.Для руд вольфрама, сурьмы, молибдена, ртути и олова характерны низкая электропроводность, повышенная плотность и повышенное значение эффективного атомного номера.Основным методом для выделения руд перечисленных выше элементов и их оценки является селективный гаммагамма-каротаж в сочетании с плотностным гамма-гамма-каротажем; кроме того, для выделения богатых залежей ртути рекомендуется использовать нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (HK-T). На диаграммах ГГК-С хорошо выделяются участки оруденения с содержанием вольфрама от 0,2% и выше и молибдена от 0,6% и выше. При благоприятных условиях возможны количественные определения содержания вольфрама и молибдена.Руды с содержанием ртути от 0,2% и выше отмечаются пониженными показаниями на диаграммах ГГК-С и, так как ртуть обладает высоким эффективным сечением захвата тепловых нейтронов, минимумами на кривых НК-Т. Отличительной особенностью руд, содержащих редкоземельные элементы и литий, является высокое сечение захвата тепловых нейтронов ядрами атомов этих элементов и в большинстве случаев повышенная естественная радиоактивность и плотность. На некоторых месторождениях редких земель наблюдается повышенная магнитная восприимчивость руд.Для выделения руд, содержащих редкоземельные элементы и литий, рекомендуется следующий комплекс 121 исследований: нейтронный каротаж по тепловым нейтронам, гамма-каротаж, магнитный каротаж, гамма-гамма-каротаж (ГГК-П и ГГК-С). Рисунок 5. Геофизическая характеристика калийных солей и бора. Jа – интенсивность счета против пласта, имп/мин; Jф – фоновая интенсивность на известняках, имп/мин Рисунок 6. График зависимости отношения Jа/Jф от содержания В2О3. 122 Породы, содержащие бериллий, однозначно выделяются по данным фотонейтронного каротажа. При помощи переходного коэффициента, полученного по данным исследования в опорных скважинах, можно оценить содержание бериллия в породе. Геофизическая характеристика калийных солей. Калийные соли представлены обычно сложными комплексом минералов, нередко отличающихся друг от друга по физическим свойствам. Основным источником калия вляются месторождения калийных солей, которые приручены к толщам гидрохимических отложений (каменная соль, гипс, ангидрит). Эти толщи включают также и песчано-глинистые и карбонатные породы. Минералы, содержащие калий: сильвинит (КСL), карналлит (КСL*MgCL3*6H2O) и полигалит(K2*Ca2*Mg [SO4]4*2H2O). Основная особенность физических свойств калийных солей – их повышенная радиоактивность, связанная с содержанием в природном К естественного радионуклида К40.Калийные соли характеризуются очень высоким, как у всех гидрохимических осадков, УЭС и пониженной плотностью. Основной метод выделения калийных солей в скважинах – ГК, по нему же определяют процентное содержание калия. Включение в комплекс ГИС методов НГК (или ННК) и ПГГК позволяет определить минеральный состав калийных солей. Калийные соли характеризуются очень высоким, как у всех гидрохимических осадков, УЭС и пониженной плотностью. Наиболее характерным свойством калийных солей является их высокая радиоактивность, обусловленная содержанием в природном калии его радиоактивного изотопа К40. Благодаря этому все калийные минералы, а также горные породы, содержащие примеси этих минералов, отмечаются высокими показаниями на кривых гамма-каротажа. Обычно радиоактивность калиеносных пород в несколько раз превышает радиоактивность вмещающих их пород, в том числе и глинистых сланцев. Основной метод выделения калийных солей в скважинах – ГК, по нему же определяют процентное содержание К40. Включение в комплекс ГИС методов НГК (или ННК) и П-ГГК позволяет определить минеральный состав калийных солей Выделение пластов калийных солей, залегающих среди глинистых сланцев, возможно также по данным электрического каротажа, так как их электрическое сопротивление, как и других галогенных пород, бесконечно высокое.При залегании калийных солей среди галогенных пород (каменной соли, гипсов и ангидритов), которые среди осадочных пород обычно обладают наименьшей естественной радиоактивностью, выделение калиесодержащих пластов становится возможным даже при незначительных примесях в породах калиевых минералов. Методы электрического каротажа в этих условиях неэффективны, так как электрическое сопротивление калиесодержащих пород не отличается от сопротивления вмещающих гидрохимических осадков. На диаграммах НГК калийные соли, представленные карналитами, отмечаются низкими показаниями, аналогичными показаниями против гипсов и раз123 мытых глин. Это объясняется высоким водородосодержанием карналита в молекуле которого содержится шесть молекул воды. Сильвиниты, не содержащие в составе кристаллизационной воды, отмечаются на диаграммах НГК такими же высокими показаниями, как и каменная соль. Таким образом, с помощью НГК удается определить минеральный состав калийных солей: отличить сильвинит от карналитов. Практически это весьма важно, так как промышленную ценность часто представляет только сильвиниты, которые добываются с целью получения товарных калийных солей. Калийные соли обычно подвержены сильному размыву циркулирующим в скважине раствором, вследствие чего диаметр скважины против пластов калийных солей, как правило, сильно увеличен по сравнению с номинальным. Диаметр скважины увеличивается наиболее сильно против карналитов, так как этот минерал весьма хрупок, гигроскопичен, и под воздействием воды быстро разрушается.