Курсовая работа по ПГМП ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. ПГМП. Задачи общего характера
Скачать 83.09 Kb.
|
ВВЕДЕНИЕ Все возрастающие потребности страны в нефти и газе удовлетворяются не только вводом в разработку новых месторождений углеводородов, но и совершенствованием техники и технологии добычи нефти и газа на разрабатываемых месторождениях, обеспечивающим высокие темпы добычи и коэффициенты нефте- и газоотдачи. Для повышения нефте- и газоотдачи продуктивных пластов разработаны методы физического и физико-химического воздействия на горную породу - законтурное, внутриконтурное, приконтурное и барьерное заводнения; химическое, тепловое, барическое, акустическое и другие воздействия и их сочетания. Контроль за совершенствованием систем разработки месторождений нефти и газа в основном осуществляется геофизическими методами исследований действующих, контрольных, оценочных и нагнетательных скважин и часто называется геофизическим контролем. За последние 25-30 лет геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений получили в Советском Союзе широкое развитие и выделились в самостоятельное направление геофизической службы. Цель геофизического контроля — получение информации о состоянии продуктивных пластов и изменениях, происходящих в них в процессе вытеснения из них углеводородов, для выбора научно обоснованной системы разработки залежей, оптимального регулирования темпа отбора флюидов, обеспечивающего максимальное извлечение нефти и газа из земных недр. При этом геофизическими методами решаются следующие задачи нефтегазопромысловой геологии и разработки месторождений нефти и газа. Задачи общего характера: 1) определение начального положения и наблюдение за перемещением в о до нефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов в процессе вытеснения нефти и газа из пласта при заводнении и других способах воздействия на него; 2) наблюдение за перемещением фронта нагнетаемых вод по пласту. Детальные исследования: 1) уточнение геологического строения месторождения; 2) повышение достоверности первичных определений запасов нефти и газа разрабатываемых месторождений (объектов) ; 3) оценка коэффициентов текущей и конечной нефте- и газонасыщенности и нефте- и газоотдачи пластов; 4) оценка текущих запасов нефти и газа этих месторождений; 5) изучение эксплуатационных характеристик пластов (выделение интервалов притока и приемистости, определение работающих мощностей, продуктивности и пластового давления) разрабатываемых месторождений; 6) контроль за процессами интенсификации притока и приемистости пластов. Изучение технического состояния скважин: 1) оценка качества цементирования обсадных колонн; 2) определение мест притоков и поглощения жидкости в скважине за счет негерметичности обсадных колонн и зон затрубной циркуляции флюидов; 3) определение состава и уровня жидкости в скважине и межтрубном пространстве; 4) определение местоположения муфтовых соединений и перфорированных участков обсадных колонн, толщины, внутреннего диаметра, участков смятия, разрывов и коррозии обсадных колонн и насосно-компрессорных труб; 5) выбор оптимальных режимов работы технологического оборудования эксплуатационных скважин и определение глубины его спуска; 6) определение мест парафиновых и солевых отложений на обсадных и насосно-компрессорных трубах и скважинном оборудовании. Для решения перечисленных задач используется широкий комплекс геофизических методов, включающий методы исследования скважин, вышедших из бурения, и методы, специально разработанные для исследования эксплуатационных и нагнетательных скважин через лифтовые трубы и по межтрубному пространству малогабаритными приборами. Это потребовало разработки новых геофизических методов, соответствующей аппаратуры и оборудования, создания теории этих методов, их петрофизического обеспечения, техники и методики геофизических исследований эксплуатационных и нагнетательных скважин и методик интерпретации промыслово-геофизических и гидродинамических данных. Первые крупные промышленные исследования по контролю за разработкой нефтяных месторождений с помощью геофизических методов выполнены на месторождениях Урало-Поволжья, где отрабатывались техника и методика геофизического контроля в действующих и остановленных скважинах геофизическими методами: стационарными и импульсными нейтронными, расходометрии, меченой жидкости, наведенной активности, термометрии. Здесь совершенствовалась методика интерпретации совместных данных