Геофизические методы исследования скважин

      Оценка плотности  пород по кривой ГГК-П, записанной одним  зондом, возможна путем эталонирования диаграммы по двум опорным горизонтам с известными значениями δ_п, аналогично эталонированию диаграмм ГК и НГК, при замене абсолютных значений относительными. Для этого используется следующее соотношение:

где J_ГГК, J_{ГГК min} и J_{ГГК max} – показания ГГК-П соответственно против исследуемого пласта, против пласта с максимальной плотностью для данного разреза, против каверны с достаточно большим радиусом, когда с учетом радиуса исследования методом ГГК-П возможно допущение, что J_{ГГК max} обусловлено плотностью промывочной жидкости δ_с.

     ГГКС  – основан на измерении мягкой составляющей гамма-излучения. При  применении его используются источники, излучающие гамма кванты малой энергии (менее 200 кэВ). Индикатор помещается в алюминиевую или плексиглазовую гильзу, рассчитанные на регистрацию мягкой компоненты. Величина вторичного гамма-излучения мягкой компоненты зависит не только от плотности окружающей среды, но и от изменения вещественного состава и способности окружающей среды поглощать гамма кванты (фотоэффект).

     ГГКС  применяют для выявления в  разрезе угольных и рудных пластов, определения их мощности, строения и содержания полезного ископаемого. 

Нейтронный  каротаж 

     Нейтроны  характеризуются энергией E (МэВ или эВ). Энергия связана со скоростью нейтрона v. Различают быстрые, медленные и т.д. активность источников определяют по выходу нейтронов в 1 с. В промысловой геофизической практике применяют источники с выходом (5÷10)·10⁶ нейтр/с.

     При облучении вещества потоком нейтронов  последние, пролетая вблизи ядер атомов, взаимодействуют с ядрами. Основными  видами взаимодействия является упругое  рассеяние нейтрона на ядре с потерей части энергии (т.е. замедление нейтрона) и захват (поглощение) нейтрона ядром. Некоторые ядра при захвате нейтрона становятся радиоактивными, в этих случаях взаимодействие называют активацией. Вероятность взаимодействия нейтронов с ядрами атомов разных элементов неодинакова и выражается через сечение данного процесса (рассеяние, захвата, активации).

     Атомы и молекулы вещества, находятся в  тепловом движении. Скорости их приблизительно соответствуют энергии 0,1 эВ. Поэтому  нейтроны, замедлившиеся до таких  энергий, участвуют в тепловом движении ядер, т.е. по-прежнему сталкиваются с ними, но энергии в среднем не теряют и не приобретают. Этот процесс называется диффузией, а нейтроны с такой энергией – тепловыми нейтронами. В области тепловых энергий становится большой вероятность захвата нейтронов. В конечном счете все нейтроны захватываются ядрами атомов. Среднее расстояние по прямой, которое проходит нейтрон до места замедления, до места захвата, называется диффузионной длиной.

     Диффузионные  длины обычно значительно меньше длины замедления. Среднее время между замедлением и захватом называется средним временем жизни тепловых нейтронов.

     Область применения НК.

     НК  часто называют каротажем пористости. Поглощающие свойства пород зависят  от содержания в них сильных поглотителей нейтронов – чаще всего хлора. На месторождениях с высокой минерализацией ПВ водоносные пласты содержат хлора больше, чем нефтяные, что создает предпосылки для их разделения по этому признаку.

     Нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым  нейтронам (ННКН).

     Метод основан на измерении по стволу скважины потока нейтронов, замедлившихся до энергии несколько выше тепловой, порядка единиц эВ. Для регистрации  медленных нейтронов применяются  сцинтилляционные детекторы или  пропорциональные счетчики нейтронов, экранированные тонким слоем кадмия, интенсивно поглощающего тепловые нейтроны и свободно пропускающие медленные нейтроны с энергией больше 0,5 эВ. Длина зонда выбирается так, чтобы она была максимальной для пород длины замедления, т.е. L≥25÷30 см. Однако с увеличением длины зонда скорость счета падает. Поэтому на практике используют зонды длиной 25-50 см. Чем больше водорода в породе, тем меньше длина замедления нейтронов, и следовательно, тем менее вероятность, что нейтрон дойдет до детектора.

     С увеличением водородосодержания пород (т.е. их пористости) регистрируемые значения уменьшаются.

     Недостаток  метода ННКН по сравнению с другими  методами заключается в сильном  влиянии промежуточной среды  – глинистой корки или ПЖ в  кавернозных участках ствола скважины. Уменьшить это можно с помощью двухзондовой установки ННКН.

     Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКТ).

     Длины зондов ННКТ и ННКН приблизительно одинаковы. Физические процессы, происходящие при ННКТ, отличаются от физических процессов при ННКН тем, что получаемые результаты определяются не только параметрами замедления быстрых нейтронов, но и диффузионными параметрами. При отсутствии в породах и ПЖ элементов с большим сечением захвата тепловых нейтронов, например хлора и бора, зависимость значений ННКТ от пористости пород качественно такая же, как значений ННКТ. Содержание в породах, ПВ и ПЖ указанных элементов приводит к искажениям этой зависимости. Для уменьшения влияния диффузионных свойств и ПЖ применяются двух зондовые установки.

     Нейтронный гамма каротаж (НГК).

     При проведении НГК по стволу скважины измеряется поток гамма-излучения, сопровождающего захват тепловых нейтронов  в породах и ПЖ. Этот вид НК получил широкое распространение  и до настоящего времени является основным. При измерении пористости метод НГК в ряде случаев дает удовлетворительные результаты. Объясняется это тем, что влияние излучающей способности ядер и плотности пород также является монотонно изменяющейся функцией пористости.