По кавернограмме получают дополнительные данные о характере пород, вмещающих калийные залежи. Кроме того, данные об изменении диаметра скважины крайне важны при интерпретации диаграмм электрического и радиоактивного каротажа. Большое различие объемных плотностей солей и вмещающих их пород позволяет применять метод ГГК-П для выделения в разрезе калийных содей и оценки минерального состава.Наиболее высокими показаниями на диаграммах ГГК-П будут отмечаться карналиты, обладающие минимальной плотностью, промежуточными - сильвиниты и каменная соль и низкими - глинистые сланцы и ангидриты, плотность которых наибольшая. Нет заметной разницы в плотностях каменной соли и сильвинита вследствие чего для выделения калийных солей, представленных сильвинитами, среди каменной соли, необходимо пользоваться данными гамма-каротажа. Таким образом, основным методом выявления в разрезе скважин калийных солей является стандартный электрический и гамма-каротаж. При детальном изучении калийных солей применяют, кроме того, нейтронный гамма-каротаж, а также нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам. Изменение диаметра скважины в соленосной толще обусловлено различиями литологического состава толщи, чередованием пород с различной растворимостью. Плохо растворимые породы (прослои ангидритов, соли, содержащие примеси терригенных пород) отмечаются уменьшенными значениями диаметра, близкими к диаметру долота. Диаграмма нейтронного гамма-каротажа в толще соленосных пород сильно дифференцирована. Из сопоставления с кавернограммой, следует, что на показания НГК изменение диаметра скважины заметно не сказывается и эта диаграмма в основном отражает изменение литологического состава пород, составляющих соленосную толщу. В частности, минимумы на кривой НГК обычно соответствуют максимумами на диаграмме ГК, благодаря чему можно сделать заключение, что калийные соли в этой скважине представлены главным образом карналитами (рисунок 7). 124 Рисунок 7. Геофизическая характеристика боратового рудного интервала и калийной соли. Бериллий. К промышленным типам месторождений Be относятся жилы, линзы и тела сложной формы гранитных пегматитов и бериллоносных магнетит- флюоровитовых скарнов.Эти тела характеризуются, повышенным УЭС и минимальными значениями к. Но основной особенностью Be является способность к ядерному фотоэффекту при сравнительно невысокой (Еγ= 1,67 МэВ) энергии γ- квантов.По этой причине основным методом для выделения бериллоносных интервалов в скважинах и определения процентного содержания Ве является метод ГНК, на диаграммах которого эти интервалы выделяются четкими повышениями Iγn. 2.3 Планы лабораторных занятий Наименование тем лабораторных занятий. 1.Геофизические исследования скважин. Метод кажущегося сопротивления (КС). Боковое электрическое зондирование (БЭЗ). Микрозондирование (МКЗ). Резистивиметрия-2часа Задание. Ознакомление с промысловой геофизической аппаратурой и оборудованием, технологией проведения геофизических исследований в скважине, способами измерения и регистрации геофизических параметров. Изучение физических основ метода кажущегося сопротивления. Изучение устройства зондов КС, обозначения, условий и методики применения. Классификация зондов КС. Определение типов зондов, размера, расчет коэффициентов зондов, зонды МКЗ. 125 Основная литература 2осн [320-330] Основная литература 1осн [44-48], 2 осн [107-112] Дополнительная литература 2 доп. [42-52[92-94],] Контрольные вопросы 1. Для чего используются методы ГИС? 2. Что называется автоматической каротажной станцией? 3. Что понимается под скважинной геофизической аппаратурой? 4. Свойства геофизических кабелей. 5. Технология проведения ГИС. 6. Физические основы метода КС. 7. Что такое кажущееся удельное электрическое сопротивление? 8.Для чего используются зонды разной длины? 9.Дайте определение градиент - зонду и потенциал - зонду. 10.Какие зонды называются последовательными и обращенными? 11.Как определяется длина потенциал - зонда и градиент - зонда? 12.Зонды бокового каротажного зондирования. 13.Зонды микрозондирования. 2. Индукционный каротаж. Боковой каротаж. Микробоковой каротаж2часа. Задание. Изучение физических основ индукционного метода исследования скважин, устройства зондов, получение навыков интерпретации диаграмм индукционного каротажа. Изучение физических основ бокового каротажа, устройства зондов, получение навыков интерпретации диаграмм бокового и микробокового каротажа. Основная литература 1осн [81-89], 2осн [141-149] Дополнительная литература 1 доп. [118-127] Контрольные вопросы 1. Физические основы индукционного метода. 2.Какие зонды индукционного каротажа Вы знаете? 3. Преимущества индукционного метода. 4. Что называется удельной проводимостью среды? 5.От каких факторов зависит проводимость горных пород? 6. Физические основы бокового и микробокового каротажа. 7.Какие зонды бокового каротажа Вы знаете? 8.Оптимальные условия проведения бокового каротажа, решаемые задачи. 