промысловых, геофизических и гидродинамических исследований. В дальнейшем методы геофизического контроля стали применяться при освоении нефтяных и нефтегазовых залежей Северного Кавказа, Мангышлака, Белоруссии и особенно Западной Сибири. При этом накопленный опыт работы в Урало-Поволжье потребовал существенной корректировки при разработке месторождений, характеризующихся иными геологическими особенностями: минеральным составом пород-коллекторов и их фильтрационно-емкостными свойствами, низкой минерализацией пластовых вод, термобарическими условиями залегания продуктивных пластов, физико-химическими свойствами нефтей. В связи с этим появилась необходимость усовершенствования ранее применяемых геофизических исследований и разработки как их модификаций, так и принципиально новых методов радиометрии, расходометрии, а также методик проведения исследований скважин и интерпретации промыслово-геофизических данных. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ § 1. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФГИ ИЗ ПЛАСТОВ РАСТВОРИТЕЛЯМИ И ГАЗОМ ПРИ ВЫСОКОМ ДАВЛЕНИИ Главная причина невозможности достижения полного вытеснения нефти водой из пластов при их заводнении заключается в несмешиваемости вытесняемой и вытесняющей жидкостей, в результате чего образуется поверхность раздела между этими жидкостями и происходят капиллярные явления. Рассмотрим процесс вытеснения нефти газом при высоком давлении, когда между этими веществами образуется область полной их смешиваемости. Чтобы определить, возможен ли такой процесс в условиях какого-либо конкретного месторождения, проводят лабораторные исследования для установления условий смешиваемости газа и нефти или рассчитывают по константам равновесия фазовое состояние смеси газа, который предполагается закачивать в пласт, и нефти при различных давлениях и составах углеводородов. Результаты указанных исследований и расчетов представляют в виде треугольной диаграммы Гиббса (рис. 1),где 1 - пласт 1; 2 - добывающие скважины пласта 1; 3 - газонефтяной контакт; 4 - газонагнетательная скважина пласта 1; 5 - пласт 2; 6 - зона полного смешения обогащенного газа и нефти в пласте 2; 7 - газонагнетательная скважина пласта 2; 8 - добывающая скважина пласта 2; 9 - водонефтяной контакт в пласте 1; 10 - водонефтяной контакт в пласте 2. Рис.1. Диаграмма Гиббса. Каждая точка на этой диаграмме характеризует состав некоторой углеводородной смеси, состоящей из сухого газа С1, промежуточных углеводородов С2—C5 и более тяжелых углеводородов от С6 и выше (С6+). Точке А соответствует углеводородный состав, доля компонента С1 в котором составляет а, доля компонентов С2—С5—b и доля компонентов С6+—с. Эта диаграмма справедлива при постоянной температуре. Рис 115 Схема двух пластов, разрабатываемых с использованием вытеснения нефти обогащенным газом- Пусть месторождение имеет пласты 1 и 2, залегающие на разных глубинах и содержащие одну и ту же легкую нефть, но имеющие различное пластовое давление (рис. 2). В_ пласте 1 среднее пластовое давление равно , а в пласте 2— , причем . Разработку этих пластов возможно осуществлять с использованием закачки в них жирного газа, т. е. метана, обогащенного этаном, бутаном, пропаном и другими компонентами. Состав этого газа на диаграмме Гиббса (см. рис. 1) характеризуется точкой А1. Составы нефти, насыщающей пласты 1 и 2, практически идентичны и характеризуются точкой А2. Заштрихованная область, ограниченная линией пластового давления , соответствует области двухфазного состояния углеводородов в пласте 1, а область, ограниченная линией — области двухфазного состояния углеводородов в пласте 2. При двухфазном состоянии в пласте одновременно существуют углеводороды и в жидкой, и в газовой фазах. Остальная часть площади диаграммы Гиббса, находящаяся вне соответствующих заштрихованных областей, относится к области однофазного состояния углеводородов, т. е. области полной их смешиваемости. Если в пласт 1 через нагнетательную скважину 4 закачивать жирный газ с составом А1 то из нефти состава А2 (рис. 1) через поверхность газонефтяного контакта будут выделяться легкие углеводороды, растворяясь в газе. Состав газа, вытесняющего нефть, вблизи газонефтяного контакта изменяется от точки А1 к А111, А111 ( по стрелке на рис. 1), т. е. обогащается жирными компонентами. Нефть же будет насыщаться легкими углеводородами. Ее состав, характеризующийся последовательно точками А12 и А112, будет идентичен составу газа у газонефтяного контакта. Точка А111 соответствует