Курс лекций ухта 2006 удк 550. 812. 1 553. 98 Н 64
 Скачать 1.24 Mb.
|
|
Еф, называемой фильтрационным потенциалом. Величина Еф пропорциональна удельному сопротивлению фильтрующейся промывочной жидкости и перепаду давлений ДР. Знак фильтрационного потенциала определяется направлением движения жидкости. Если гидростатическое давление столба промывочной жидкости превышает пластовое давление, что обычно наблюдается в скважинах, стенка скважины против проницаемого пласта заряжается отрицательно. Величина фильтрационных потенциалов обычно невелика и для проницаемых пластов составляет единицы милливольт на 1 МПа перепада давления при удельном сопротивлении раствора 1 Ом-м. Вследствие незначительной величины Еф наблюдаемые в скважинах потенциалы ПС обычно относят к потенциалам диффузионного происхождения. Интерпретация диаграмм ПС. На диаграмме ПС нулевая линия отсутствует. Поэтому за условный нуль отсчета потенциалов ПС принимают линию глин - прямую, проведенную параллельно оси глубин через участки кривой ПС, соответствующие пластам глин. При рф> рв линия глин проходит по участкам кривой ПС с максимальными значениями потенциалов ПС. Против неглинистых пластов она отклоняется от линии глин в сторону отрицательных значений потенциалов ПС, образуя симметричные относительно середины пластов минимумы (отрицательные аномалии). Когда рф<рв (этот случай встречается значительно реже), линия глин проходит по участкам кривой ПС с минимальными значениями потенциалов ПС. Против неглинистых пластов на кривой ПС наблюдаются симметричные относительно середины пластов максимумы (положительные аномалии). При литологическом расчленении разрезов скважин по диаграммам ПС руководствуются следующим. В песчано-глинистых отложениях на кривой ПС наибольшими отрицательными аномалиями (при рф> рв) отмечаются неглинистые и слабоглинистые пески, песчаники, алевриты и алевролиты. Глины и сильноглинистые песчано-алевритовые породы отмечаются на кривой ПС большими показаниями, совпадающими с линией глин или близкими к ней. Песчаноалевритовые породы с промежуточными значениями глинистости отмечаются отрицательными аномалиями, амплитуда которых меньше, чем для неглинистых пород. В интервалах залегания прослоев каменного угля в результате окислительновосстановительных процессов на контакте с промывочной жидкостью возникают э. д. с. с положительным знаком в промывочной жидкости. Поэтому прослои угля отмечаются на кривой ПС положительными аномалиями относительно линии глин. В карбонатном разрезе наибольшими отрицательными аномалиями на кривой ПС характеризуются неглинистые известняки и доломиты независимо от их пористости. Максимальные показания соответствуют глинам, а также известнякам и доломитам с наибольшей глинистостью, когда глинистая фракция полностью заполняет поровое пространство карбонатного скелета породы. Промежуточными показаниями на кривой ПС отмечаются карбонатные породы со средними значениями глинистости. Электромагнитный каротаж (ЭМК) Индукционный каротаж - ИК. Индукционным каротажем (ИК) изучают удельную электропроводность горных пород. В отличие от других электрических методов ИК пригоден для исследования скважин, пробуренных как с обычными пресными, так и с непроводящими (на нефтяной основе) растворами. Через одну генераторную катушку пропускают переменный ток с частотой в несколько десятков килогерц. Переменное магнитное поле, создаваемое этим током, индуцирует в окружающих породах вихревые токи кольцевого направления. Последние, в свою очередь, создают вторичное магнитное поле, которое наводит электродвижущую силу Измеренная э.д.с. пропорциональна кажущейся электропроводности Ок исследуемой неоднородной среды: Кривая кажущихся электропроводностей имеет линейную шкалу. Следовательно, она соответствует перевернутой кривой КС с гиперболической шкалой записи: на участке низкого сопротивления шкала кривой КС растянута, на участке высокого сопротивления - сжата. За единицу удельной электропроводности берут величину, обратную ом-метру: 1/Ом-м или См/м (сименс на метр). Обычно при измерениях пользуются тысячными долями этой единицы - мСм/м. Радиоактивные виды каротажа (РК) При исследовании разрезов нефтяных и газовых скважин применяют гамма-каротаж, основанный на изучении естественного гамма-излучения горных пород, и методы, в которых исследуют эффект взаимодействия с горными породами излучения, создаваемого в скважине либо источником гамма-излучения (гамма-гамма-каротаж), либо источником нейтронов (нейтронный каротаж). В отличие от электрических, радиоактивные методы можно применять для исследования обсаженных скважин (наряду с необсаженными) ввиду большой проникающей способности гамма-лучей и нейтронов. Диаграммы