3. Метод потенциалов собственной поляризации. Кавернометрия и профилеметрия скважин-1час. Задание. Изучение физических основ метода потенциалов собственной поляризации. Изучение назначения, принципа действия и устройства каверномера и профилемера. По диаграммам, выданным преподавателем, сделайте вывод о техническом состоянии ствола скважины, выделите непроницаемые интервалы и пласты-коллекторы. 126 Основная литература 1осн [336-338], 2 осн [268-269] Дополнительная литература 1 доп. [214] Контрольные вопросы 1. Физические основы кавернометрии. 2.По каким признакам на диаграммах кавернометрии выделяются проницаемые и непроницаемые пласты? 3.Для чего нужно знать фактический диаметр скважины? 4. Устройство каверномера. 5.В чем различие между кавернометрией и профилеметрией? 6.Прямое поле ПС. 7.Обратное поле ПС. 4.Радиоактивные методы исследования скважин-2 часа. Задание. Изучение физических основ радиоактивных методов. По диаграммам, выданным преподавателем, провести расчленение разреза скважины. Выделить в разрезе скважины пласты-коллекторы. Основная литература 1осн [221-229], 2осн [182-184] Дополнительная литература 2доп [123-129] Контрольные вопросы 1. Физические основы гамма-метода. 2.Задачи, решаемые по диаграммам ГГК-П. 3. Физические основы нейтронного гамма-метода. 4. Области применения гамма-метода. 5.Для решения каких геологических задач применяется нейтронный гаммаметод? 6.Как по диаграммам нейтронных методов определить характер насыщения коллекторов? 7.Методика определения глинистости пластов (ГМ). 8.Определение пористости пластов по диаграммам нейтронных методов 5.Акустический каротаж-1час. Задание. Изучение физических основ акустического метода. Модификации акустического каротажа. Зонды АК. По диаграммам акустического каротажа выделить в разрезе пласты – коллекторы, расчленить разрез скважины. Основная литература 1осн [154-171], 2осн [209-221] Дополнительная литература 1 доп. [146-152, 158-172] Контрольные вопросы 1. Физические основы акустического каротажа. 2. Модификации акустического метода. 3.Что такое интервальное время? Формула среднего времени (формула Уайли). 4.Как влияет коэффициент пористости на регистрируемые параметры? 5. Области применения акустического каротажа. 6.Изучение разрезов нефтегазовых скважин -2 часа. 127 Задание. Приобретение навыков работы с диаграммами комплекса геофизических методов исследований скважин. Выделение непроницаемых интервалов и пластов - коллекторов в терригенном и карбонатном разрезах по результатам комплекса ГИС. Основная литература 1осн [340-349] Дополнительная литература 2доп [167-173] Контрольные вопросы 1.Как выделяются пласты-коллекторы на диаграммах электрических методов? 2.Как выделяются пласты глин на диаграммах методов ПС, ГК, КС? 3.Как выделяются пласты-коллекторы на диаграммах РК, АК? 4. Выделение проницаемых и непроницаемых пластов методом кавернометрии. 5.Дайте характеристику плотных пород по диаграммам комплекса ГИС. 6.Назовите прямые качественные признаки пластов – коллекторов. 7. Изучение углеразведочных скважин, скважин месторождений черных, цветных металлов, месторождений урана и нерудного сырья-5 час. Задание1.Провести литологическое расчленение углеразведочной скважины,выделить основные литотипы,выделить пласты угля. Основная литература 2осн.(282-293) Дополнительная литература 3доп(3-9) Контрольные вопросы 1.Приведите геофизическую характеристику песчаников по комплексу ГИС. 2. Приведите геофизическую характеристику алевролитов по комплексу ГИС. 3. Приведите геофизическую характеристику аргиллитов по комплексу ГИС. 4.Охарактеризуйте каменные угли по комплексу ГИС 5.Охарактеризуйте бурые угли по комплексу ГИС 6. Охарактеризуйте антрациты по комплексу ГИС 7.Перечислите геофизические методы изучения углеразведочных скважин. Задание2.Изучить строение пласта угля по предложенной преподавателем скважине,определить зольность пачек. Основная литература 2осн.(252-269) Контрольные вопросы: 1.Чем представлены угольные пласты,горизонты? 2.Дайте сравнительную характеристику аргиллитов,углисто-глинистых аргиллитов. 3.Как влияет зольность углей на показания метода КС? 4. Как влияет зольность углей на показания ГК? 5. Как влияет зольность углей на показания ГГК-П? 6. Как влияет зольность углей на показания ГГК-С? 7.Методики определения зольности. Задание 3.Изучить разрезы скважин руд черных металлов по диаграммам ГИС, выделить рудные интервалы по предложенным преподавателем скважинам. 128 Основная литература 1осн.(391-404) Контрольные вопросы: 1.Дайте характеристику железных руд по комплексу ГИС. 2. Дайте характеристику марганцевых руд по комплексу ГИС. 3. Дайте характеристику хромитовых руд по комплексу ГИС. 4.Физические свойства железных руд. 5. Физические свойства марганцевых руд. 6.Физические свойства хромитовых руд. Задание 4. По скважинам выделить интервалы сульфидных руд по диаграммам комплекса ГИС. Основная литература3осн.(85-92) Дополнительная литература 2доп.(67-85) Контрольные вопросы: 1.Решаемые геологические задачи и методы их решения. 2.Выделение массивных сульфидных руд по диаграммам ГИС. 3. Выделение вкрапленных сульфидных руд по диаграммам ГИС. 4.Разделение сульфидных руд по типам геофизическими методами. 5.