составу газа, а точка А211 — составу нефти на газонефтяном контакте при условии, что газ и нефть находятся в состоянии фазового равновесия. Изменение состава газа и нефти на этом контакте связано с установлением фазового равновесия. Однако в пласте 1 (см. рис. 2) полного смешивания газа с пластовой нефтью не произойдет, так как при давлении состав смеси углеводородов, находящихся на газонефтяном контакте, будет соответствовать составу смеси, находящейся в заштрихованной двухфазной области на диаграмме Гиббса. Таким образом, в пласте 1 нефть не будет вытесняться газом в условиях полной смешиваемости углеводородов. Иную картину наблюдаем в пласте 2 при давлении . Прямая линия, соединяющая исходные составы пластовой нефти и закачиваемого в пласт жирного газа, никогда не пересечет двухфазную область, соответствующую этому давлению. Следовательно, в пласте сформируется область смешения, перемещающаяся от линии нагнетания газа к добывающим скважинам. Газонефтяной контакт исчезнет (на рис. 2 он показан пунктирной линией). В сечениях пласта, расположенных вблизи линии нагнетания, однофазная смесь углеводородов будет представлена в основном легкой фракцией, а вблизи добывающих скважин — тяжелой. Ни в одном из сечений пласта не останется двухфазной смеси и будет наблюдаться полная смешиваемость углеводородов. Однако, вследствие высоких значений коэффициентов конвективной диффузии при вытеснении газа газом, область смешивания углеводородов в процессе вытеснения нефти газом при высоком давлении может быть довольно обширной, что приведет к необходимости добычи вместе с нефтью значительного количества газа, т. е. к ситуации, аналогичной при циклической закачке газа. § 2. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЗАКАЧКИ В ПЛАСТ ДВУОКИСИ УГЛЕРОДА К веществу, хорошо смешивающемся с нефтью, относится двуокись углерода СО2, которую используют в качестве агента, закачиваемого в пласт для вытеснения нефти. Источники СО2— природные месторождения, содержащие часто смесь углекислого газа с углеводородами и в ряде случаев с сероводородом, отходы химических производств, дымовые газы крупных энергетических и металлургических установок. Двуокись углерода в стандартных условиях, т. е. при давлении 105 Па и температуре 273,2 К — газ. На рис. 3 показана рТ-диаграмма двуокиси углерода, из которой видно, что критическое давление ее составляет 7,38 МПа, а критическая температура 304,15 К. Рис. 3. рТ-диаграмма для СО2 Это довольно низкая температура для обычных условий глубокозалегающих нефтяных месторождений. Поэтому, если нагнетать СО2 в пласты, залегающие на глубине 1500—2000 м с температурой 310—350 К при давлении 10— 20 МПа, то двуокись углерода будет находиться в закритическом состоянии. В стандартных условиях, когда это вещество находится в газовом состоянии, , а плотность . При переходе в жидкое состояние вязкость углекислоты увеличивается примерно в 3 раза, с ростом давления она также увеличивается, а с повышением температуры — понижается. На рис. 4 показаны кривая зависимости вязкости углекислоты от давления при различных температурах. Рис.4. Кривая зависимости вязкости двуокиси углерода от давления при различных температурах: 1 – при Т=303,2 К; 2 – при Т=333,2 К. При давлении выше 10 МПа и температуре 300—310 К происходит полное смешивание СО2 с углеводородной частью нефти. Однако в этом случае смолы и асфальтены слабо растворяются в смеси СО2 и легких углеводородов. Они могут выпасть в осадок. Для достижения полной смешиваемости СО2 с углеводородами нефти при повышенных температурах следует увеличить давление. Например, при температуре порядка 360 К оно составляет около 30 МПа. В тяжелых компонентах нефти СО2 растворяется, хотя и слабо. Она способствует набуханию углеводородов, их разрыхлению и отрыву от зерен пород, если углеводороды на них адсорбировались. При давлении порядка 10 МПа и температуре 300—310 К в 1 м3 нефти может раствориться 250—300 м3 СО2 замеренного при стандартных условиях. По свойству растворимости в углеводородах СО2 сходен с пропаном. Вместе с тем двуокись углерода растворяется и в воде, но примерно в 10 раз меньшем количестве при одних и тех же условиях. Растворяясь в нефти, СО2 уменьшает ее вязкость. Таким образом, двуокись углерода в жидком, газообразном или закритическом состоянии может быть использована как растворитель нефти с целью ее извлечения из недр. Известны несколько разновидностей технологии разработки нефтяных месторождений с закачкой СО2 в пласты для