Комплексная интерпретация диаграмм ГИС

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Краткие геолого-геофизические сведения о месторождений

1.1 Геология месторождения Шубарколь

1.2 Петрофизические свойства углей

2. Анализ применяемых комплексов геофизических исследований скважин месторождения

2.1 Применяемый комплекс ГИС

2.1.1 Метод кажущихся сопротивлений

2.2.2 Боковой Токовый Каротаж

2.2.3 Гамма-каротаж

2.2.4 Селективный гамма-гамма-каротаж

2.2.5 Кавернометрия

3. Комплексная интерпретация диаграмм ГИС

3.1 Изучение разреза скважин

3.1.1 Литологическое расчленение разрезов скважин по диаграммам масштаба 1:200

1. Краткие геолого-геофизические сведения о месторождений

1.1 Геология месторождения Шубарколь

Месторождение Шубарколь находится в Тенгизском районе Карагандинской области, в 140 км к северо-востоку от г. Жезказган. Железная дорога Жезказган-Караганда проходит в 120 км южнее. Ближайшая железнодорожная станция - Кызылжар, с которой месторождение связано железнодорожной веткой длиной 120 км.

Угли в пределах Шубаркольской мульды были выявлены в 1983 г. при проведении геологической съемки масштаба 1:50000 Шубаркольской поисково-съемочной партией Центрально-Казахстанской экспедиции МГУ. Промышленная значимость месторождения была установлена специальными поисковыми, в последующем детальными разведочными работами Гапеевской экспедиции ПГО "Цептрказгеология" (Ю.В.Яковенко, Е.Т.Педаш, (АКо и др.).

Нижнеюрские угленосные отложения, мощностью до 330 м, образуют мульду субширотного простирания (7x16 км) с пологими западным и восточным (5-10 и 5-15°) и более крутыми южным (20-48°) и северным (40-90°) крыльями (рис.1). Во внутренней части мульды углы наклона пород не превышают 3-5°. В центральной части мульды отмечается пологое поперечное поднятие угленосной толщи, которое к северу от длинной оси структуры затухает. Оно разделяет мульду на западную и восточную части. В первой, кровля Верхнего угольного горизонта имеет максимальное погружение от дневной поверхности 127 м, а в восточной - 90 м.

К нижней половине угленосной толщи приурочены два угольных горизонта (Нижний и Средний) очень сложного и изменчивого строения, к средней - третий (Верхний) основной угольный горизонт, мощностью до 32 м и сравнительно простого строения, особенно на северо-западе мульды.

Нижний угольный горизонт общей мощностью до 51 м, представлен шестью-семью преимущественно тонкими (0,2-1,5 м), очень изменчивыми по мощности и строению пластами углей. Средний горизонт наименее мощный на месторождении (не более 2,8 м). По существу представлен одним пластом, мощностью от 2-4,5 до 7,0 м. Отмечающиеся в почве пачки крайне невыдержанные и не сопоставляются по площади.

Верхний угольный горизонт компактный и простого строения на северо-западе в юго-восточном и южном направлениях расщепляется на 5-8 пачек, мощностью от 1-2 до 10 метров.

Угли гумусовые, с редкой примесью сапропелевого материала, однако, в виде тонких прослоев в углях Верхнего и Среднего горизонтов отмечаются сапропелево-гумусовые (касьянит) и гумусово-сапропелевые (черемхит) разности, с высоким содержанием компонентов группы витринита, по отражательной способности которого угли месторождения относятся к каменным, марки Д (длиннопламенные).

Угли малозольные (в среднем 11%), малосернисные (0,4%) с незначительным содержанием фосфора, легко и среднеобогатимые (за исключением углей Нижнего горизонта, относящихся к труднообогатимым). Теплота сгорания около 7,4 тыс.ккал/кг, зола тугоплавкая с содержанием: SiO2 - 56-66 %, AI1O3 - 22-28 %, Fe2O3- 7-10 %, СаО -2-3 %, MgO - 1-2 %, ТіО2-1,1-1,24%, S03 - 1.35-3,43 %, Р205 - 0,13-0,46 %, К20 - 1,28-1,55 %, Na20-0,65-1,8%.

По содержанию воднорастворимого натрия угли "несоленые", склонны к самовозгоранию. При полукоксовании получено до 9-12 % смолы со значительным количеством ароматических углеводородов (бензола, толуола, нафталина и др.). Опыты по гидрогенизации показали, что все угли месторождения являются уникальным сырьем для производства синтетического топлива.

Запасы углей составляют 2,3 млрд.т, из них по Верхнему угольному горизонту более 1,8 млрд.т, большая часть которых пригодна для открытой разработки. Месторождение разрабатывается открытым способом при коэффициенте вскрыши 3,0 м3/т.