Методики определения границ пластов и мощностей 2.4 Планы занятий в рамках самостоятельной работы бакалавров (СРО) № Задание Методические рекомендации 1 1 2 Определение параметра пористости Определение параметра насыщения 3 Зависит от пористости и типа порового пространства Зависит от количества воды, содержащейся в поровом пространстве, характера распределения жидкостей в порах и степени гидрофильности или гидрофобности зерен коллектора Двухслойные и трехслойные палетки БКЗ Скважинные приборы с прижимным устройством и выносным зондом. Однозондовые и двухзондовые приборы. Физические основы. Принцип измерения диаграмм ЯМК. Решаемые задачи. 3 3 Исследование обсаженных скважин. Определение ВНК, газожидкостного контактов. Оценка нефте- и водонасыщения. Трехэлементный зонд. Основные элементы аппаратуры АК. 2 3 4 Типы палеток БКЗ Аппаратура ГГК 5 7 Ядерно-магнитный каротаж (ЯМК) 2 2 Возможности импульсных нейтронных методов Типы зондов АК 8 Газовый каротаж 10 .Определение гра- 1 1 6 Рекомендуемая Литература 4 1 осн. [33]. 1 осн. [34]. 2 осн. [117-122]. 1 осн. [231-234]. 1 осн. [297-303], 2 осн. [232-239]. 4 4 1 осн. [264-269] 1 доп. [129-134], 2 осн. [196]. 1 осн. [173-176], 2 осн. [212], 2 доп. [291-305]. Физико-химические основы ГК. Аппаратура, 1 осн. [322-326], методика, применение ГК 2 доп. [178-188]. Методики определения границ тонких и 2 осн[219-231] 129 11 12 13 14 ниц пластов по диаграммам методов БК, ПС, ГК, ГГК, АК, БТК Расчленение пластов угля на пачки по диаграммам ГИС детализационного масштаба .Оценка зольности углей по диаграммам геофизических исследований скважин Применяемые комплексы ГИС при изучении руд черных металлов. мощных пластов по диаграммам ГИС. Изучение строения пластов угля,обнаружение в угольном горизонте пачек,представленных углем,углистым аргиллитом,углистоглинистым аргиллитом,аргиллитом. Методики определения зольности углей по дтаграммам ГИС. 2 осн[219-231] Физические свойства руд черных металлов, обоснование применения геофизических методов при изучении разрезов скважин. 1 осн[391-404] 4 осн [138-146] Оценка качества руд Геофизические методы для оценки качества черных металлов. руд черных металлов. 1 осн[391-404] 2 осн[282-293] 2.5 Планы занятий в рамках самостоятельной работы бакалавров под руководством преподавателя (СРОП) № Задание Методические рекомендации 1 1 2 Современные аппаратурнометодические комплексы Определение границ пластов по диаграммам метода КС (ГЗ, ПЗ) Определение границ пластов по диаграммам метода КС (ПЗ) Определение пористости по данным электрического каротажа 3 Цифровая регистрация. Особенности машинной обработки и интерпретации. 2 3 4 5 6 Форма Рекомендупроведения ем.лит. 4 5 тренинг 1 осн. [368] Найти на диаграмме ГЗ максимальные и минимальные значения КС, точки перегиба кривой ПЗ. тренинг 1 осн. [66] 2 осн. [112113] Наиболее резкий подъем кривой происходит в точках, расположенных выше подошвы пласта и ниже кровли пласта на величину 0.5L. Рассчитывают параметр пористости, по соответствующей изучаемым отложениям зависимости определяют коэффициент пористости. Определение гли- Кривые ПС против пород различнистости пласта ной литологии. Обработка кривой по диаграммам ПС ПС. Определение хаВлияние водородосодержания и сорактера насыщедержания хлора на показания НК. ния по НК тренинг 1 осн. [66] 2 осн. [114]. тренинг 2 доп. [231234]. тренинг 2 доп. [143]. тренинг 1 доп. [127128]. 130 7 8 9 Определение ВНК по кривым ГИС Определение пористости по АК Выделение коллекторов по диаграммам комплекса ГИС Для решения задачи использовать диаграммы НГК, ГК, КС Уравнение среднего времени. тренинг 1 доп. [127]. тренинг Использовать характерные признаки пластов-коллекторов в каждом методе. тренинг 1 осн. [171172]. 1 осн. [340349], 2 доп. [167173] 2.6 Тестовые задания для самоконтроля с указанием ключей правильных ответов(нефть) 1. Длина зонда A4M0.5N составляет (в м): А) 4. В) 4,5. С) 4,25. D) 2,25. E) 0,5. 2. Точкой записи зондов метода КС принято положение: А) Электрода А. В) Электрода В. С) Электрода М. D) Электрода N. E) Середины между сближенными электродами. 3. В какой из групп все методы и модификации можно считать разновидностями каротажа сопротивлений: А) КС, БК, ИК. В) КС, БКЗ, АК. С) ПС, БЭЗ, ДК. D) БК, ГК, ДК, ТК. E) КС, ВП, ЭП, МК. 4. Какова глубинность (радиус измерения) градиент- зондов длиной L: А) 0,5 L. В) L. С) 1.5 L. D) 2 L. E) Равна MN. 5. Зонд метода КС A1M8N это: А) Однополюсный обращенный градиент- зонд. В) Однополюсный последовательный градиент-зонд. С) Двухполюсный последовательный градиент-зонд. D) Двухполюсный обращенный градиент-зонд. E) Однополюсный последовательный потенциал-зонд. 6. В какой из групп все зонды метода КС являются последовательными (подошвенными) градиент- зондами: А) А0,4М0,1N; N 0,1М0,4А;А8М1N. В) М8А1В; А1М0,1N; А4М0,5N. 131 С) В0,5А4М; М2А0,5В; А4М0,5N. D) А1М0,1N;М1А0,1В; М0,1А1В. E) А4М0,5N; В0,5А2М. 7. Какому физическому параметру (свойству) среды прямо пропорционален полезный сигнал, измеряемый в индукционном каротаже: А) рк- удельному электрическому сопротивлению. В) d- удельной электрической проводимости. С) e- диэлектрической проницаемости. D) s- плотности. E) рк- кажущееся сопротивление. 