вытеснения из них нефти. В одной из них двуокись углерода нагнетают в неистощенный пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачиваемой в него водой, аналогично рассмотренному процессу вытеснения нефти из пласта оторочкой углеводородного растворителя. Другую разновидность используют в истощенных пластах с низким пластовым давлением порядка 1 МПа, когда СО2 непрерывно закачивают в пласт в газообразном состоянии. При осуществлении такого процесса, сходного с процессом Циклической закачки газа, газообразную двуокись углерода следует прокачивать через пласт в объеме, в несколько раз превышающем поровый объем пласта. Легкие углеводороды нефти при этом экстрагируются, переходя в газообразную смесь СО2 и углеводородов. На дневной поверхности необходимо разделять СОг и углеводороды, т. е. регенерировать двуокись углерода и снова нагнетать ее в пласт. Однако при низких пластовых давлениях описанный процесс не достаточно эффективен, поскольку потребуется закачка в пласт значительного объема СОг для извлечения углеводородов. Отношение этого объема СО2 к объему извлеченных углеводородов может достигать 100 м3 на 1 м3 и более. Кроме того, при низких пластовых давлениях полное смешивание СО2 и нефти не возникает и из нефти извлекаются только легкие углеводороды. Можно осуществлять воздействие на пласт и иначе. Вначале, т. е. в первой фазе процесса, в пласт интенсивно закачивают СО2 при резком ограничении или прекращении отбора нефти. Пластовое давление при этом повышается. Если позволяют пластовые, а также технические и экономические условия, давление в пласте доводят до давления полной смешиваемости СО2 и нефти. Конечно, и при этом в пористой среде могут выпадать смолы и асфальтены. Однако углеводородные компоненты нефти, включая тяжелые, извлекаются из пласта. При достижении заданного давления производят одновременно и закачку в пласт СО2, и отбор из него смеси углеводородов нефти и СО2. Третья разновидность технологии разработки нефтяных пластов с применением двуокиси углерода состоит в растворении СО2 в воде, т. е. в получении так называемой карбонизированной воды и закачке ее в пласт для вытеснения из него нефти, как и при обычном заводнении. Вследствие большего химического «родства» нефти и СО2, чем воды и СО2, при контакте карбонизированной воды с нефтью молекулы СО2 диффундируют, разрыхляют пленки тяжелой нефти на поверхности зерен породы, делают эти пленки подвижными, что приводит к увеличению количества извлекаемой нефти из пластов. Из трех указанных разновидностей технологии разработки нефтяных пластов с закачкой в них двуокиси углерода первая, т. е. вытеснение нефти оторочкой СОг, проталкиваемой водой, имеет преимущества перед остальными, так как по сравнению со второй требует меньших затрат двуокиси углерода и в более значительной степени обеспечивает вытеснение тяжелого остатка нефти после экстракции из нее легких углеводородов. По сравнению с третьей разновидностью первая более универсальна и позволяет извлечь большее количество нефти из пластов. Ведь рассчитывать только на эффект отрыва пленок тяжелой нефти от зерен породы не всегда надежно: такие пленки могут составлять очень незначительную долю остаточной нефти. Заметим, что увеличению нефтеотдачи способствует также «разбухание» нефти при растворении в ней СО2. Рассмотренные выше методы НК базируются на излучении стационарных полей нейтронов. Становление нейтронного поля происходит за время, близкое к необходимому для замедления, диффузии и захвата нейтрона. Длительность этих процессов в основном определяется диффузией тепловых нейтронов, обладающих относительно малой скоростью υ= √Е. Среднее время жизни тепловых нейтронов в породах 200-1000 мкс. Максимальная продолжительность становления нейтронного поля в несколько раз больше этой величины — примерно 5000 мкс. Анализ методов радиоактивного каротажа Физические основы радиоактивного каротажа В настоящее время широко применяется радиоактивный каротаж (РК) трех видов. Первый из них — гамма-каротаж (ГК) основан на измерении по стволу скважины гамма-излучения, вызванного естественной радиоактивностью горных пород. Второй — гамма-гамма-каротаж (ГГК) исследует особенности прохождения через породы гамма-излучения от специального источника гамма-квантов, опускаемого в скважину вместе с прибором. Третий вид РК — нейтронный каротаж (НК) базируется на исследовании поля медленных нейтронов и гамма-квантов, создаваемого источником быстрых нейтронов, находящимся в приборе. Каждый вид РК