радиоактивых методов широко используются для литологического расчленения разрезов скважин, выделения нефтегазоносных пород и определения их коллекторских свойств. При гамма-каротаже (ГК) изучают естественную радиоактивность горных пород по данным измерений интенсивности естественного гамма-излучения вдоль ствола скважины. Радиоактивность осадочных горных-пород обусловлена присутствием в них радиоактивных 40т,- элементов - урана, тория, актиния, продуктов их распада, а также изотопа калия К. ннкт ггк нгк ннкн  Рис. 4.5.7. Схема измерительных установок радиоактивных методов исследования скважин Y - детектор гамма-излучения; п - детектор нейтронов; Г - источник гамма-излучения; N - источник нейтронов; L- длина зонда. 1 - стальной экран; 2 - свинцовый экран; 3 - парафин (или другой материал с высоким водородосодержанием); 4 - точка записи результатов измерений Из осадочных пород наибольшей радиоактивностью обладают глины. Содержание радиоактивных элементов в глинах достигает 30 мкг Ка-экв на 1 т и больше, причем более радиоактивны тонкодисперсные темноокрашенные битуминозные глины морского происхождения. Радиоактивность песков, песчаников, известняков, доломитов меньше, чем глин, и не превышает 8 мкг Ка-экв на 1 т. Для этих пород установлена достаточно тесная прямая зависимость радиоактивности от содержания глинистого материала в породе, используемая на практике при оценке глинистости пород-коллекторов по данным гамма-каротажа. Наименьшую радиоактивность, измеряемую долями единицы микрограмма Ка-экв/т, имеют породы гидрохимического комплекса: гипсы, ангидриты, каменная соль, за исключением калийной соли. Высокая радиоактивность калийных солей (до 45 мкг Ка-экв на 1 т) связана с изотопом 40К, содержание которого в природной смеси изотопов калия составляет 0,012%. Для измерения интенсивности естественного гамма-излучения в скважину опускают детектор гамма-излучения (разрядный или сцинтиляционный счетчик) и электронную схему, размещенные внутри металлического кожуха (рис. 4.5.7). Под действием гамма-квантизлучения пород в счетчике возникают электрические импульсы, которые усиливаются и по кабелю передаются на поверхность. С помощью наземной схемы импульсы тока стандартизируются по амплитуде и длительности и преобразуются в постоянный ток, сила которого пропорциональна среднему числу импульсов в единицу времени, т. е. скорости счета. Регистрируя этот ток, получают величину измеряемой интенсивности естественного гамма- излучения, а при перемещении прибора по скважине - кривую изменения гамма-излучения, называемую диаграммой ГК. Определение литологического состава пород по диаграммам ГК основано на различии в естественной радиоактивности пород. Как отмечалось выше, среди осадочных пород наиболее радиоактивны глины и калийные соли. Поэтому на диаграммах ГК максимальные показания соответствуют глинам и калийным солям, минимальные - пескам, песчаникам, карбонатным породам и гидрохимическим осадкам, не содержащим калийных солей. Глинистые пески, песчаники, известняки характеризуются промежуточными показаниями, величины которых тем больше, чем выше содержание глин в породе. У большинства пород диапазоны изменения естественной радиоактивности перекрывают друг друга, поэтому для однозначного определения пород кривые ГК рассматривают совместно с кривыми других геофизических методов. Исключением являются случаи простых разрезов, например песчано-глинистых. Когда разрез исследуемой скважины представлен песчано-глинистыми породами, на кривой ГК минимумы соответствуют пластам песков и песчаников, максимумы - пластам глин, а промежуточные показания - глинистым пескам и песчаникам. В песчано-глинистом разрезе кривая ГК в основном повторяет кривую ПС, записанную при наличии пресной промывочной жидкости в скважине (когда рф>рв). Это свойство кривых ГК широко используется для литологического расчленения разрезов при заполнении скважин соленой водой. В этом случае кривая ПС слабо дифференцирована и не может быть использована, тогда как дифференциация кривой ГК сохраняется в результате отсутствия заметного влияния минерализации глинистого раствора на показания ГК. В разрезах, представленных карбонатными и гидрохимическими породами, на диаграммах ГК практически одинаковыми низкими показаниями отмечаются - известняки, доломиты, гипсы, ангидриты, каменная соль (рис. 4.5.8). Показания ГК повышены против глинистых разностей этих пород и максимальны против пластов глин, калийных солей, а также против пластов, обогащенных радиоактивными веществами. В подобных разрезах кривые ГК обычно используются только для выделения глинистых отложений, которые обычно не являются коллекторами. В  Рис. 4.5.8. Характеристика