Из попутных полезных ископаемых следует отметить горючие сланцы, залегающие в пачке пород, мощностью 1,1-7,7 м над Верхним угольным горизонтом. Зольность их колеблется в пределах 46-83 %, органической массы 36 %, выход смол - 5,6 %, содержание серы 0,93 %, водорода около 7 % и углерода 66 %. Теплота сгорания 4,8-6,7 тыс.ккал/кг. Запасы горючих сланцев составляют 403 млн.т. Из-за низкого качества разработка их в настоящее время считается нецелесообразной.

Представляют интерес глины коры выветривания как сырье для получения керамического кирпича марок 200-250 при температуре обжига 900-950иС, однако, имеются трудности селективной выемки этих глин. Из элементов-примесей можно отметить повышенные количества иттрия (104, 95, и 66 г/т в золе углей соответственно Верхнего, Среднего и Нижнего горизонтов), скандия (64, 61 и 36 г/т) и некоторых других. Особенно высокие содержания редкоземельных элементов наблюдаются в зоне выветривания углей, при этом максимальные концентрации (иттрий - 254 г/т, скандий - 96, диспрозий - до 384, гадолиний - до 335, самарий - до 211, лантан - 46, церий - 89 и неодим - до 806 г/т угля) пространственно приурочены к зонам аномального накопления урана. Несмотря на мелкие, линзовидные формы этих зон, указанное явление аномального обогащения редкими землями представляется заслуживающим внимания в свете все возрастающих цен.

Рис. 1. Месторождение Шубарколь. 1-Неоген-черчитное отложение, 2- Верхняя угленосная толща, 3- Нижняя угленосная толща, 4- Доюрские образования, 5- Уголь, 6- Горючий сланец, 7- Тектонические нарушение, 8- Граница угленосных толщ, 9- Разведочные скважины

1.2 Петрофизические свойства углей и вмещающих пород

Уголь ископаемый -горючая осадочная порода органического (растительного) происхождения, состоящая из углерода, водорода, кислорода, азота и других второстепенных компонентов. Цвет варьирует от светло-коричневого до черного, блеск - от матового до яркого блестящего. Обычно четко выражена слоистость, или полосчатость, которая обусловливает его раскалывание на блоки или таблитчатые массы. Плотность угля от менее 1 до ~1,7 г/см3 в зависимости от степени изменения и уплотнения, которое он претерпел в процессе углеобразования, а также от содержания минеральных составляющих.

Углеобразование

Начиная с девонского периода в древних торфяных болотах в анаэробных условиях (в восстановительной среде без доступа кислорода) накапливалось и консервировалось органическое вещество (торф), из которого формировались ископаемые угли. Первичная торфяная залежь состояла из массы тканей растений от полностью разложившихся (гелефицированных) до хорошо сохранивших свое клеточное строение. В аэробных условиях при воздействии на остатки растений обогащенных кислородом вод или на контакте с атмосферой происходило полное окисление (разложение) органического вещества с выделением диоксида углерода и легких углеводородов (метана, этана и др.), не сопровождавшееся торфообразованием.

Превращение торфа в ископаемый уголь, называемое углефикацией, происходило в течение многих миллионов лет и сопровождалось концентрацией углерода и уменьшением содержания трех основных углеобразующих элементов - кислорода, азота и водорода. Главными факторами углефикации являются температура, давление и время. В России принято выделять следующие стадии углефикации: буроугольную (с ранней подстадией - лигнитовой), каменноугольную, антрацитовую и графитовую. При этом шло последовательное образование бурых углей, каменных углей, антрацита и графита. В США, Канаде, Германии, Великобритании и многих других странах принято считать, что в процессе углефикации из торфа образуются лигниты, суббитуминозные угли, битуминозные угли, антрацит и графит (что не противоречит российской классификации).

Современное торфообразование происходит в разных масштабах в пределах всех материков, кроме Антарктиды. Крупные торфяники известны на территории Канады, России, Ирландии, Шотландии и других стран.

Углеобразование, имевшее место в прошлые эпохи, различалось по интенсивности, а также условиям формирования первичных торфяников. Как и ныне, в древности торф накапливался и во внутренних частях континентов, и на их окраинах. Большую роль при этом играли климатический и тектонический факторы. Интенсивное углеобразование происходило в эпохи с теплым и влажным климатом, каменноугольную, пермскую, юрскую, палеогеновую и неогеновую, а слабое - в девонскую и триасовую. Тектонические пульсационные колебания окраин материков сопровождались накоплением угленосных толщ мощностью в несколько километров, включающих до 200-300 угольных пластов и пропластков. Во время морских трансгрессий торфяные болота затапливались, и поверх торфа отлагались смываемые с прилегающих более высоких участков суши осадки разного механического состава. Затем во время морской регрессии в условиях погружения суши болотообразование возобновлялось и накапливался торф. В результате многократного повторения этих процессов сформировались слоистые осадочные толщи. Мощность таких угленосных толщ колеблется от нескольких десятков метров до 3000 м и более (например, в Аппалачском бассейне свыше 2000 м, Рурском - 2500-3000 м, Верхнесилезском - 2500-6000 м, Донецком - до 18 000 м).