включает ряд модификаций. Существенными особенностями РК являются: относительно малая глубинность исследований (90% излучения поступает в детектор от слоя пород толщиной 10—30 см); возможность исследования скважин, крепленых обсадной колонной, практически не препятствующей прохождению нейтронов и гамма-излучению; зависимость результатов в первую очередь от элементного состава пород, малая роль их структурных особенностей — размера, извилистости и сообщаемости поровых каналов, распределения отдельных элементов в исследуемой части пласта. Естественная радиоактивность и основы гамма-каротажа (ГК). Из естественных радиоактивных элементов наиболее распространены уран 238U и торий 232Th, а также радиоактивный изотоп калия 40К. Уран и торий с продуктами распада образуют ряды из нескольких (порядка 10) радиоактивных элементов. Эти элементы последовательно распадаются, а последний из продуктов распада превращается в свинец. Каждый элемент ряда при распаде наряду с заряженными α- и β-частицами излучает гамма-кванты (γ-кванты) с присущей ему энергией Е (или с несколькими значениями Е). Поэтому спектр излучения всего ряда содержит много линий, отвечающих разным энергиям. Так, элементы ряда урана излучают гамма-кванты с энергией от 0,05 до 2,45 МэВ, а ряда тория — от 0,1 до 2,62 МэВ. Спектр радиоактивного калия 40К имеет одну линию 1,46 МэВ. Радиоактивные элементы чрезвычайно рассеяны в природе и содержатся в очень малых количествах (порядка 10-6 урана, 10-12 радия, 10-5 тория) во всех веществах, в частности в горных породах. Содержание этих элементов в разных породах неодинаково, что позволяет различать породы по радиоактивности. Измеряя радиоактивность путем регистрации гамма-излучения по стволу скважины, можно расчленять разрез на отдельные пласты и классифицировать их по этому признаку. На этом основан гамма-каротаж скважин. При проведении ГК в скважину опускаются детектор гамма-излучения и схема, преобразующая информацию для передачи ее на поверхность. В качестве детектора используют либо разрядные счетчики, либо сцинтилляционные кристаллы с фотоэлектронным умножителем. Основы гамма-гамма-каротажа (ГГК). При прохождении через слой вещества толщиной R поток гамма-излучения I0 ослабляется до величины I по закону: I= I0e-μ0σR (1) где е — основание натуральных логарифмов; μ — массовый коэффициент поглощения гамма-излучения; σ— плотность вещества. Причиной ослабления потока гамма-излучения является взаимодействие гамма-квантов с электронами и ядрами атомов вещества. Вероятность взаимодействия определяется величиной μ0, зависящей от заряда Z и атомного номера А атомов, а также от энергии излучения Е. Кроме того, вероятность взаимодействия пропорциональна плотности вещества σ. Произведение σμ0=μ называется линейным коэффициентом поглощения. Для горных пород с плотностью σ=2,5 г/см3 и излучением с энергией 0,5 МэВ коэффициент μ≈0,2 см-1. Из формулы (1) и этих данных следует, что при прохождении гамма-квантов с такой энергией через горные породы поток излучения будет ослабляться в е раз, т. е. примерно в 2,72 раза на каждые 5см пути. Основными видами взаимодействия гамма-излучения с веществом является образование электрон-позитронных пар, фотоэффект и эффект Комптона. Эффект образования пар проявляется при очень высоких энергиях гамма-квантов (выше 5..10 МэВ для атомов горных пород). При этом гамма-квант, взаимодействуя с ядром атома, исчезает, образуя в поле ядра пару электрон-позитрон. При фотоэффекте гамма-квант передает всю свою энергию одному из электронов внутренней оболочки, т. е. полностью поглощается. Вероятность фотоэффекта резко увеличивается с увеличением Z и уменьшением энергии излучения. Поэтому примеси в породе, или скважине элементов с большим атомным номером оказывают существенное влияние. В веществах, содержащих элементы с Z < 20, для гамма-излучения с Е > 200 кэВ влияние фотоэффекта очень мало. При эффекте Комптона электрону передается часть энергии гамма-кванта; при этом гамма-квант изменяет направление движения (рассеивается). Этот вид взаимодействия является основным для излучения с энергией 0,1-1 МэВ, распространяющегося в среде, содержащей легкие (Z < 20) элементы. После нескольких актов рассеяния энергия кванта уменьшается до величины, при которой он поглощается за счет фотоэффекта. Число актов рассеяния до поглощения для квантов с начальной энергией Е = 0,5..1 МэВ, проходящих через горные породы, составляет в среднем 6-8. Вероятность эффекта Комптона на пути гамма-кванта