8. Присутствием, каких химических элементов в горных породах главным образом обусловлена их естественная радиоактивность, измеряемая в скважине: А) U, Th, Pa, Ac. В) Ra, U, Po. С) U, Th, K; D) U, Th, Ra; E) Pa, Ac, Ra. 9. Как изменяются показания ГГК с увеличением объемной плотности горных пород: А) Пропорционально увеличивается. В) Увеличивается не пропорционально. С) Пропорционально уменьшается; D) Уменьшается не пропорционально. E) Практически не изменяется. 10. Высокие показания НГМ против коллекторов обязаны содержанию во флюидах главным образом следующих элементов: А) Н. В) О. С) С. D) Cl. E) Na. 11. Какой из материалов является лучшей защитой от нейтронного излучения (т.е. лучше замедляет нейтроны): А) Сталь. В) Свинец. С) Цемент. D) Парафин. E) Древесина. 12. Какие из перечисленных ниже методов РК (радиометрии) широко применяются при ГИС в нефтегазоносных районах: А) ГК, ГГК-П, НГК, ННК, ИННК. В) ГК, ГГК-С, НГК, РРК, ИНК. С) СГК, ГК, ННК, ЯМК. D) НГК, ННК, ИННК, ЯМК. E) СГК, ГК, ННК, ЯМК, ГГК-П. 132 13. Что называют базой трехэлементного зонда акустического каротажа: А) От излучателя до дальнего приемника. В) От излучателя до ближнего приемника. С) Между двумя приемниками или излучателями. D) От приемника до дальнего излучателя. E) От приемника до ближнего излучателя. 14. Скорость распространения продольных упругих (Р) волн в воде нефти и газе соотносятся таким образом: А) = = . В) > > . С) > = . D) < < . E) < = . 15. Скорость упругих колебаний в воде зависит от: А) Минерализации. В) Температуры. С) Давления. D) Всех этих факторов. E) Не зависит от этих факторов. 16. Термометрию для определения высоты подъема цемента проводят после цементирования не позже (час): А) 48. В) 30. С) 24. D) 20. E) 16. 17. Какая из перечисленных ниже задач ГИС является сквозной для структурных, поисковых, оценочных, разведочных и эксплуатационных скважин: А) Выделение коллекторов. В) Определение насыщенности их УВ. С) Определение пластовых давлений и температур. D) Прогноза потенциальных дебитов, а также ПГР в околоскважинном пространстве. E) Интенсификация притоков приборами на кабеле. 18. Спуск сборок производят со скоростью не более (м/час): А) 8000. В) 7000. С) 6000. D) 5000. E) 4000. E) 500. 19. Стандартные условия для большинства видов РК: А) Порода- чистый известняк (плотность» 2,71 г/см3). В) Поры породы и скважина заполнены пресной водой (солей меньше 0,2 г/л). С) Диаметр скважины -200 мм, прибор прижат к стенке скважины. 133 D) Температура окружающей среды 20°. E) Все перечисленные условия. 20. Измеряемая величина в интегральном гамма- каротаже является: А) Мощность экспозиционной дозы. В) Интенсивность излучения. С) Скорость счета. D) Эксплуатационная доза. E) Эффективная доза. 21. Рекомендуемая скорость ГК в терригенных разрезах не должна превышать (м/час): А) 1000. В) 800. С) 600. D) 500. E) 400. 22. Величина дозы излучении в единицу времени называется: А) Мощность дозы. В) Скорость счета. С) Интенсивность излучения. D) Период полураспада. E) Мощность излучения. 23. По данным кавернометрии против песчаных пород с высокой проницаемостью средний диаметр скважины: А) Уменьшается на толщину глинистой корки. В) Остается неизменным. С) Увеличивается. D) Не постоянное показание. E) Всегда больше чем диаметр скважины. 24. Исследование кавернометрией- профилеметрией производится в скважинах: А) Опорных и параметрических. В) Поисковых. С) Разведочных. D) Эксплуатационных. E) Во всех без исключения. 25. Акустический каротаж предназначен для измерения интервальных времен каких волн: А) Продольных. В) Поперечных. С) Волн Лэмба. D) Волн Стоунли. E) Всех перечисленных. 26. Скорость проведения акустического каротажа должна быть не более: А) 150 м/ч. В) 250 м/ч. С) 350 м/ч. 134 D) 450 м/ч. E) 550 м/ч. 27. Что измеряет кавернометрия: А) Изменения диаметра скважин. В) Изменения угла наклона. С) Диаметр обсаженных труб. D) Смятие обсаженных труб. E) Глубину скважин.. 28. Измерения температуры для оценки технического состояния обсаженных скважин выполняют: А) При спуске скважинного прибора. В) При подъеме скважинного прибора. С) Во время остановки. D) По достижению забоя. E) Все перечисленные. 29. Каково значение DТск в солях: А) 143 мкс/м. В) 164 мкс/м. С) 172 мкс/м. D) 178 мкс/м. E) 208 мкс/м. 30. Инклинометрические исследования это : А) Измерение зенитного угла и азимута скважины. В) Измерение дирекционного угола. С) Измерение угол наклона скважины. D) Измерение диаметра скважины. E) Измерение глубину скважины. Ответы на тестовые вопросы(нефть) 1 2 3 4 5 6 С Е А В Е В 7 8 9 10 11 12 В С С Д Д А 13 14 15 16 17 18 С В Д С Е Д 19 20 21 22 23 24 Е С С А А Е 25 26 27 28 29 30 Е В А А Е А 2.4 Тестовые задания для самоконтроля с указанием ключей правильных ответов (рудные, уголь, вода) 1. Физические предпосылки применения плотностного гамма-гамма метода на месторождениях черных металлов: А)избыточная плотность. В) высокая пористость. С) повышенная электропроводность. D)высокая магнитная восприимчивость. E) низкая глинистость. 2. Какими методами можно оценить содержание магнитного железа в руде? А) КМВ . 135 В) КС С) ГГК-С. D)ГГК-П E) НН- Н 3.