горных пород по диаграммам радиоактивных методов исследования скважин: Кривые I - ГК, II - ГГК, III - НГК, IV - ННКТ, V - ННКН. 1 - глины; 2 - пески и песчаники; 3 - известняки плотные; 4 - известняки пористые и кавернозные; 5 - гипс; 6 - калийная соль; 7 - каменная соль; 8 - ангидрит гамма-гамма-каротаже (ГГК) регистрируют гамма-излучение, создаваемое источником, расположенным в скважинном приборе на некотором заданном расстоянии от детектора (см. рис. 4.5.7). Это расстояние называют длиной зонда ГГК. Измеряемая интенсивность Ju3m складывается из гамма-излучения источника Jyy, рассеянного окружающей средой, естественного гамма-излучения среды Jy, прямого, т. е. не испытавшего рассеяния в среде гамма-излучения источника Jф. Для более четкого выявления эффекта взаимодействия гамма-излучения с породами, положенного в основу метода ГГК, необходимо в наибольшей степени уменьшить влияние составляющих Jy и Jф на измеряемую интенсивность. Влияние естественного гамма-излучения снижают, увеличивая мощность источника в скважинном приборе. Для ослабления прямого гамма-излучения источника между источником и детектором устанавливается экран. В результате кривая изменения Ju3m, полученная при измерениях в скважине, оказывается близкой к кривой изменения по скважине интенсивности рассеянного гамма-излучения. Таким образом, регистрируемая интенсивность рассеянного гамма-излучения изменяется в зависимости от плотности среды, окружающей скважинный прибор. С увеличением плотности регистрируемая интенсивность гамма-излучения уменьшается, с уменьшением плотности - растет. Следовательно, пластам, сложенным плотными породами, будут соответствовать минимумы, а пластам, сложенным породами малой плотности, - максимумы на диаграмме ГГК. Радиус исследования ГГК мал (около 10 см). Поэтому на результаты измерений сильно влияет среда вблизи скважинного прибора: диаметр скважины, ее конструкция, плотность промывочной жидкости. С увеличением диаметра скважины и уменьшением плотности промывочной жидкости показания ГГК резко возрастают. Наличие обсадной колонны и цемента за трубами снижает показания и ухудшает дифференциацию кривой. Для уменьшения влияния скважины на показания источник и индикатор размещают в коллимационных каналах, а сам скважинный прибор снабжают устройством для прижатия его к стенке скважины так, чтобы окна коллимационных каналов были направлены к породе. Эффективность применения ГГК для литологического расчленения разрезов скважин определяется тем, насколько различаются между собой породы разных литологических типов по объемной плотности, от которой показания ГГК находятся в обратной зависимости. Плотность породы зависит от минералогической плотности скелета, коэффициента пористости и плотности флюида, заполняющего поры породы: Плотность песчано-глинистых и карбонатных пород в основном определяется их пористостью (пустотностью) и изменяется в относительно широком интервале (1,3-3 г/см ). Это объясняется большой разницей между плотностью твердого скелета и плотностью флюида в порах и сравнительно малым изменением плотности основных породообразующих минералов. Например, минералогическая плотность для песчаников около 2,65 г/см3, известняков 2,7 г/см , доломитов 2,85 г/см . Плотность пластовой воды не превышает 1,2 г/см3. Интервалы изменения плотности песчано-глинистых и карбонатных пород перекрываются, что ограничивает возможность однозначного разделения этих пород по диаграммам ГГК. Плотность гидрохимических осадков (ангидрит, гипс, каменная соль и др.) в основном определяется их минералогической плотностью, так как пористость этих пород незначительна и достаточно постоянна. У отдельных литологических разностей плотность изменяется незначительно и в среднем составляет: для ангидрита 2,9 г/см , гипса 2,3 г/см , каменной соли 2,1 г/см . Таким образом, гидрохимические осадки хорошо дифференцируются по плотности. Плотность их обычно значительно отличается от плотности вмещающих пород, что позволяет уверенно выделить их по диаграммам ГГК; Пониженную плотность, резко отличающуюся от плотности вмещающих песчаноглинистых пород, имеют ископаемые угли: от 1,2 г/см3 для бурых углей до 1,65 г/см3 для антрацита. В соответствии с изложенным, ископаемые угли, каменная соль, высокопористые разности песчаных и карбонатных пород отмечаются повышенными, плотные известняки, ангидриты - пониженными показаниями на кривых ГГК (см. рис. 4.5.8). Высокие показания наблюдаются также для глин, против которых образуются каверны. Поэтому диаграммы ГГК рассматривают совместно с кавернограммами. Нейтронный каротаж (НК) проводится при помощи скважинного прибора, содержащего источник нейтронов и расположенного на