Каротаж на основе полей естественной и наведенной (искусственной) радиоактивностей

Размещено на http://www.allbest.ru/

Каротаж на основе полей естественной и наведенной (искусственной) радиоактивностей



Радиоактивный каротаж (РК) - совокупность методов, основанных на изучении распространения естественного или наведенного (искусственного) радиоактивного поля в разрезах скважин и околоскважинном пространстве.

На основе поля естественной радиоактивности создан метод гамма-каротажа (ГК), а на основе наведенной радиоактивности методы гамма-гамма-каротажа (ГГК) и методы нейтронного каротажа (НК).

Краткая характеристика естественной и наведенной радиоактивности

Естественная радиоактивность Iг - самопроизвольный распад неустойчивых ядер атомов, подчиненный определенному статистическому закону. При естественной радиоактивности:

Изменяются характерные признаки:

а) строение, состав, энергия ядер;

б) происходит испускание - и - частиц или захват электрона K- или L- оболочки коротковолновым излучением электромагнитной природы ( - излучение)

Происходит выделение радиогенного тепла, ионизация газов жидкостей и твердых тел.

Отмечается спонтанное деление тяжелых ядер (урана, тория) на осколки и изомерные тренды.

Академик В.И.Вернадский отмечал: «Открытие явления радиоактивности не только открытие физическое, но и открытие геологическое …»

Основные ядерно-физические свойства элементов, используемые при геологических, геохимических и геофизических исследованиях приведены в таблице 4.



Таблица 1 - Основные ядерно-физические свойства элементов

Закон радиоактивного распада и радиоактивное равновесие

При радиоактивном распаде, связанном с перестройкой ядер элементов, происходит излучение - и - частиц и - лучей.

- частица имеет положительный заряд и представляет собой ядро гелия, состоит из двух протонов и двух нейтронов; при - распаде элемента его атомный номер уменьшается на 2, атомная масса - на 4 единицы.

- частица - электрон или позитрон.

- излучению приписывают волновые и корпускулярные свойства.

Скорость - квантов равна скорости света и энергия Eг определяется формулой:

E·г =h н,

где h - постоянная Планка, равная 6,6262*10Дж*с, н - частота электромагнитных колебаний.

Закон радиоактивного распада (Э. Резерфорд, Ф. Содди, 1902 год), характеризуется зависимостью:

(*),

где dN - число распадающихся ядер из общего количества N за время dt; л - постоянная, характеризующая скорость распада; - активность (число распадов в единицу времени).

После интегрирования выражения (*) получаем:

=>, , и при t=0:

=>,

, или ,

где No - начальное число атомов.

В ядерной физике для изучения радиоактивного распада вводится единица Т1/2 - период полураспада (абсолютная мера длительности геологических процессов):

В результате б- и в- распада основные радиоактивные элементы образуют радиоактивные ряды, включающие до 15 - 18 изотопов.

Остальные радиоактивные элементы и другие обладают одноактным распадом и рядов не образуют.

При распаде элементов в радиоактивных рядах возникает состояние радиоактивного равновесия:

л1N1= л2N2=…=лnNn

Типы взаимодействия г - квантов с веществом

Поскольку б- и в- частицы в веществе испытывают сильное кулоновское взаимодействие и обладают очень малой проникающей способностью, в радиометрии, в основном, используется г- излучение.

г- излучение ослабляется в породах вследствие процессов, именуемых фотоэффектом, комптоновским эффектом, эффектом образования электрон-позитронных пар, фотоядерными взаимодействиями.

Фотоэффект - процесс, когда г - кванты взаимодействуют с электронной оболочкой атома:

E = hн - E0,

где h = постоянная Планка, н - частота электромагнитных колебаний,

E0 - энергия связи электрона в атоме

Процесс фотоэффекта протекает при Е < 0,5 МэВ; отмечается сильная зависимость от порядкового номера элементов (Z).

Комптоновский эффект - процесс, когда г- кванты взаимодействуют с электронами, передавая им часть энергии, а затем испытывают многократное рассеяние. Процесс идет в основном при 0,2< Е< 3 МэВ, именно в области спектра первичного излучения естественно-радиоактивных элементов.