пропорциональна количеству электронов в единице объема среды. Используя таблицу Менделеева, можно подсчитать, что отношение Z/A для элементов с Z < 20 (кроме водорода) с точностью до 3% равно 0,5. Таким образом, вероятность рассеяния гамма-квантов пропорциональна с указанной точностью только плотности горных пород. При проведении ГГК в скважину опускается измерительная установка, состоящая из источника и детектора гамма-излучения, разделенных свинцовым экраном. Экраном поглощаются те гамма-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 пород, тем меньше гамма-квантов приходит 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, а не по породе. Поэтому источник и детектор обычно Прижимаются к стенке и экранируются от скважины свинцом. С целью улучшения параметров измерительной установки в некоторых приборах излучение источника и регистрируемое излучение коллимируются, т. е. направляются в породу (или из породы к детектору) под заданными углами с помощью свинцовых экранов с соответствующим образом расположенными окнами, заполненными легкими веществами (например полиэтиленом). В качестве источника гамма-излучения в приборах ГГК у нас и за рубежом чаще всего используется радиоактивный изотоп цезия (137Cs) с периодом полураспада 26 лет и энергией гамма-квантов 0,662 МэВ. Активность применяемых источников (0,5-2) 1010 расп./с, т. е. 50—200 мг-экв-радия. Для регистрации излучения используются в основном сцинтилляционные детекторы, состоящие из кристалла йодистого натрия, активированного таллием, Nal(Tl) и фотоэлектронного умножителя. В детектор попадают гамма-кванты, испытывающие в породе 6-8 актов рассеяния. Так как каждый акт сопровождаётся потерей энергии, регистрируемое излучение имеет значительно меньшую энергию по сравнению с начальной. При этом число приходящих в детектор гамма-квантов с малой энергией (Е < 200 кэВ) зависит не только от плотности пород, но и от их состава, определяющего вероятность фотоэффекта. Для того чтобы аппаратура ГТК достаточно точно измеряла σ, необходимо исключить влияние на показания прибора состава пород. Для этого достаточно регистрировать гамма-кванты с энергией более 200 кэВ, при которой показания ГГК в различных породах с одинаковой σ практически не различаются. Эта задача может быть решена путем использования гамма-спектрометров, однако более простым способом, чаще применяемым на практике, является экранировка детектора слоем свинца, поглощающего мягкую компоненту излучения. Такие измерения жесткой составляющей рассеянного гамма-излучения называют плотностным гамма-гамма-каротажем (ГГКП). Расстояние между серединой источника и серединой индикатора в приборе называют длиной зонда L (полная длина зонда). В коллимированных системах вводится также длина зонда L1, равная расстоянию между ближайшими сторонами коллимационных окон источника и индикатора. Оптимальная длина зонда при используемой активности источника и применяемых детекторах лежит в пределах 30-50 см. Зависимости логарифма зарегистрированной интенсивности I гамма-излучения от плотности среды lg I= f(σ) для указанных L линейны. Линейность нарушается для зондов небольшой длины в породах с малой плотностью. Основным недостатком описанных измерительных установок является искажение результатов, возникающее при наличии между прибором и стенкой скважины промежуточной среды, например глинистой корки или слоя ПЖ в кавернозной части ствола. Так как плотность промежуточной среды намного меньше плотности пород, измеряемые по ГГКП значения плотности занижаются. Погрешность возрастает с уменьшением длины зонда L. Сильное влияние промежуточной среды объясняется малой глубинностью ГГК. Так, при длине зонда L = 30см 90% регистрируемого излучения поступает от слоя пород толщиной 10-12 см, а при L = 12-15 см — от слоя всего 6—7 см. Для исключения влияния промежуточной среды на практике используют измерительные установки с двумя зондами ГГК относительно большой и малой длины. Из-за разной глубинности регистрируемые детекторами этих зондов значения ГГК при наличии промежуточной среды искажаются неодинаково. Поэтому при раздельном определении плотности пород по результатам измерения двумя зондами получаются два различных значения кажущейся плотности σк1 и σк2. Каждое из них равно истинной плотности пород σ, уменьшенной на влияние промежуточной среды, которое можно также выразить в единицах плотности σ1 и σ2. Основы нейтронного каротажа (НК). Так же как и гамма-кванты нейтроны характеризуются энергией Е, измеряемой