Возраст угля

Изучение сохранившихся в углях остатков растений позволило проследить эволюцию углеобразования - от более древних угольных пластов, образованных низшими растениями, до молодых углей и современных торфяных залежей, характеризующихся большим разнообразием высших растений-торфообразователей. Возраст угольного пласта и связанных с ним пород определяют путем определения видового состава остатков содержащихся в угле растений.

Самые древние угольные залежи образовались в девонский период, примерно 350 млн. лет назад. Наиболее интенсивное углеобразование происходило в интервале от 345 до 280 млн. лет назад, и поэтому этот период был назван каменноугольным. К нему относится бульшая часть угленосных бассейнов на востоке и в центральных районах США, в Западной и Восточной Европе, Китае, Индии и Южной Африке. В пермский период (280-235 млн. лет) интенсивное углеобразование происходило в Евразии (угольные бассейны Южного Китая, Кузнецкий и Печорский - в России). Мелкие месторождения угля в Европе сформировались в триасовый период. Новый всплеск интенсивности углеобразования пришелся на начало юрского периода (185-132 млн. лет). Примерно 100-65 млн. лет назад, в меловой период, сформировались угольные месторождения Скалистых гор США, Восточной Европы, Центральной Азии и Индокитая. В третичный период, примерно 50 млн. лет назад и позднее, возникли месторождения в основном бурых углей в различных районах США (на севере Великих равнин, севере Тихоокеанского побережья и в прибрежных районах Мексиканского залива), в Японии, Новой Зеландии и Южной Америке, а также в Западной Европе. В Европе и Северной Америке образование торфа происходило в теплые межледниковые периоды и в послеледниковье.

уголь скважина кавернометрия

Таблица 1 Петрофизические свойства углей и вмещающих пород

Порода	Общая пористость, kП, %	Объемная плотность, Н, г/см3	Удельное электрическое сопротивление, П, Омм	Скорость распространения упругих продольных волн, v, км/с	Радиоактивность, J, мкР/ч
Аргиллит	3,0-25,0	2,4-2,80	10-400	1-5	12-30
Алевролит	3,0-20,0	2,4-2,75	15-600	1-5	8-18
Глина и глинистый сланец	5,0-25,0	1,9-2,40	0,8-20	0,800-2	12-30
Известняк	2,0-2,5	2,3-2,90	10-5103	2-6	0,5-12
Изверженная порода	1,0-3,0	2,5-3,70	5102-105	5-7	1-25
Песчаник	3,0-15,0	2,4-2,75	2-3103	1,5-5,5	5-12
Уголь бурый	12,0-25,0	1,2-1,30	10-200	2,6-2,7	3
Уголь каменный	2,0-12,0	1,2-1,35	102-106	1,7-2,6	3
Антрацит	1,0-2,0	1,4-1,80	10-3-10,0	2,5-3,5	3

Пористость угленосных пород и способы ее определения. Совокупность пустот в минеральном скелете пород называется пористостью. Численное значение пористости выражается отношением объемов пор и породы. Различают следующие виды пористости:

а) общая пористость - это отношение всех пор к объему образца;

б) открытая пористость, или пористость насыщения, обусловливаемая сообщающимися между собой порами, в которые могут проникнуть жидкость или газ при известном давлении;

в) эффективная, или динамическая пористость, определяемая только той частью поровых каналов, которая занята подвижной жидкостью в процессе фильтрации.

Плотность угленосных пород. Плотностью () горных пород называется отношение ее массы (твердой, жидкой и газообразной) к объему, занимаемому породой. В международной системе СИ она измеряется в килограммах на кубический метр (кг/м3) или в системе СГС в граммах на кубический сантиметр (г/см3). Горные породы и особенно каменные угли различаются между собой по плотности (таблица 1.1).

Плотность горных пород изменяется при заполнении пор жидкостью и газом. В связи с этим различают следующие виды плотности /1/:

а) абсолютно сухой породы c при искусственном удалении влаги путем высушивания образца породы до постоянной массы;

б) воздушно-сухой породы вс при естественном испарении влаги;

в) породы с естественной влажностью е;

г) породы при максимальном влагонасыщении в предположении заполнения всех пор жидкостью н.

Для интерпретации геофизических материалов необходимо знать плотность горных пород в естественном залегании с соответствующими влажностью, температурой и давлением. Плотность угленосных пород, определяемых геофизическими методами в скважинах, обычно соответствует плотности насыщенных водой пород н.

Минералогическая плотность м (или плотность твердой фазы, или плотность скелета) каждого литотипа определенного вещественного состава является постоянной для данного угольного месторождения.