Какими методами можно определить содержание общего железа в руде? А) КС. В) ГГК-С. С) ПС, БЭЗ. D)МСК, Е)КМВ. 4. Как зольность влияет на интенсивность естественного гамма-излучения? А) не оказывает влияния. В)увеличивает . С)и увеличивает,и уменьшает . D)уменьшает. E) показания не меняются. 5. Как зольность влияет на показания ГГК-П,С? А) увеличивает . В)не изменяет показания. С) и увеличивает,и уменьшает. D) уменьшает. E) не влияет на показания. 6.Покажите правильное соотношение УЭС для пород углеразведочных скважин(каменные угли): А)рка.> ркал > ркп > ркизв > рку. В) рка > ркал < ркп > ркизв= рку. С)рка > ркал < ркп < ркизв < рку . D )рка= ркал = ркп< ркизв= рку. Е)рка< ркал < ркп < ркизв ≤ рку. 7. Покажите правильное соотношение интенсивности естественного гамма излучения для основных пород и углей углеразведочных скважин: А) Iγа < Iγал < Iγп < Iγизв < Iγу В) Iγа < Iγ ал > Iγп > Iγизв < Iγу С) Iγа > Iγал > Iγп > Iγизв > Iγу D) Iγа < Iγал > Iγп = Iγизв > Iγу Е) Iγа < Iγал < Iγп > Iγизв > Iγу 8. Покажите правильное соотношение интенсивности рассеянного гамма излучения для вмещающих пород и углей: А) Iγγу = Iγγвм В) Iγγу < Iγγвм С) Iγγу > Iγγвм D) Iγγу ≤ Iγγвм Е) Iγγу > Iγγвм 9. Обьемная плотность (г/см3) антрацитов изменяется в пределах: А) 1,0-2,0 136 В) 2,5-3,5 С)1,9-2,4 D)1,4-1,8 E)2,4-2,8 10. УЭС антрацитов изменяется в пределах: А)10-200 В) 10-3-10,0 С) 102--500 D)50-500 E)105-108 11.Обьемная плотность (г /см3) каменных углей изменяется в пределах: А) 1,0-4,0 В) 2,5-3,5 С)1,9-2,4 D)1,2-1,35 E)2,4-2,8 12.Плотность вмещающих угли пород (г/см3): А)1,9-2,9 В)1,2-1,5 С) 3,5-4,0 D) 1,0-2,0 E)1,5-2,0 13. Методы,используемые для оценки содержания марганца в рудах: А)КС,К МВ В) ГК, КС С) НАК,ННК-Т D)ГГК-П,КМВ E) НАК,КС 14. Какими сопротивлениями (Ом*м) характеризуются массивные медноколчеданные руды;сплошные полиметаллические ;окисленные руды: А) 5,0; 100; 250 В) 0,001; 0,05; 20,0 С) 0,5 ;10,0 ; 100,0 D) 1,0 ;100 ;1000,0 E) 250 ;100 ; 0,001 15.Какой комплекс ГФ методов проводят в скважинах полиметаллических месторождений. А) РРК,НАК,КС; В) БКЗ,БК,АК; С) КС,ИННК,НГК,КВ; D) ГК,НГК,НАК,КМВ; E)МСК.МЭП,ВП,ГГК,КМВ,КВ,КС 16.Геофизические методы,проводимые в скважинах месторождений алюминия: А)ГК,КМВ,НАК,КВ,ГК,КС; В) ГК,ГГК,НГК,КС; 137 С) БКЗ,БК,ИК,КВ; D)АК,КС; E) ИК, БК, КВ; 17.Геофизические методы литологического расчленения разрезов скважин: А) НАК,КС; В) КС,ГК,ГГК-П,НГК,КВ,АК; С) БКЗ,БК,КВ; D) КМВ,ПС,ВП; E) ПС,ВП,МСК; 18. Геофизические методы выделения массивных сульфидных руд: А)КС,МЭП,МСК,КВ; В) КМВ,ПС,КС; С)ГГК-П,РРК,КМВ; D)ВП,МЭП; E) АК,ВП,ПС; 19. Методика определения границ пластов по диаграммам ПС,МСК,МЭП: А) 4/5 ветви аномалии; В) ¾ ветви аномалии; С)подъем,спад кривой; D) ½ ветви аномалии; E) Все перечисленные методики. 20. Какие ГФ методы используют для определения содержания марганца в руде: А) КС,ПС; В) КМВ,АК; С)РРМ,ГГК-С D) НАК,КС,ПС; E) БКЗ,БК,ГК; 21. ГФ методы изучения хромитовых руд: А) БТК,НАК,КС; В)ГГК-П,С,КМВ,КС,НК,ВП; С)ИННК,НГК,КС; D) КМВ,БТК,КС; E) БКЗ,БК,ГК; 22.Основные требования,предъявляемые к опорному пласту при корреляции разрезов скважин: А)должен иметь любую геофизическую характеристику; В)иметь четкую геофизическую характеристику; должен быть выдержанным по площади; привязан стратиграфически; С) не должен быть выдержанным; D) мощность пласта может меняться; E) не связан со стратиграфическим горизонтом. 23.В гамма-методе измеряют: А)интенсивность естественного гамма-излучения; В) поток тепловых нейтронов; 138 С)интенсивность рассеянного гамма излучения; D) характеристическое излучение; E) вторичное гамма-излучение. 24.Каким методом изучают упругие свойства пород: А) АК; В) ВП; С) ГК; D) ГГК-П,С; E)КМВ. 25. Акустический каротаж предназначен для измерения интервальных времен каких волн: А) Продольных. В) Поперечных. С) Волн Лэмба. D) Волн Стоунли. E) Всех перечисленных. 26.Параметр, измеряемый в магнитном каротаже: А) удельное сопротивление; В)поляризуемость; С) магнитная восприимчивость; Д)Удельная проводимость; E) потенциал собственной поляризации. 27. Зонды каких методов размещены в прижимном устройстве: А)ГГК-С,МКЗ,МБК; В) МЭП,МСК; С) КВ,КМВ; D) КС,ГК; E) ВП,ПС. 28.Мощным пластом в методе КС называют пласт: А) мощность которого меньше длины зонда; В) мощность которого больше длины зонда; С) мощность которого равна длине зонда; D) мощность которого равна ½ длине зонда; E)мощность которого равна 3/4 длины зонда. 29)В каком методе измеряют поляризуемость горных пород: А) МСК; В) ВП; С) МСК; D) ПС; E) КС, 30. Какой потенциал возникает в рудных скважинах: А) диффузионный; В) фильтрационный; С)диффузионно-адсорбционный; D)окислительно-восстановительный; 139 E) фильтрационный и диффузионный. Ответы на тестовые вопросы(руда,уголь) 1 А 7 С 13 С 19 Д 25 А 2 А 8 Е 14 В 20 С 26 С 3 4 В В 9 10 Д В 15 16 Е А 21 22 В В 27 28 А В 5 6 Е Е 11 12 Д А 17 18 В А 23 24 А А 29 30 В Д 2.7 Перечень экзаменационных вопросов по пройденному курсу 1. Метод КС. Физические основы метода. 2. Обычные зонды КС-ГЗ, ПЗ. 3. Правила определения границ и мощностей пластов по диаграммам метода КС. 4. Метод МКЗ. Интерпретация диаграмм МКЗ. 5. Метод ПС. Физические основы метода. Интерпретация диаграмм ПС. 6. Методы БК МБК.Физосновы. Преимущества методов. Интерпретация диаграмм. 7.Индукционный каротаж, физосновы метода.