в МэВ или эВ. Энергия связана со скоростью нейтрона υ (пропорциональна υ2). Различают быстрые нейтроны с энергией 1 - 15 МэВ, промежуточные — 1 МэВ - 10 эВ, медленные, или надтепловые,— 10 - 0,1 эВ и тепловые найтроны со средней энергией 0,025 эВ. На основе реакций, происходящих при облучении бериллия α-частицами [при применении распространенных в промысловой геофизике полоний-бериллиевых (Ро-Ве) и плутоний-бериллиевых (Pu-Ве) источников], получаются нейтроны широкого спектра — от 1 до 10МэВ, в среднем 4—5 МэВ. Нейтроны, излучаемые ускорительной трубкой импульсного генератора, имеют энергию 14МэВ, Источников медленных и тепловых нейтронов нет. Активность источников определяют по выходу нейтронов в 1 с. В промыслово-геофизической практике применяются источники с выходом (5-10)-106 нейтр./с. При облучении вещества потоком нейтронов последние, пролетая вблизи ядер атомов; взаимодействуют с ядрами. Основными видами взаимодействия являются 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 (рассеяния, захвата, активации). Для нейтронов с энергией от нескольких МэВ до 0,1 эВ основным видом взаимодействия является упругое рассеяние, т. е. столкновение нейтрона с ядром, передача нейтроном части своей энергии ядру (замедление) и изменение направления движения нейтрона (рассеяние). Замедляющая способность определяется сечениями рассеяния входящих в состав пород элементов, их количеством в единице объема и средней потерей энергии на 1 акт рассеяния. Сечения рассеяния для большинства элементов в породах близки друг к другу, однако средняя потеря энергии при рассеянии сильно зависит от характеристики рассеивающего ядра. 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 элементов замедляет нейтроны. При наличии в породах даже небольшого (5-7%) количества воды или нефти, содержащих относительно много водорода (порядка 10% по массе), замедление происходит в основном на ядрах водорода. Одним из основных нейтронных параметров среды является Lз длина замедления нейтронов. Длиной замедления называется среднее расстояние по прямой линии от места вылета нейтрона до места, где он замедлится до тепловой энергии. Длина замедления тем меньше, чем больше содержание в породе воды или нефти, т. е. чем больше пористость kп пород. Длина замедления в нефти примерно такая же, как в воде, и не зависит от минерализации воды. Атомы и молекулы, входящие в состав 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 от 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 и обозначается τ. В результате захвата теплового нейтрона ядром образуется изотоп исходного элемента, при этом атомная масса увеличивается на единицу. В зависимости от того, каким ядром поглотился нейтрон, новое ядро может быть стабильным или радиоактивным. При захвате нейтрона ядром всегда выделяется энергия (энергия связи нуклона в ядре) обычно в виде одного или нескольких гамма-квантов. Излучающая способность ядер неодинакова. Например, водород 1Н, захватив нейтрон, превращается в дейтерий 2Н, при этом излучается один гамма-квант с энергией 2,2 МэВ; хлор 35Cl образует изотоп 36Cl, при этом излучается в среднем 3,1 гамма-кванта с суммарной энергией около 8 МэВ, большая часть элементов, входящих в горные породы, излучает 2-4 кванта на захват с общей энергией 7-10 МэВ. Области применения нейтронного каротажа. Различные модификации НК применяются для изучения либо замедляющих, либо поглощающих свойств пород. Как показано выше, 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 часто называют каротажем пористости. Поглощающие свойства пород зависят от содержания в них сильных поглотителей нейтронов — чаще всего хлора. На месторождениях высокой минерализацией ПВ водоносные пласты содержат хлора больше, чем нефтеносные, что создает предпосылки для их разделения по этому признаку. Нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННК-нт). Метод основан на измерении по стволу скважины потока нейтронов, замедлившихся до энергии несколько выше тепловой, порядка единиц эВ. При проведении ННК-нт в скважину опускается зонд, состоящий из источника быстрых нейтронов и детектора медленных нейтронов, разделенных экраном из материала с большим содержанием водорода (например, полиэтилена). Для регистрации медленных нейтронов применяются сцинтилляционные детекторы ЛДНМ или пропорциональные счетчики нейтронов, экранированные тонким слоем кадмия, интенсивно поглощающего тепловые нейтроны и свободно пропускающего медленные нейтроны с энергией больше 0,5 