Так как объемную плотность насыщенных водой пород и их пористость определяют геофизическими методами, то, следовательно, можно рассчитать по формуле и объемную плотность абсолютно сухих пород. Для определения плотности абсолютно сухих аргиллитов, алевролитов и мелкозернистых песчаников используют также палетки корреляционных связей этого параметра с другими параметрами пород.

При определении плотности пород целесообразно представить эталонировочный график в относительных единицах



и пользоваться им как палеткой (рисунок 1.2). За относительную единицу берется значение J в эталонном устройстве с условной плотностью в пределах 1,1--1,5 г/см3 (близкой к плотности малозольного угля).

Скорость распространения упругих волн. Горные породы различаются между собой по скорости распространения упругих волн (таблица 1.1). Это свойство горных пород используется в сейсморазведке и в ультразвуковом или акустическом методе исследования скважин.

По скорости распространения продольных упругих волн в породах из разрезов угленосных месторождений резко выделяются изверженные породы и известняки, обладающие максимальными скоростями, а также пески, имеющие минимальные скорости (таблица 1.1). Скорость распространения упругих волн в угленосных породах зависит от их пористости, слоистости, трещиноватости, состава и типа цемента, насыщающих вод и других причин.

С увеличением пористости пород уменьшается скорость распространения в них упругих волн. Следовательно, изменение упругих свойств пород может служить показателем степени их диагенеза и эпигенеза. Минералогический состав пород оказывает влияние на изменение их упругих свойств. Так, скорость распространения упругих волн в породах возрастает при увеличении содержания в них карбонатного цемента, уменьшении глинистого цемента, увеличении размера зерен.

Акустические свойства пород изменяются в зависимости от характера заполнителя их пор. Скорость звука в воде больше, чем в нефти. Поэтому скорость распространения звука в песке, насыщенном водой, на 15--20% больше скорости звука в песке, насыщенном нефтью /3/.

Скорость распространения упругих продольных волн vp в пластах пород определяют по диаграммам интервального времени T. Предварительно находят видимую мощность изучаемого пласта, для чего используют диаграмму тока метода фокусированных зондов. Затем, если мощность пласта больше размера базы акустического зонда -- расстояния между двумя излучателями (h>L), значение vp определяют в следующей последовательности /1/:

а) Определяют границы пласта (кровли Нк и подошвы Нп) на диаграмме Т.

б) На диаграмме Т находят участок кривой в пределах глубины Нп-L/2 и Нк+L/2.

в) Определяют по диаграмме T среднее значение времени распространения упругой волны в пласте (Тср) в интервале Нп-L/2 и Нк+L/2.

г) Скорость распространения продольных волн vр в пласте определяют по формуле

. (1.5)

Для определения скорости распространения упругих продольных волн можно использовать корреляционные связи этого параметра с физическими свойствами различных литотипов.

Радиоактивность угленосных пород. Радиоактивные элементы (естественные и искусственные) отличаются различной средней скоростью распада, постоянной для каждого из них. Обычно скорости радиоактивного распада характеризуются обратной величиной - периодом полураспада Т1/2 - временем, в течение которого распадается половина радиоактивных ядер. Для различных радиоактивных элементов период полураспада изменяется от долей секунды до миллиардов лет /4 - 10/.

Для измерения радиоактивности горных пород приняты следующие единицы: кюри (Ки) и гэкв Ra/г.

Для оценки интенсивности гамма-излучения, возникающего при радиоактивном распаде элементов, применяется рентген (Р).

Естественная радиоактивность горных пород обуславливается содержанием в них изотопов урана (235U, 238U), тория (232Th) и продуктов их распада, а также калия (40К) и рубидия (87Rb). Содержание других радиоактивных элементов в горных породах незначительно, и поэтому практически они не оказывают влияния на их радиоактивность. Естественные радиоактивные изотопы излучают гамма-кванты с энергией от 0,5 до 3 МэВ (в среднем 1 МэВ).

Удельное электрическое сопротивление угленосных пород. Одним из основных геофизических методов исследования угольных скважин является метод кажущихся сопротивлений, основанный на большой дифференциации горных пород по их удельному электрическому сопротивлению. Удельное электрическое сопротивление измеряется в ом-метрах (Омм). Удельное электрическое сопротивление горных пород изменяется от тысячных долей до нескольких миллионов ом-метров по замерам на образцах пород.

Пределы изменения удельного электрического сопротивления различных горных пород определяются минеральным составом и литологией пород, их пористостью, минерализацией насыщающих вод и степенью отсортированности зерен породы. Большинство горных пород, за исключением сульфидов, окислов, графита и высококарбонизированных ископаемых углей, обладает в основном электролитической проводимостью, обусловленной ионной проводимостью растворов, заполняющих поровое пространство породы. Поэтому удельное электрическое сопротивление пород уменьшается с увеличением содержания воды (влажности) в породе и ее минерализации.