Интерпретация диаграмм. 8. Акустический каротаж. Интерпретация диаграмм АК. 9. Определение пористости по данным АК. Выделение пластов- коллекторов. 10. Интерпретация диаграмм нейтронных методов. Определение пористости и характера насыщения коллекторов по диаграммам нейтронных методов. 11. НГМ. Физические основы метода. Взаимодействие нейтронов с веществом. 12. Интерпретация диаграмм НГМ. Определение пористости пластов, литологии. 13. ННМ-Т, ННМ-НТ. Интерпретация диаграмм нейтронных методов. 14. Взаимодействие гамма- квантов с веществом. Физические основы ГГМ. 15. Естественная радиоактивность горных пород, физосновы ГК. 16. Обработка и интерпретация диаграмм ГМ. Определение глинистости пластов. 17. Определение положения ВНК, ГНК, ГВК по диаграммам методов ГИС. 18. Методы изучения технического состояния скважин. 19. Физические основы термометрических методов. 20. Методы контроля цементирования скважин (термометрия, ГГМ, АК). 21. Оценка характера насыщения коллекторов по данным комплекса ГИС. 22. Коллекторские свойства нефтегазоносных пластов. 23. Литологическое расчленение разреза по данным стандартного комплекса ГИС (терригенный и карбонатный разрез). 24. Корреляция разрезов скважин. Составление корреляционных схем. 25. Выделение коллекторов нефти и газа. Определение их эффективной мощности. 26. Этапы комплексной интерпретации результатов ГИС при поисках и разведке нефтяных и газовых месторождений. 140 27. Определение пористости по данным комплекса ГИС. 28. Определение глинистости по данным комплекса ГИС. 29. Определение нефтегазонасыщенности по данным комплекса ГИС. 30. Удельное электрическое сопротивление горных пород и его зависимость от различных факторов. 31. Кривые КС для пластов большой, малой мощностей. 32. Боковое электрическое зондирование. Суть метода.Типы кривых зондирования. 33. Определение глинистости пластов по кривым ГМ. 34. Физические основы ГГМ. 35. Метод плотности тепловых нейтронов. Физические основы метода. 36. Определение характера насыщения коллекторов по диаграммам нейтронных методов. 37. Акустический метод. Физические основы метода. 38. Термические методы исследования скважин. 39. Какими величинами определяется искривление скважин? 40. Кавернометрия. Суть метода. 41. Оценка качества цементирования методами ГИС. 42. Инклинометрия скважин Какими величинами определяется искривление скважин? 43. Литологическое расчленение разрезов скважин. Выделение пластов – коллекторов по диаграммам стандартного комплекса ГИС. 44. Коллекторские свойства нефтегазоносных пластов. 45. Какими методами каротажа осуществляется контроль цементирования скважин? 46. Для чего необходимы данные о фактическом диаметре скважины? 47. Для определения коэффициента пористости коллекторов использование каких методов каротажа наиболее эффективно? 48. Для чего применяют нейтронный каротаж в обсаженных и необсаженных скважинах? 49.Физические основы метода электродных потенциалов (МЭП). 50.Физические основы метода скользящих контактов (МСК). 51Физические основы метода вызванных потенциалов (ВП). 52.Методы ГИС углеразведочных скважин. 53Методы ГИС рудных скважин. 54.Назовите этапы геофизических исследований рудных скважин. 55.Назовите этапы геофизических исследований углеразведочных скважин. 56.Геофизические методы исследования железнорудных скважин. 57.Геофизические методы исследования руд черных металлов. 58.Геофизические методы исследования сульфидных скважин. 59.Корреляция разрезов скважин. Сопоставление корреляционных схем.Цель корреляции диаграмм в поисковом масштабе,в детализационном масштабе. По каким признакам выделяют нарушения сбросового характера по диаграммам ГИС?По каким признакам выделяют нарушения всбросового характера по диаграммам ГИС? 141 60.Перечислите ядерно-физические методы каротажа рудных скважин. 61.Литологическое расчленение углеразведочных скважин по диаграммам ГИС. 62.Выделение пластов углей по диаграммам ГИС. 63.Какую характеристику имеют руды железа по диаграммам ГИС? 64.Какие методы используют для оценки качества железных руд? 65.Какие методы могут быть использованы для оценки качества руд марганца? 66.Перечислите методы ГИС полиметаллических месторождений. 67.Какой метод ГИС применяют для оценки качества бокситов? 68.Какие методы каротажа применяют для литологического расчленение рудных скважин? 69.Назовите методы оценки качества сульфидных руд. Глоссарий по курсу Коллектор - горная порода, обладающая пористостью и проницаемостью, которые обеспечивают подвижность нефти или газа в породе Общая толщина горизонта (пласта) — расстояние от кровли до подошвы, определяемое в стратиграфических границах Эффективная толщина - равна общей толщине за вычетом толщины прослоев неколлекторов, выделенных в разрезе горизонта; Нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина - равна суммарной толщине прослоев нефтегазонасыщенных коллекторов Метод кажущегося сопротивления (КС) - электрический каротаж нефокусированными зондами Зонд – установка, содержащая несколько электродов, служащая для измерения кажущегося удельного сопротивления Парные электроды – два электрода зонда, включенные в одну цепь (токовую или измерительную) Непарный электрод – электрод зонда, включенный в одну цепь с