Геофизические исследования скважин

    При проведении ГГК в скважину опускается измерительная установка, состоящая из источника и детектора гамма-излучения, разделенных свинцовым экраном. Экраном поглощаются те g-кванты, которые распространяются по прямой линии от источника до детектора. Гамма-кванты, проникающие в породу, рассеиваются на электронах, входящих в состав атомов пород, часть из них после нескольких актов рассеяния попадает в детектор и регистрируется. Чем больше плотность горных пород, тем меньше g-квантов проходит в детектор.

    Плотность горных пород в разрезах нефтяных и газовых скважин изменяется от 2 до 3 г/см³, а плотность ПЖ – от 1 до 1,5 г/см³.

    Если  не принимать специальных мер, большая  часть гамма-излучения будет проходить  по стволу скважины. Поэтому источник и детектор прижимаются к стенке скважины.

    В качестве источника g-излучения в приборах используется ¹³⁷Cs (период полураспада – 36 лет, энергия 0,662 МэВ). Активность применяемых источников 0,5-2×10¹⁰ расп/с, т.е. 50-200 мг экв радия.

    При регистрации жесткой составляющей каротаж называют плотностным (ГГКП).

    Расстояние  между серединой источника и серединой индикатора в приборе называют длиной зонда L. В коллимированных системах вводится длина зонда L₁ равная расстоянию между ближайшими сторонами коллимационных окон источника и индикатора.

    Оптимальная длина зонда – 30¸50 см. Для исключения влияния ПЖ применяют двухзондовые установки. Измеряются s_к1 и s_к2

    s_к1=s-кs₂ и s_к2=s-s₂

    Решая эти уравнения относительно s, получим:

    

    Нейтронный  каротаж базируется на исследовании поля медленных нейтронов и гамма квантов, создаваемого источника быстрых нейтронов, находящимся в скважинном приборе. Быстрые нейтроны имеют энергию 1–15 МэВ, промежуточные 1 МэВ¸10 эВ, медленные или надтепловые 10-0,1 эВ и тепловые нейтроны со средней энергией 0,025 эВ.

    На  основе реакций, происходящих при облучении бериллия a-частицами (Po–Be и Pu-Be источники) получаются нейтроны широкого спектра – от 1 до 10 МэВ, в среднем4-5 МэВ.

    Нейтроны, излучаемые ускорительной трубкой  импульсного генератора имеют энергию 14 МэВ.

    При упругом столкновении двух тел передача энергии от одного тела к другому тем больше, чем они ближе по массе. Масса ядра водорода (протон) близка к массе нейтрона, поэтому водород лучше остальных замедляет нейтроны.

    Длиной  замедления нейтронов называется среднее  расстояние по прямой линии от места вылета нейтрона до места, где он замедлится до тепловой энергии. 

    Длина замедления нейтронов  в см (Po-Be)

kп	Известняк	Доломит	Песч. Кв.	Ангидрит	Вода
0 10 20 100	24,1 15,0 12,1 –	20,3 13,3 11,4 –	28,5 15,4 12,6 –	28,9 – – –	– – - 7,7

    Длина замедления тем меньше, чем больше пористость k_п пород, чем больше содержание воды или нефти в породе. Длина замедления в нефти такая же как в воде и не зависит от минерализации воды.

    Атомы и молекулы, входящие в состав вещества, находятся в тепловом движении, скорости их соответствуют энергии 0,1 эВ. Поэтому нейтроны, замедляющиеся до таких энергий, участвуют в тепловом движении ядер. Это процесс диффузии. Нейтроны с такой энергией называются тепловыми. В области тепловых энергий становится большой вероятность захвата нейтронов. В конечном итоге все нейтроны, захватываются ядрами атомов.

    Среднее расстояние по прямой, которое проходит нейтрон от места замедления до места захвата называется диффузной длиной.

    Среднее время между замедлением и  захватом называется средним временем жизни тепловых нейтронов (t).

    Среднее время жизни тепловых нейтронов t в породах.

Песчаник  Кварц				Доломит			Известняк
Минерализация пластовой воды, г/л.
kп	0	100	250	0	100	250	0	100	250
10 20 100 (вода)	752 580 205	467 298 77	279 160 –	677 524 –	446 291 –	272 151 –	598 567 –	366 258 –	240 148 36

    Области применения нейтронного  каротажа. Применяются  различные модификации  для изучения либо замедляющих либо поглощающих свойства пород.

    -Замедляющие  свойства определяются, в основном, содержанием  водорода в породах,  которое для нефтеносных  и водоносных пластов,  не содержащих  глин и гипса,  пропорционально общей пористости пород. Поэтому НК называют каротажом пористости.