При одной и той же влажности породы удельное сопротивление различно в зависимости от размеров зерен. Наименьшее сопротивление имеют пелитовые породы (глины, аргиллиты) с размером зерен менее 0,005--0,01 мм. С увеличением размера зерен при переходе от аргиллитов к алевролитам (размер зерен 0,01--0,10 мм) и далее в песчаники (размер зерен >0,10 мм) удельное сопротивление повышается. Влияние размера зерен на удельное сопротивление тем резче, чем меньше пористость и влажность породы и меньше минерализация насыщения вод.

Понижение удельного сопротивления тонкодисперсных пород объясняется гидролизом глинистых минералов, входящих в состав породы. Ионы, образующиеся при последующей диссоциации, сообщают породе дополнительную поверхностную электропроводность. Так как растворимость большинства минералов в воде очень мала, поверхностная электропроводность наиболее заметна в тонкозернистых породах при условии насыщения их пресными водами, какими и являются пластовые воды угольных месторождений многих бассейнов.

Удельные сопротивления каменных углей и наиболее крупнозернистых пород близки. Это, вероятно, объясняется характером поровых каналов, по которым затруднено движение ионов. Поры часто разорваны и заполнены метаном. Так как в естественных условиях влажность пород возрастает с увеличением пористости, то удельное электрическое сопротивление уменьшается с увеличением пористости пород. Удельное электрическое сопротивление зависит также от структуры порового пространства, оно возрастает с уменьшением сечения и увеличением извилистости поровых каналов. Удельное электрическое сопротивление пород увеличивается с уменьшением концентрации солей, растворенных в поровых водах, незначительно зависит от состава солей, растворенных в воде, насыщающей породу. Оно понижается с увеличением температуры. Последнее объясняется увеличением подвижности ионов в растворах, насыщающих поры породы, в связи с уменьшением вязкости растворов при повышении температуры.

2. Анализ применяемых комплексов геофизических исследований скважин месторождения

2.1 Применяемый комплекс ГИС

На месторождений исследования были проведены в 2 этапа, первый этап исследования разреза был в поисковом масштабе 1:200,второй этап был в детализационном масштабе 1:50.Сведения приведены в таблице 2.

Таблица 2

Масштаб глубин, интервал исследования	КС	КС	Масштаб записи	ГГК-С	ДС Кавернометрия	ГК
1:200	A1.2M0.1N Vдо1080м/ч	А0.3М0.03N Vдо1080м/ч		РУР-2 L=0.075м Am241-6.54*10-11A/к NaY(Tl) 10*10 I=0.75c Vдо300 м/ч	Vдо 1200 м/ч	РУР-2 NaY(Tl)30*70 L=1.5c Vдо300 м/ч

Таблица 2

Масштаб глубин, интервал исследования	КС	БТК	ГГК-С	ГК	ДС
1:50	П=25 Ом?м/см		П=1000имп/мин/см	П=2 мкР/ч/см	П=30мм/см

2.1.1 Метод кажущихся сопротивлений

Физические основы метода

Метод кажущихся сопротивлений аналогичен электропрофилированию в полевой электроразведке. В скважине производят измерения с четырехэлектродной установкой AMNB, один из электродов которой (В или N) заземляют на поверхности у устья скважины и его действием пренебрегают. Оставшиеся 3 электрода перемещают по скважине с сохранением неизменного расстояния между ними и называют зондовой установкой или просто зондом КС. Электрод, заземленный на поверхности, на профессиональном жаргоне каротажников называется "рыбой". Допустим, что у нас на поверхности заземлен электрод В. Токовый электрод А в первом приближении можно принять за точечный источник, расположенный в однородной среде. Токовые линии расходятся от него радиально, а эквипотенциальные поверхности имеют сферическую форму.

Как известно из курса физики, потенциал поля точечного источника тока / на расстоянии г от него в однородной и изотропной среде с сопротивлением р равен:

Соответственно:

Отсюда следует, что, измерив силу тока , стекающего с электрода А, и разность потенциалов между измерительными электродами М и N,можно вычислить сопротивление среды:



Нетрудно видеть, что множитель, стоящий перед отношением ,есть величина постоянная для данной зондовой установки, называемая коэффициентом зонда КС:

Для случая, когда на поверхности заземлен электрод N, а не электрод В, можно получить значение

Нетрудно видеть, что при неизменном расстоянии между электродами и при изменении только их назначения, численная величина коэффициента К не изменяется. Это означает, что к измерениям сопротивления в скважинах применим принцип взаимности (принцип суперпозиции), который гласит, что результат измерения сопротивления среды не изменяется при смене назначения приемных и питающих электродов зонда. В том случае, если измерения производятся в неоднородной среде, сопротивление, вычисленное по формуле (2.6), имеет смысл кажущегося сопротивления. Оно равно сопротивлению такой фиктивной однородной среды, в которой при заданных размерах зонда и силе питающего тока в измерительной цепи создается такая же разность потенциалов, как и в данной неоднородной среде. Т.е. окончательно формула (2.6) приобретает вид:



Кажущееся сопротивление КС измеряется в Омм. По физическому смыслу Ом-м представляет собой сопротивление 1 м3 горной породы, измеренное в направлении, параллельном граням.

