Курс лекций ухта 2006 удк 550. 812. 1 553. 98 Н 64
 Скачать 1.24 Mb.
|
|
Нейтронный гамма-каротаж (НГК). При НГК измеряют интенсивность вторичного гамма-излучения, возникающего при облучении пород нейтронами. При измерениях суммируются естественное гамма-излучение пород и гамма-излучение источника нейтронов, которое достигает детектора прямо, а также после рассеяния породами. Искажающее влияние естественного гамма-излучения на результаты измерений НГК невелико в связи с применением в скважинном приборе источника нейтронов достаточно большой мощности. Влияние гамма-излучения источника нейтронов уменьшают с помощью экрана, устанавливаемого между источником и детектором. В результате получают кривую, близкую к кривой изменения вторичного гамма-излучения вдоль ствола скважины. Интенсивность вторичного гамма-излучения пропорциональна плотности тепловых нейтронов в зоне расположения детектора, т. е. в основном определяется водородосодержанием пород. На практике обычно применяют зонд НГК длиной 60 см. На диаграмме НГК, полученной с этим зондом, будет наблюдаться обратная зависимость между величиной интенсивности вторичного гамма-излучения и водородосодержанием (водосодержанием) пород. Значительное влияние на показания НГК оказывает содержание в породах хлора, обладающего высокой поглощающей способностью. Поэтому в интервалах разреза с повышенным содержанием хлора (например, в пластах каменной соли) показания НГК возрастают. При измерениях в обсаженной скважине интенсивность вторичного гамма-излучения уменьшается в результате экранирующего влияния обсадных труб. Однако относительные изменения показаний на кривой НГК, соответствующие изменению водородосодержания по разрезу, остаются практически такими же, как и в необсаженных скважинах. Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКТ). В этом методе измеряют плотность тепловых нейтронов на заданном расстоянии от источника нейтронов. Аппаратура, применяемая при измерениях ННКТ, такая же, как других радиоактивных методов, только в качестве детектора вместо счетчиков гамма-квантов используют счетчики тепловых нейтронов. Под действием тепловых нейтронов, попавших в цилиндр этого счетчика, возникают электрические импульсы. Число импульсов в единицу времени характеризует плотность тепловых нейтронов. Для защиты счетчика от прямого воздействия нейтронов источника между ними устанавливается экран, состоящий из стали и водородосодержащего материала (пластмассы и т. п.). Показания ННКТ в основном соответствуют показаниям НГК. На диаграммах ННКТ пористые породы отмечаются низкими показаниями, а плотные породы с незначительным содержанием водорода - высокими. Однако при ННКТ увеличивается влияние элементов с большой поглощающей способностью, в частности хлора. В отличие от НГК показания ННКТ уменьшаются с ростом содержания хлора в породах и промывочной жидкости. Нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННКН). В этом методе измеряют плотность медленных нейтронов. Медленными, или надтепловыми, называют нейтроны, энергия которых больше энергии тепловых нейтронов. В качестве детектора надтепловых нейтронов применяют счетчик тепловых нейтронов, окруженный слоем замедлителя и снаружи слоем кадмия. Кадмий поглощает тепловые и пропускает к счетчику только надтепловые нейтроны. Последние замедляются водородосодержащим слоем до энергии тепловых нейтронов и отмечаются счетчиком. Плотность надтепловых нейтронов не зависит от содержания хлора в породах и промывочной жидкости, так как для этих нейтронов сечение захвата ядер атомов хлора мало отличается от сечения захвата ядер атомов других элементов. Поэтому показания ННКН определяются главным образом замедляющими свойствами пород и, следовательно, более тесно связаны с водородосодержанием (пористостью) пород, чем данные НГК и ННКТ. Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж В импульсном нейтрон-нейтронном каротаже (ИННК) измеряют плотность тепловых нейтронов по стволу скважины с помощью индикатора, расположенного на некотором заданном расстоянии от импульсного генератора нейтронов. В импульсном генераторе нейтроны создаются при помощи линейного ускорителя, в котором ионы дейтерия (Н ) ускоряются сильным электрическим полем и бомбардируют мишень, содержащую тритий (Н ). При этом происходит ядерная реакция Поток нейтронов образуется в виде кратковременных импульсов во время подачи на ускоритель высокого напряжения с частотой 400 Гц. Испускаемые генератором нейтроны обладают энергией 14 Мэв. При ИННК регистрируется кривая изменения плотности тепловых нейтронов с глубиной скважины при постоянных заданных значениях времени задержки и ширины "окна". Несколько кривых, полученных в одной и той же скважине при различном времени задержки, позволяют установить изменение во времени после окончания импульса плотности тепловых нейтронов против различных пластов. Значения Тп характеризуют поглощающую способность пластов и определяются содержанием элементов с большим сечением захвата, в первую очередь хлора. С увеличением содержания хлора в пласте значение Тп резко уменьшается. Например, при достаточно высокой минерализации пластовой воды среднее время жизни тепловых нейтронов в водоносных песчаниках равно 90-110 мкс, в нефтеносных песчаниках 260-300 мкс. Это дает возможность по диаграммам ИННК надежно определять ВНК по переходу от низких показаний в водонасыщенной части пласта к высоким показаниям в нефтенасыщенной части пласта. Наряду с ИННК на практике применяют также его модификацию - импульсный нейтронный гамма-каротаж (ИНГК). В ИНГК измеряют интенсивность вторичного гамма- излучения, создаваемого импульсами нейтронов от генератора. Чувствительность ИННК (ИНГК) к изменению содержания хлора в пластах (изменению Тп) во много раз больше, чем методов НГК и НКТ. Это способствует эффективному применению ИННК (ИНГК) для изучения динамики перемещения ВНК и изменения водо- нефтенасыщенности в продуктивных пластах при разработке месторождений. Ядерно-магнитный каротаж - ЯМК. При его помощи определяют содержание несвязанной жидкости в поровом пространстве породы. Работы проводятся для выделения нефте-, газо- и водонасыщенных пластов с гранулярной или кавернозной пористостью при отсутствии в них начального градиента давления; оценки пористости нефте- и водонасыщенных пластов. Акустические виды каротажа (АК) Акустический каротаж (АК) основан на изучении упругих свойств горных пород по наблюдениям в скважине за распространением упругих волн. Применяемый в АК скважинный прибор имеет источник упругих колебаний и расположенные на некотором расстоянии от него один или два приемника (рис. 4.5.9). При перемещении прибора по скважине регистрируют кривую изменения времени пробега упругой волной расстояния между источником и приемником (при одном приемнике) или расстояния между двумя приемниками. Это время обратно пропорционально скорости распространения упругой волны в среде, окружающей прибор. Поэтому данная модификация называется акустическим каротажем по скорости (АКС). Другой модификацией АК является акустический каротаж по затуханию (АКЗ), с помощью которого изучают способность горных пород поглощать (ослаблять) упругие колебания. В АКЗ регистрируют кривую изменения по стволу скважины амплитуды упругой волны, прошедшей расстояние от источника до приемника или расстояние между приемниками. В качестве источника и приемников упругих волн применяются магнитострикцион- ные (а также пьезоэлектрические) преобразователи электрической энергии в колебательную и наоборот. Чтобы исключить возможность поступления упругой волны к приемникам по корпусу скважинного прибора, между элементами зонда устанавливают акустические изоляторы, сильно поглощающие упругие колебания. Для уменьшения помех, возникающих от механических колебаний и вибраций при перемещении скважинного прибора, последний амортизируется (покрывается слоем резины). На показания зонда АКС с одним приемником значительно влияет скважина, так как в длину пути, пробегаемого упругой волной от излучателя до приемника, входят участки по промывочной жидкости. Поэтому изменение диаметра скважины и положения в ней скважинного прибора искажает диаграммы. В АКЗ двухэлементным зондом измеряют амплитуду колебаний, соответствующих продольной волне по породе. С помощью электронной схемы амплитуда преобразуется в пропорциональное ей напряжение в милливольтах (мВ) или вольтах (В), которое записывается регистрирующим прибором в виде кривой в функции глубины скважины. Для повышения чувствительности метода обычно измеряют интегральное значение амплитуды, т. е. сигнал, соответствующий нескольким периодам колебаний