    -Поглощающие  свойства пород зависят от содержания в них сильных поглотителей нейтронов – чаще всего хлора, что дает возможность разделить пласты на водоносные (минерализованная (с высокой минерализацией) вода) и нефтеносные.

    ННК_НТ – источник быстрых нейтронов и зонд (детектор) медленных нейтронов определяют содержание водорода. Длина зонда L³25-30 см.

    Детектор  ЛДНМ или пропорциональный счетчик.

    ННК_Т – принципиальная схема такая же, но детектор не имеет экрана из кадмия.

    Применяются двухзондовые установки такие же как в ГГК. 

    Нейтронный гамма-каротаж (НГК).

    Применяется для измерения пористости в аппаратуре ДРСТ.

    Импульсный  нейтронный каротаж (ИННК).

    10⁵ – 10⁷ нейтронов в посылке. 1посылка 1 мкс, число посылок 20-400 в секунду.

    ИННК  или ИНГК.

    Время жизни тепловых нейтронов можно  определить анализируя число регистрируемых нейтронов или гамма-квантов от t₃

     .

Лекция 17. Общие вопросы  интерпретации РК.

    Отношение максимальных отклонений кривой а минимальным  – называется относительной дифференциацией или коэффициентом k_D.

    Напряжение  на интегрирующем контуре (ячейка)     

где: RC=t_u называется постоянной времени интегрирования.

Гамма каротаж.

    Присутствие в известняке, кварцевом песчанике  и доломите глинистого материала  ведет к повышению радиоактивности. Исходными данными для получения зависимостей регистрируемых значений ГК от глинистости с_гл служат результаты лабораторных исследований глинистости и радиоактивности керна.

    J_ГК - представляет сумму излучений пласта, ПЖ и собственного фона прибора.

    J_max - максимальные значения ГК по разрезу, отвечающие пласту чистых глин.

    Обобщающая  зависимость естественной радиоактивности     .

    Данные  ННГ_к-50 для приборов ДРСТ-1 и ДРСТ-3 по сравнению с показаниями НГК-60 лучше дифференцированы по пористости пород.

    В ряде случаев удобнее пользоваться обращенными зависимостями 1/J_{усл. ед.}=j(k_п)=а + bk_п, где а и b - постоянные коэффициенты, причем величина b практически одинакова для всех диаметров скважины от 190 до 300 мм. Также зависимости удобны при поверке аппаратуры. Кроме того, кривые НГК и ННК, записанные в обращенных единицах, лучше расчленяют интервалы разреза, представленные породами с высокой пористостью.

    На  определяемые при ННК_Т и ННК_НТ значения k_п изменения d_с влияют несколько меньше, чем при НГК. Поэтому при интерпретации кривых НГК и ННК можно не учитывать.

    При заполнении скважины глинистым раствором, содержание водорода в которой меньше чем в воде, за счет присутствия  глины, регистрируемые значения НГК  и ННК увеличиваются, что приводит к занижению k_п.

    При проведении ГГКП сигналы от каналов  большого и малого зондов преобразуются  с помощью вычислительного устройства в кривую F(s) по алгоритму

    F(s)=l_{усл. ед.}(с J_б/J_м-0,6 J_м/J_м1),

    где l_усл.ед. -отклонение кривой на 1 усл. ед. (обычно 10 см).

    J_м1 - показания малого зонда на калибраторе (Al).

    Определяемые  значения плотности пород s используются в основном для оценки общей пористости k_п                 ,

где: k_п - в %, s_ж – плотность жидкости в скважине, s_ск - плотность скелета пород, s - плотность по ГГКП.

    Как правило, плотность жидкости - это  плотность фильтрата и в пластах  с хорошими коллекторскими свойствами s_ж®1 г/см³.

    (Показать  пример рис. 61 стр.141. Ю.А. Гулин).

    Плотность скелета основных породообразующих минералов меняется в пределах 2,55 - 2,9 г/см³, т.е. на ± 6-7% от среднего, что эквивалентно изменению k_п на ± 10%. Поэтому возможность оценки пористости связана в первую очередь с тем, насколько точно известна s_ск.

    В кварцевых песчаниках и алевролитах, являющихся основными коллекторами нефти и газа, связь наиболее тесная. В песчано-глинистых отложениями с поликомпонентными и полимиктовым составом скелета пород характерным является широкий диапазон соотношения кварц - полевой шпат в основных коллекторах нефти - полимиктовых песчаниках. Плотность скелета песчаников колеблется от 2,5 до 2,7 г/см³.