2.2.2 Боковой Токовый Каротаж

Специально для углеразведочных скважин разработан другой вариант ТК, называемый боковым токовым каротажем (БТК). Зонд БТК (рис.2.2.2) состоит из центрального электрода Ао длиной 2 см и 2 экранных электродов А э1 и Аэ2 по 75 см каждый, соединенных друг с другом накоротко.Электроды разделены изоляционными промежутками шириной 1-2 см. Электрод Ао соединен с одним из экранных электродов через резистор Ro = 1 Ом. К этому резистору и подключается регистрирующий прибор. Разность потенциалов, снимаемая с этого резистора,пропорциональна силе тока, стекающего с центрального электрода.

Т.к. все электроды соединены практически накоротко, то потенциал их одинаков, и ток с электрода Ао направляется перпендикулярно стенкам скважины. Тем самым уменьшается влияние диаметра скважины, промывочной жидкости и вмещающих пород. Диаграммы БТК четко расчленяют разрез углеразведочных скважин и позволяют выделять в них угольные прослои мощностью 3-5 см.



Рис 2.2.2 Зонд бокового токового каротажа

2.2.3 Гамма-каротаж

Физические основы метода

Гамма-каротаж (ГК) заключается в измерении г-излучения естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ), содержащихся в горных породах, пересеченных скважиной. Интенсивность и энергетический спектр регистрируемого излучения зависит от состава, концентрации и пространственного распределения ЕРЭ, а также от плотности и эффективного атомного номера горных пород. Наиболее распространенными ЕРЭ являются: U (и образующийся из него Ra\ Th и К. Каждая из разновидностей горных пород характеризуется своим диапазоном изменения содержаний ЕРЭ и, соответственно, своим диапазоном естественной радиоактивности. У магматических пород максимальной активностью отличаются кислые породы (в основном, из-за повышенного содержания калия, в котором содержится около 0,7% радиоактивного изотопа К40), минимальной - ультраосновные породы. Среди осадочных пород наиболее активны глины, обладающие высокой адсорбционной способностью, менее активны песчаники и, наконец, наименьшей активностью обладают известняки и доломиты, а также гидрохимические осадки (гипс, ангидрит, каменная соль). Исключение представляют только калийные соли, отличающиеся повышенной активностью, благодаря содержащемуся в них AT.

Аппаратура и методика каротажа

Аппаратура ПС имеет, в принципе, такое же устройство, как и полевые радиометры. Отличия заключаются в том, что, во-первых, в каротажных радиометрах детектор г-квантов с источником его питания и блоками первичной обработки сигнала подсоединяется к измерительному пульту через каротажный кабель, имеющий длину до нескольких 109 километров и, во-вторых, в том, что в измерительном пульте предусмотрен вывод сигнала на регистратор для непрерывной записи его в функции глубины скважины. Запись показаний производится в единицах мощности экспозиционной дозы излучения (МЭД), выраженных в А/кг (единица СИ) или в мкР/час (внесистемная единица); 1 пА/кг~ 13 мкР/час.

В качестве детекторов г-квантов используются, главным образом, сцинтилляционные счетчики, причем для повышения их термостойкости кристалл-сцинтиллятор вместе с фотоэлектронным умножителем (ФЭУ) помещают в сосуд Дьюара (пример тому - двухканальный радиометр сцинтилляционный термостойкий ДРСТ-2). Как правило, каротажные радиометры являются двухканальными и, кроме канала ГК, содержат еще один канал, предназначенный для одновременной записи еще одной диаграммы - НТК, ГГК или ГНК.

Современные каротажные радиометры обеспечивают возможность не только определения интегральной интенсивности /у, но и возможность спектрометрии, т.е. определения энергии поступающих на детектор г-квантов, что позволяет определить, с каким ЕРЭ связана радиоактивность горной породы. Для этого один канал радиометра настраивают на энергию основной линии у-излучения Ra226 - 1,76 МэВ, другой - на основную линию ТИ2П - 2,6 МэВ и третий - на энергию у- излучения ЛГ40 - 1,46 МэВ.