     В детектор приходят гамма кванты, возникающие  в результате захвата нейтронов в породах, а также в ПЖ, глинистой корке, корпусе прибора, экранах, размещенных в приборе. Присутствие в пластовых водах или породах хлора, имеющего большое сечение захвата и высокую по сравнению с водородом излучающую способность, приводит к повышению (излучению в породах) и снижению (изучению в скважине). Если хлор содержится в ПЖ, возрастает компонента (излучение в стволе скважины). Суммарное влияние хлора зависит от соотношения J_c /J_п (в скважине и породе). Соотношение J_c /J_п определяется конструкцией прибора и может регулироваться для увеличения или уменьшения влияния диффузионных свойств пород. Для проведения НГК применяется измерительная установка ДРСТ. 

     Применение  стационарных нейтронных методов. 

     Стационарные  нейтронные методы в комплексе с гамма каротажем и другими геофизическими методами дают возможность выделять в разрезе глины, плотные породы и участки повышенной пористости. Если поры чистой породы заполнены пресной водой или нефтью, нейтронный каротаж характеризует емкость этих пор. В сочетании с ГГК-П нейтронные методы используются для выявления газонасыщенности зон. В эксплуатационных скважинах стационарные нейтронные методы применяются для определения местоположения газожидкостного и водонефтяного контактов.

 

     [статья из журнала «Нефтяная и газовая пром-ть»] 

Определение пористости по ультразвуковому  каротажу. 

     В настоящее время на основных горизонтах Украины установлены многомерные  корреляционные связи между коэффициентом  пористости пластов, с одной стороны, и интервальным временем пробега продольной волны, относительно амплитудной ПС и другими геофизическими параметрами – с другой. Недостатками этой связи является необходимость в дополнительной геофизической информации и трудностей идентификации разреза при поисковом и разведочном бурении. Кроме того, для установления данных связей, требующего около двух лет, необходима большая коллекция керна с хорошим его выносом и привязкой к разрезу.

      При определении  открытой пористости по акустическому  каротажу используем уравнение среднего времени 

     (1) 

где Δt_п, Δt_ск, Δt_ж – интервальное время пробега продольной волны соответственно в пласте, в скелете породы и в жидкости, насыщающей прискважинную зону пластов; A – коэффициент, учитывающий влияние нелитового материала (цемента) на Δt_п; k_гл – объемная глинистость; k_пф – фиктивная пористость.

          Анализ формулы (1) показывает, что  точность определения k_п зависит не только от точности регистрации Δt_п, но и от точной оценки Δt_ск, Δt_ж, А, k_гл. Так как для расчета этих параметров нет достаточно убедительных рекомендаций, нами разработана методика их определения по терригенным отложениям Украины.

          При расчете Δt_ск средне- и крепкосцементированных песчаников и алевролитов установлена его корреляционная связь с глубиной залегания Н в интервале 500-7500 м.

(2)

      Корреляционное  отношение Э=0,8; среднеквадратическая ошибка при определении δΔt_ск равна ±4 мкс/м.

     (3)

где С – минерализация, г/л.

     В основу уравнения (3) положены результаты лабораторных определений Δt для воды и нефти, а также данные о содержании остаточной нефти в прискважинной зоне коллекторов Украины, минерализация пластовых вод и буровых растворов.

     Для определения А используем формулу

     

     (4) 

     Коэффициент корреляции равен 0,75; δА=+0,06.

     При определении объемной глинистости были использованы равенства k_гл=f(α_пс) и k_гл=f(ΔJ_γ), установленные для конкретных литолого-стратиграфических комплексов горных пород, где α_пс – относительная амплитуда потенциалов естественной поляризации горных пород; ΔJ_γ – двойной разностный относительный параметр гамма-активности горных пород.

     На  рисунке представлена палетка для  определения открытой пористости чистых песчаников и алевролитов по АК, выполненная с учетом формул (2) и (3). При построении палетки учтена связь между открытой и общей  пористостью, установленная керновом материале.

     Методика  определения открытой пористости по данным АК следующая:

1. При помощи палетки определяется величина фиктивной пористости без учета влияния глинистого материала k_пф.
2. Определяется объемная глинистость пласта k_гл.
3. По формуле (4) рассчитывается коэффициент А, учитывающий влияние пелитового материала.
4. По формуле (1) вычисляется истинная величина открытой пористости.

     Методика  определения пористости по формуле (1) используется Иваново-Франковской  ЭГИС при подсчете запасов углеводородов на месторождениях Предкарпатья.

 

     [дополнения  из методички] 

Способы определения пористости, основанные на

использовании данных одного какого-либо

геофизического  метода 

     Электрокаротаж.

      Электрокаротаж  является одним из первых методов, использованных за рубежом для определения пористости. Для определения пористости по данным электрического каротажа был предложен ряд формул, выражающих зависимость относительного сопротивления от литологических факторов, пористости и цементации.

где ρ_п – удельное электрическое сопротивление породы; ρ_в – сопротивление пластовой жидкости, насыщающей поры пласта.

      Однако только две формулы нашли практическое применение. Это формула Арчи

     (1)

И формула  Хамбла

(2)

     В формуле Арчи показатель степени  пористости m зависит от степени цементации породы и может иметь значения от 1,5 до 3. Эти формулы пригодны для оценки первичной пористости водоносных пластов при отсутствии зоны проникновения.