продольной волны за первым вступлением По данным АК определяют скорость распространения упругих волн в породах, пересеченных скважиной, и поглощающие свойства пород. Скорость распространения упругих волн зависит от упругих свойств минерального скелета породы, ее пористости (пустотности), структуры пустотного пространства и от упругих свойств флюидов, заполняющих это пространство. Чем более монолитна порода вследствие цементации и воздействия горного давления, чем меньше пористость породы, тем больше в ней скорость распространения упругих волн. Наименьшие значения скорости (1500-2500 м/с) имеют рыхлые высокопористые породы: пески, глины, рыхлые песчаники. Высокие значения скорости (3000-6000 м/с) наблюдаются в сильносцементированных малопористых песчаниках и гидрохимических осадках. Наибольшими значениями скорости (5000-7500 м/с) характеризуются плотные кристаллические карбонатные породы. В широких пределах изменяются также поглощающие свойства горных пород. Определение литологического состава пород по диаграммам АК основано на различии скоростей распространения и затухания упругих волн для разных пород. Плотные породы (сильносцементированные малопористые песчаники, плотные известняки, доломиты, ангидриты) отмечаются наиболее низкими значениями времени пробега и наиболее высокими значениями амплитуд упругих волн (рис. 4.5.9). Глинам соответствуют максимальные показания на кривых времени и минимальные - на кривых амплитуд. Это обусловлено как упругими свойствами глин (малая скорость распространения и большое поглощение упругих волн), так и наличием каверн. Породы-коллекторы (слабосцементированные песчаники, пористые известняки и доломиты) отмечаются промежуточными показаниями на кривых времени и амплитуд. Чем больше пористость коллектора, тем меньше различие в показаниях АК против коллектора и против глин. Как видно из сопоставления кривых АК с кривой КС (см. рис. 4.5.9), наблюдается прямое соответствие между кривыми КС и амплитуд и обратное — между кривыми КС и времени пробега упругих волн. В  Рис. 4.5.9. Сопоставление кривых АКС (I) и АКЗ (II) упругих волн с кривой КС потенциал-зонда (III): 1 - глины; 2 - песчаники; 3 - известняки плотные; 4 - известняки пористые; 5 - ангидриты; 6 - каменная соль; 7 - гипсы; 8 - нефтенасыщенный коллектор; 9 - водонасыщенный коллектор ода, нефть и газ, заполняющие пустотное пространство пород, характеризуются различными значениями скорости распространения упругих волн. Значение скорости в воде несколько изменяется в зависимости от минерализации, температуры и давления. В среднем его можно принять равным 1600 м/с. Значение скорости в нефти 1300-1400 м/с, в метане 430 м/с (зависит от давления и температуры). Поэтому при равенстве прочих условий (литологического состава, пористости и др.) скорость распространения упругих волн в нефтеносном пласте меньше, чем в водоносном; еще ниже она в газоносном пласте. В том же порядке уменьшаются амплитуды колебаний упругих волн. Указанные различия упругих свойств растут с увеличением пористости коллекторов. Благодаря этому по кривым АК можно определить характер насыщения коллекторов, если радиус исследования превышает глубину зоны проникновения, в которой изменение насыщенности в значительной степени нивелируется фильтратом промывочной жидкости. Радиус исследования АК можно увеличить, применяя низкочастотный (1-5 кГц) излучатель упругих колебаний. В этом случае удается определять положение ВНК и ГЖК по данным исследований в обсаженных скважинах при жестком контакте цементного кольца с колонной и стенкой скважины. По диаграмме АКС находят коэффициент пористости горных пород, используя линейную связь между At и Кп. АК применяют также для контроля цементирования скважин и фотографирования методом ультразвуковой эхолокации стенок скважины, заполненной промывочной жидкостью или нефтью. Фотографирование осуществляется с помощью скважинного акустического телевизора (САТ). В САТ импульсы упругих колебаний частотой 1 мГц от пьезоэлектрического преобразователя, вращающегося с частотой 3-4 об/с, проходят через акустически прозрачную перегородку в кожухе скважинного прибора и падают на стенку скважины. Отраженные от нее упругие колебания принимаются тем же преобразователем, превращаясь в электрические сигналы, усиливаются, детектируются и передаются по кабелю