эВ. Длина зонда выбирается так, чтобы она была больше максимальной для пород длины замедления, т. е. L ≥ 25-З0 см. С увеличением длины зонда увеличивается чувствительность к литотипам пород, характеризуемым длиной замедления. Однако с увеличением длины зонда скорость счета падает. Поэтому на практике используются зонды длиной 25—50 см. При проведении исследований в скважине быстрые нейтроны, излучаемые источником, рассеиваются ядрами элементов, входящих в состав пород и ПЖ, замедляются и частично доходят до детектора, который их регистрирует. Чем больше водорода в породе, тем меньше длина замедления нейтронов и, следовательно, тем менее вероятно, что нейтрон дойдет до детектора. Поэтому с увеличением водородосодержания пород (т. е. их пористости) регистрируемые значения уменьшаются. Недостаток метода ННК-нт по сравнению с другими нейтронными методами заключается в сильном влиянии промежуточной среды - глинистой корки или ПЖ в кавернозных участках ствола скважины. Уменьшить это влияние можно с помощью двухзондовой установки ННК-нт, аналогичной установке ГГКП. Отношение значений ННК-нт для каналов малого и большого зондов линейно связано с величиной, обратной длине замедления нейтронов, т. е. 1/Lз. Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННК-т). Принципиальная схема измерений при ННК-т такая же, как при ННК-нт, однако детектор при ННК-т не экранируется кадмием. Длины зондов ННК-т и ННК-нт приблизительно одинаковы. Физические процессы, происходящие при ННК-т, отличаются от физических процессов при ННК-нт тем, что получаемые результаты определяются не только параметрами замедления быстрых нейтронов, но и диффузионными параметрами. Поэтому интерпретация данных ННК-т менее однозначна, чем интерпретация данных ННК-нт. Это частично компенсируется большей скоростью счета и меньшим влиянием промежуточной среды, находящейся между прибором и стенкой скважины. При отсутствии в породах и ПЖ элементов с большим сечением захвата тепловых нейтронов, например хлора и бора, зависимость значений ННК-т от пористости пород качественно такая же, как значений ННК-нт. Содержание в породах, ПВ и ПЖ указанных элементов приводит к искажениям этой зависимости. Для уменьшения влияния диффузионных свойств пород и ПЖ в последние годы начинают применяться двухзондовые измерительные установки с источником и двумя детекторами нейтронов, расположенными на разных расстояниях от источника. При их использовании обычно регистрируется отношение данных ННК-т, измеряемых по каналам малого и большого зондов. 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, что объясняется главным образом относительной простотой аппаратуры, особенно при использований газоразрядных счетчиков. Физические процессы, происходящие при НГК, усложнены по сравнению с физическими процессами при ННК, так как кроме длины замедления нейтронов и диффузионных параметров существенную роль в формировании результата измерений играют средняя излучающая способность ядер исследуемой среды и ее объемная, плотность, определяющая коэффициент поглощения гамма-излучения. Однако 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. Особенности влияния диффузионных свойств пород заключаются в следующем. В детектор приходят гамма-кванты, возникающие в результате захвата нейтронов в породах (излучение пород Iп), а также в ПЖ, глинистой корке, корпусе прибора, экранах, размещенных в приборе (излучение скважины Iс). Присутствие в пластовых водах или породах хлора, имеющего большое сечение захвата и высокую по сравнению с водородом излучающую способность, приводит к повышению Iп и снижению Iс. Если хлор содержится в ПЖ, возрастает компонента Iс. Суммарное влияние хлора зависит от соотношения Iс/ Iп. Соотношение Iс/ Iп определяется конструкцией прибора и может регулироваться для увеличения или уменьшения влияния диффузионных свойств пород. В измерительных установках ДРСТ, применяющихся при проведении НГК, параметры выбраны так, чтобы влияние диффузионных свойств было минимальным. Для этого детектор имеет трехслойную экранировку. Внешним экраном служит слой свинца для поглощения мягкой компоненты гамма-излучения. Ближе к детектору размещается экран из кадмия, обеспечивающий увеличение вклада излучения скважины Iс от нейтронов, выходящих из пласта в скважину. На самом детекторе установлен экран из карбида бора, поглощающий тепловые нейтроны, которые могут активировать натрий и йод в кристалле йодистого натрия, создавая этим фон, искажающий результаты измерений. |