При выполнении ГК важным моментом является соблюдение оптимальной скорости движения скважинного снаряда. Поскольку все радиометры обладают определенной постоянной времени интегрирующейся ячейки, то скорость каротажа должна быть такой, чтобы при движении детектора против пласта минимальной интересующей исследователя мощности h показания радиометра успели достичь максимальных значений 1™. Оптимальную скорость каротажа вычисляют, исходя из мощности пластов h в метрах и постоянной времени тя в секундах по формуле

В общем случае скорость ГК не должна превышать 360-400 м/час.

2.2.4 Селективный гамма-гамма-каротаж

Селективный гамма-гамма-каротаж (ГГК-С, он же Z-ГГК) основан на

изучении фотопоглощения г-квантов в горных породах. Поскольку этот эффект превалирует при низкой энергии г-квантов, в ГГК-С используют источники с энергией Ег < 0,5 МэВ. Такими источниками являются искусственные радионуклиды: Sn119 (Eг =0,39 МэВ), Se15(Eг =0,27 МэВ), Hg202 (Eг=0,28 МэВ). Длина зонда 10-20 см.

Область применения. ГГК-С применяется, главным образом, на угольных и рудных месторождениях. На угольных месторождениях ГГК-С используют для определения зольности углей. Чистый уголь имеет поскольку состоит из углерода. Негорючий остаток углей (зола) состоит, в основном, из кремнезема и глинозема с примесью окислов железа, zэф золы составляет 12-13 единиц. Между зольностью углей Ас и. их гэф существует функциональная зависимость, представленная на рис. 2.2.3. Поскольку метод ГГК-С чувствителен к малейшим изменениям гЭ(р среды, то по его результатам легко оценить зольность ископаемых углей. Этот метод был разработан проф. Уткиным В.И. Им же предложена удобная палетка для оценки Ас непосредственно по диаграмме ГГК. Общий вид палетки представлен на рис.2.2.3.

Рис 2.2.3 Зависимость эффективного атомного номера от зольности для углей различных бассейнов (по В.И. Уткину)

2.2.4 Палетка В.И. Уткина для определения зольности ископаемых углей по диаграммам ГГК-С

На рудных месторождениях метод ГГК-С применяют для выделения рудных интервалов в разрезах скважин. При измерении спектра рассеянного г-излучения можно определить, каким элементом вызвано поглощение, т.е. возможно изучение вещественного состава руд.

На нефтяных и газовых месторождениях метод ГГК-С находит применение пока только при дефектометрии обсадных колонн. Между тем, автором совместно с доц. Бредневым И.И. и к. г.-м. н. Коргулем Г.Г. предложен способ выделения пластов-коллекторов в разрезах и определения их пористости, основанный на применении селективного ГГК. Согласно этому способу, ГГК-С выполняют в скважине дважды: до заполнения скважины жидкостью с повышенным и после. В качестве такой жидкости используют, например, водный раствор ацетата свинца.

При 30% концентрации его Zэф=45,6. У минерального скелета песчаников Zэф=12,4, у известняков-15,0.

Жидкость с высоким атомным номером, проникая в поры пласта, повышает Zэф коллектора в целом, причем тем сильнее, чем выше пористость, как это показано на рис.2.2.5, а. Этот эффект отчетливо фиксируется по разности показаний каротажа ГГК-С, проведенного до и после заполнения скважины раствором с аномально высоким Zэф (рис.2.2.5, б). Расчеты показывают, что этот метод обладает очень высокой чувствительностью и позволяет определять пористость пород, начиная с Кn=2%.

Рис 2.2.5 Выделение коллекторов в карбонатном разрезе по результатам ГГК-С после заполнения скважины раствором с повышенным эффективным атомным номером (пат. РФ № 1702793):

 а - зависимость эффективного атомного номера песчаного A) и карбонатного B) коллектора при заполнении его пор 30% раствором ацетата свинца от пористости; б - комплекс каротажных диаграмм: 1 - контрольная диаграмма ГГК-С, 2 - то же после заполнения скважины 30% раствором ацетата свинца

2.2.5 Кавернометрия

Кавернометрия (КМ) заключается в измерении среднего диаметра буровой скважины. Дело в том, что фактический диаметр скважины не всегда определяется диаметром бурового наконечника (долота). Так, на хрупких породах (ископаемых углях, например), в зонах дробления диаметр скважин увеличивается по сравнению с номинальным dH\ из-за выкрашивания и вывалов пород в скважине образуются каверны. Каверны образуются и в глинистых пластах из-за размывания глин в процессе бурения. Уменьшение диаметра по сравнению с номинальным наблюдается обычно против пластов-коллекторов. Благодаря хорошей проницаемости в них задавливается буровой раствор. Из-за малого диаметра пор в пласт проникает только фильтрат (жидкая основа) бурового раствора, а глина оседает на стенках скважины, образуя глинистую корку, которая уменьшает диаметр скважины.