некотором расстоянии от него детектора гамма-излучения или нейтронов (см. рис. 4.5.7). Это расстояние, отсчитанное до середины детектора, называют длиной зонда. Источником нейтронов является помещенная в ампулу смесь порошкообразного бериллия с радиоактивным элементом, обычно полонием. Нейтроны образуются в результате взаимодействия ядер атомов бериллия Ве с а-частицами Не, испускаемыми полонием: Испускаемые источником нейтроны обладают скоростью свыше 109 см/с. Такие нейтроны называют быстрыми. При движении в среде, окружающей источник, нейтроны благодаря отсутствию у них электрических зарядов свободно проникают через электронные оболочки атомов среды и взаимодействуют с ядрами атомов. Это взаимодействие происходит последовательно в виде рассеяния, диффузии и захвата нейтронов ядрами атомов среды. Для элементов среды, окружающей источник нейтронов, наибольшая потеря энергии, в среднем равная половине начальной, происходит при столкновении нейтрона с ядром атома водорода. Это объясняется практическим равенством масс нейтрона и ядра атома водорода. Поэтому замедляющая способность среды определяется в основном ее водородосодержанием. С увеличением водородосодержания уменьшается число соударений, после которых нейтрон становится тепловым, длина замедления также уменьшается. В наибольшем количестве водород содержится в воде и нефти. Поэтому замедляющая способность горной породы в основном зависит от объема заключенной в ней воды или нефти (от пористости породы) и мало зависит от литологического состава ее. Следующая за замедлением фаза движения нейтронов называется диффузией тепловых нейтронов. При диффузии тепловой нейтрон движется в среде без изменения своей средней энергии, пока не будет поглощен ядром одного из атомов среды. При захвате теплового нейтрона ядром атома какого-либо элемента Х образуется изотоп исходного элемента и испускается один или несколько гамма-квантов: Возникающее гамма-излучение называется радиационным или вторичным. Результаты измерений методами НК в основном определяются водородосодержанием пород. Чем больше последнее, тем меньшими показаниями характеризуются породы на диаграммах НК. В горных породах водород содержится в воде, нефти и углеводородных газах, заполняющих поры породы, а также в химически связанной воде, присутствующей в глинистых минералах, гипсе и некоторых других минералах. Среди горных пород в наибольшем количестве водород находится в глинистых породах (глинах, аргиллитах, мергелях), заключающих значительное количество как поровой, так и химически связанной воды. Поэтому глинистые осадки отмечаются минимальными показаниями на диаграммах НК (при зондах больших размеров). Плотные породы (малопористые известняки и доломиты, ангидриты, плотные сцементированные песчаники), содержащие мало воды вследствие низкой пористости, характеризуются максимальными показаниями на диаграммах НК. Промежуточные показания наблюдаются против песков, песчаников, алевролитов, пористых разностей карбонатных пород, В разрезах нефтяных и газовых скважин встречаются породы, обладающие аномальными нейтронными свойствами. К ним относятся гипсы, содержащие большое количество химически связанной воды и отмечаемые минимальными показаниями, и каменная соль, которая обладает высокой поглощающей способностью для тепловых нейтронов благодаря большому содержанию хлора и отмечается неодинаково на диаграммах различных методов НК. На диаграммах НГК против пластов каменной соли наблюдаются аномально высокие значения интенсивности вторичного гамма-излучения. На диаграммах ННКТ эти пласты отмечаются минимумами, а на диаграммах ННКН они не выделяются среди других плотных пород. Содержание водорода в нефти и воде примерно одинаково. Поэтому нефтеносные и водоносные пласты с одинаковым литологическим составом и пористостью не различаются по данным нейтронных методов. Исключение составляют случаи, когда пластовая вода сильно минерализована (содержит много хлора). Тогда против водоносных пластов показания повышены на диаграммах НГК и понижены на диаграммах ННКТ по сравнению с показаниями против нефтеносных пластов. Газоносные пласты отмечаются высокими показаниями, близкими к показаниям против плотных пород, что связано с незначительным содержанием водорода в газе. Различия в показаниях против коллекторов, обусловленные характером насыщающего их флюида, часто не наблюдаются на диаграммах, зарегистрированных в необсаженных скважинах. Это объясняется проникновением фильтрата промывочной жидкости в пористые и проницаемые пласты и оттеснением ею пластовых флюидов за пределы радиуса исследования. По диаграммам радиоактивных методов определяют глинистость (ГК) и пористость (ГГК, НК) коллекторов. |