электродом, удаленным на большое расстояние от зонда Однополюсный зонд - трехэлектродный зонд, состоящий из одного питающего А и двух приемных M и N электродов Двухполюсный зонд - трехэлектродный зонд, состоящий из одного приемного М и двух питающих А и В электродов Потенциал-зонд – зонд, у которого расстояние между парными (приемными MN или питающими АВ) электродами превышает расстояние от непарного электрода (N или М) до ближайшего парного электрода Градиент-зонд - зонд, у которого расстояние между парными электродами меньше расстояния до непарного электрода Кровельный зонд – зонд, у которого парные электроды располагаются выше непарного Подошвенный зонд - зонд, у которого парные электроды располагаются ниже непарного Боковое электрическое зондирование (БЭЗ, БКЗ) - измерения кажущегося сопротивления по разрезу скважины набором однотипных зондов разной длины 142 Микрозондирование (МКЗ) - исследование кажущегося сопротивления прискважинной части разреза зондами очень малой длины. Боковой каротаж (БК) - электрические исследования фокусированными зондами Индукционный каротаж (ИК) – метод, основанный на измерении кажущейся удельной электрической проводимости пород в переменном электромагнитном поле в частотном диапазоне от десятков до сотен килогерц Самопроизвольная поляризация (ПС)- явление, заключающееся в самопроизвольном образовании в скважине и вблизи нее поля электрических токов Естественная радиоактивность - самопроизвольный распад неустойчивых атомных ядер, спонтанно превращающихся в ядра других элементов и сопровождающийся испусканием альфа2-, бета-частиц, гамма-квантов Гамма-метод (ГМ) - регистрация кривой изменения интенсивности естественного гамма-излучения пород I в разрезе скважины при перемещении в ней радиометра Угол искривления δ (кривизна скважины) — отклонение оси скважины от вертикали Магнитный азимут φ - угол, отсчитываемый по ходу часовой стрелки между направлением на магнитный север и горизонтальной проекцией элемента оси скважины Кавернометрия - измерение фактического диаметра скважины Термометрия - изучение естественных и искусственных тепловых полей в скважине в установившемся и неустановившемся режимах Кавернометрия – измерение фактического диаметра скважины. Метод потенциалов собственной поляризации (ПС) - метод основан на явлениях диффузионно-адсорбционной, фильтрационной и окислительновосстановительной активностей. Метод скользящих контактов (МСК) - метод одноэлектродного каротажа с электродом А небольшого размера, скользящими по стенке скважины. Измеряют силу тока в цепи, содержащей электрод А. Метод вызванной поляризации (ВП) – исследуемая величина-остаточное поле наблюдаемое в установке АMNB (метод сопротивления) между измерительными электродами после размыкания цепи Аи В. Боковой токовый каротаж (БТК) – метод основан на регистрации силы тока по стволу скважины с помощью фокусированного зонда. Акустический каротаж (АК) – метод ГИС, основанный на изучении поля упругих волн, отразившихся от стенки скважины или неоднородностей прискважинной зоны. Гамма-гамма каротаж (ГГК) – метод основан на наблюдении эффекта взаимодействия гамма-лучей с горной породой. Нейтронный каротаж (НК) – метод основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного импульсного источника и измерении плотностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов и гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Измеряемая величина – скорость счета в имп/мин. 143 Метод наведенной активности (НАК) – изучение гамма-излучения наведенной радиоактивности элементов, образующейся в породе в результате облучения ее потоком нейтронов. Рентгенно-радиометрический каротаж (РРМ, РРК) – метод основан на возбуждении и регистрации характеристического рентгеновского излучения элементов, вхлдящих в состав горных пород. Каротаж магнитной восприимчивости (КМВ) – метод основан на регистрации магнотной восприимчивости по стволу скважины. Интерпретация – геологическое истолкование результатов геофизических исследований. Корреляция разрезов скважин – прослеживание одноименных пластов по ряду скважин. Опорный пласт - пласт, имеющий четкую геофизическую характеристику и прослеживаемый во всех коррелируемых скважинах. Поисковый масштаб записи каротажных диаграмм – исследования по всему стволу скважины в масштабе 1 : 500 или 1:200. Детализационный масштаб записи каротажный диаграмм – исследования проводят только в продуктивной части разреза (пласты угля, рудные интервалы) в масштабе 1:200 или1:50 или1:20. Галина Тимофеевна Борисенко Алкуат Нурмагамбетов 144 ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН Учебно-методический комплекс дисциплины бакалавров для специальности 5В070600- «Геология и разведка месторождений полезных ископаемых» Редактор Техн.редактор Протокол заседания кафедры «Геофизика» № ____ «___»_____________ 2015г Протокол заседания УМС «Института геологии и нефтегазового дела № ____ «___»__________2015г Подписано в печать 2015 г Тираж…….. экз. Формат 60х84 1/16. Бумага типографская №1 Объем …….. п.л. Заказ №… Цена договорная Издание Казахского национального технического университета имени К. И. Сатпаева Научно-технический издательский центр КазНТУ г. Алматы, ул. Сатпаева 22 145