Знание диаметра скважины необходимо для решения как технических, так и геологических задач. Так, например, знать диаметр скважины нужно для того, чтобы правильно установить обсадную трубу в скважине (см. рис. 2.2.5), рассчитать объем цемента, необходимого для закрепления обсадных колонн, правильно выбрать скважинные приборы для каротажа.



Рис 2.2.5 Пример правильной (а) и неправильной (б) установки обсадной трубы в скважине

Знание диаметра скважины необходимо при количественной интерпретации результатов таких методов, как КС, БКЗ, БК, ИК, ГК, НГК и др., а также для литологического расчленения разреза (рис.2.2.6). Приборы для измерения диаметра скважины называются каверномерами. Они бывают различными по конструкции: рычажными, фонарными, управляемыми и неуправляемыми. В любом случае в них имеется какой-то следящий механизм, скользящий по стенке скважины, и преобразователь положения этого механизма в электрический сигнал, чаще всего, посредством изменения активного сопротивления электрической цепи. На рис. 2.2.7 показана нижняя часть рычажного каверномера.



Рис 2.2.6 Зависимость среднего Рис 2.2.7 Устройство каверномера диаметра скважины от литологии рычажного типа разреза

К корпусу этого скважинного прибора крепятся на шарнирах 3 подпружиненных рычага, образующих следящий механизм. Нижние концы рычагов скользят по стенке скважин. Один из рычагов управляет ползунком переменного сопротивления Rd два других служат для центрирования каверномера по оси скважины (поэтому измеряемый параметр и характеризует средний диаметр скважины). Перед спуском такого каверномера в скважину его рычаги прижимаются к корпусу и удерживаются в этом состоянии с помощью специального чашеобразного замка, который по достижении снарядом забоя раскрывают с помощью специального электромагнита, на который подают питание с поверхности.

Каверномер фонарного типа (рис.2.2.8) не нуждается в замковом устройстве, конструкция его рычагов, на виде сбоку напоминающих китайский фонарик, обеспечивает ему хорошее прохождение как вверх, так и вниз по скважине. На этом же рисунке изображена электрическая схема измерений с каверномером.



Рис 2.2.8 Схема измерении со скважинным каверномером и пример записи результатов градуировки каверномера

Перед спуском прибора в скважину выполняют градуировку прибора.

Для этого на концы рычагов одевают кольца известного диаметра, и соответствующие им показания регистрирующего прибора записывают на диаграммной ленте в виде своеобразных ступенек. Масштаб записи регулируют посредством изменения питающего тока. Современные каверномеры имеют абсолютную погрешность порядка ±0,5 см, микрокаверномеры-до ±0,1 см.

3. Комплексная интерпретация диаграмм ГИС

3.1 Изучение разрезов скважин проводят по диаграммам поискового масштаба

3.1.1 Литологическое расчленение разрезов скважин по диаграммам масштаба 1:200

Таблица 3 Литологическое расчленение разреза скважин

Название породы	Интервал залегания пласта от до, м	h, м	dc мм.	ск гз, Ом·м	ГК, мкр/ч
Аргиллит	11.60-16.2 23.8-28.4 28.4-31.4 31.4-47.4 50-66.40 66.40-73	4.6 4.6 3 16 16.4 6.6
Алевролит	16.2-19.2 73-76	3 3
Песчаник	20.4-23.8 47.4-50 115.95-122.30	3.4 2.6 6.35

Таблица 3.1 Литологическое расчленение разреза скважин

Название породы	Интервал залегания пласта от до, м	h, м	ск гз, Ом·м	ГК, мкр/ч	ГГК-С, имп/мин	ДС, мм
уголь	80.05-99.60 101.05-112.25	19.55 11.2

Для детального расчленения разреза в пределах каждой литолого -геофизической ступени принимается следующий критерий: выделяются по комплексу геофизических диаграмм все пласты и прослои мощностью от 0,05 м и выше, различающиеся между собой хотя бы по одному

Таблица 2 Применяемый комплекс ГИС по скв.74 поискового масштаба

Геофизические параметры	КС, Ом·м	ГК, мкр/ч	ГГК-С, имп/мин	ДС, мм
	А1,2 M0,1N	А0,3M0,03N
Глубина иссл., м	125	125	145	145	145
Масштаб записи	1:15	1:2,5	1:2	1:1900	1:60
V, м/ч	до 1080	до 1080	до 240	до 240	до 120
ф, с	-	-	15	0,075	-
L, м	1,25	0,315	-	0,075	-
Аппаратура	-	-	Рур-2	Рур-2	Км-2

Таблица 2.1 Применяемый комплекс ГИС по скв. 74 детализационного масштаба

	КС, Ом·м	ГК, мкр/ч	ГГК-С, имп/мин	ДС, мм	БТК, i/i0
От -до	35 Ом м/см	2мкр/ч/см	1000 имп/мин/см	30 мм/см	-

Размещено на Allbest.ru

...