в наземную панель для моду ляции яркости луча кинескопа. Каждым импульсом на стенке скважины исследуется площадка диаметром около 18 мм. Так как скважинный прибор перемещается по оси скважины с постоянной скоростью, то площадки образуют винтовую линию, шаг которой определяется скоростью подъема прибора и скоростью вращения преобразователя. Начало каждой строчной развертки, соответствующей одному обороту преобразователя, привязывается к одной и той же образующей скважинного прибора. Перед экраном кинескопа синхронно с перемещением скважинного прибора протягивается фотопленка, на которой рядом расположенные строки образуют непрерывное изображение развертки стенки скважины. Дифференциация по тонам на фотографиях САТ, пропорциональная изменению отражательной способности стенки скважины, зависит от состояния (шероховатости) поверхности, акустического сопротивления среды, диаметра скважины и свойств жидкости в скважине. В местах нарушения поверхности происходит частичное или полное поглощение сканирующего импульса, что приводит к появлению темных участков на фотографии, форма которых соответствует геометрии дефектов поверхности. В соответствии с этим исследования САТ в открытом стволе позволяют выделить каверны, трещины, желобы и определить их размеры; расчленить тонкослоистые интервалы при существенном различии (не менее чем в 1,5 раза) отражательной способности слагающих их пород. Исследования в обсаженной скважине дают возможность установить местоположение, характер и размеры дефектов труб, а также местоположение и количество перфорационных отверстий. Термокаротаж (высокоточный, дифференциальный) - Т При использовании этого метода измеряют температуру вдоль ствола скважины для изучения естественного теплового поля Земли и выявления тепловых аномалий при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Данные термометрии используют при изучении геологического строения месторождений нефти и газа и для контроля за техническим состоянием скважин. Температуру в скважинах измеряют с помощью скважинного термометра сопротивлений, действие которого основано на изменении сопротивления датчика (металлического проводника или термистора) под влиянием температуры. Температуру среды, в которой находится термометр, определяют путем измерения сопротивления датчика, помещенного в термометре. С увеличением глубины температура в недрах постепенно растет. Быстрота нарастания температуры характеризуется геотермическим градиентом Г, показывающим изменение температуры в °С при увеличении глубины на 100 м. В процессе бурения в скважине циркулирует промывочная жидкость, температура которой отличается от температуры окружающих пород. Между породами и скважиной происходит теплообмен, в результате чего температура пород в слое, прилегающем к скважине, отличается от естественной. После прекращения циркуляции промывочной жидкости скважина и прилегающие к ней участки пород постепенно воспринимают естественную температуру пород, и в скважине устанавливается состояние теплового равновесия с окружающими породами. Время, в течение которого скважина должна находиться в покое, чтобы в ней наступило тепловое равновесие с породами, зависит от многих факторов (начальной разности температур, длительности циркуляции промывочной жидкости в скважине, диаметра скважины, тепловых свойств пород) и для глубоких скважин составляет 10 сут и более. Температуры измеряют в необсаженных и обсаженных скважинах как до установления в них теплового равновесия с породами - методом неустановившегося теплового режима, так и при тепловом равновесии - методом установившегося теплового режима. Метод установившегося теплового режима. Термограмма, зарегистрированная при установившемся тепловом режиме, представляет собой кривую изменения естественных температур по разрезу скважины и называется геотермой. Наклон кривой к оси глубин определяется величиной геотермического градиента на данной глубине (рис. 4.5.10). Геотермический градиент зависит от плотности теплового потока и удельного теплового сопротивления пород. Среди осадочных пород наибольшие значения удельного сопротивления и геотермического градиента соответствуют глинам и глинистым сланцам, меньшие - неглинистым песчаникам и карбонатным породам, минимальные - гидрохимическим отложениям (ангидритам, каменной соли). |