Процесс образования электронно-позитронных пар - процесс, когда эти пары возникают из фотонов в поле ядер атомов. Процесс идет при Е > 1,02 МэВ.

Таким образом, при различных энергиях г- кванты взаимодействуют преимущественно с различными мишенями: атомами, электронами, атомными ядрами.

Спектр многократно рассеянного г- излучения в породах различного состава можно отобразить графически (рис. 57).

Для моноэлементной среды справедлива зависимость:

,

где ne - число электронов в единице объема; NA - число Авогадро; A - массовое число; Ж - порядковый номер; д - плотность.

Рис. 1. Спектр многократно рассеянного гамма-излучения в породах различного минерального состава



Условие устойчивости атомных ядер требует, чтобы:

А = N + p = N + Ж = 2Ж , где

N и p - число нейтронов и протонов в ядре. Значит:

, и тогда:

Таким образом, при взаимодействии г-квантов с веществом имеет место его жёсткая связь с плотностью.

Энергетический спектр г - излучения

Естественное г-излучение горных пород в основном определяется содержанием в них элементов К, U, Th (рис. 58) при в большинстве случаев их следующем процентном распределении:

К=60%

U=30%

Th=10% .

Массовые содержания K, U, Th можно выделить из суммарно г-излучения, поскольку указанные элементы имеют неодинаковые энергии излучения.

Существуют аппаратурные решения. Способ получил название гамма - спектрометрия, где спектр горных пород выражается нисходящей по энергии кривой с всплесками (аномалиями) против K, U, Th:



Рис. 2 Энергетический спектр гамма-излучения

Калий образуется преимущественно из силикатов магматических пород, полевых шпатов, слюд, которые преобразуются в различные глинистые минералы. Большая часть калия поступает в породы из водных растворов.

Уран, как и калий, образуется из силикатов магматических пород. Отмечается его высокая миграционная способность благодаря образованию хорошо растворимого уран - иона (урания-иона) ИО.

Торий, как и калий и уран - продукт силикатов магматических пород. Соединения Th нерастворимы, при выветривании они концентрируются в бокситах, тяжелых и глинистых минералах.

Единицы измерения радиоактивности

Беккерель 1Бк = 1, 1Бк = 0,27*10Ки (Кюри), где Ки - внесистемная единица, равная 3,7*10, столько же, сколько у 1 г Ra;

2) Удельная массовая активность: ;

3) Удельная объемная активность: ;

Мощность экспозиционной дозы: - системная единица (ампер на килограмм);

- внесистемная единица, соотносимая с мощностью экспозиционной дозы как 1 = 0,0717*10 = 7,2*10 .

Твердая фаза

Породообразующие и акцессорные минералы главных типов магматических, метаморфических и осадочных пород по степени радиоактивности объединяются в 4 группы.

1) Слаборадиоактивные кварц, калиевые полевые (салические минералы) шпаты, плагиоклаз, нефелин

2) Нормальнорадиоактивные биотит, (меланократовые минералы) амфиболы, пироксены

3) Повышеннорадио- апатит, эвдиалит, активные (акцессорные и флюорит, ильменит, рудные минералы) магнетит и др.

4) Высокорадиоактивные сфен, ортит, монацит, (редкие акцессорные циркон, лопарит и др. минералы)

Тенденция изменения естественной радиоактивности (Iг) для основных групп минералов следующая):

Жидкая фаза

Воды поверхностные и подземные, а также нефть в их естественном состоянии характеризуются низкой радиоактивностью. Исключение составляют подземные воды, циркулирующие в зонах урановых месторождений, поскольку урановые соединения, в отличие от ториевых, хорошо растворяются в воде. Для таких вод характерно выделение эманаций радона (Rn), период распада которого T=3,8 дня.

Газовая фаза

Природные газы и воздух, как атмосферный, так и почвенный, не содержат в своем составе радиоактивных элементов. Их естественная радиоактивность может создаваться за счет эманаций радона, образующихся над урановыми месторождениями и от радиоактивных элементов, содержащихся в окружающей среде.

Магматические породы

Радиоактивность этих пород, в основном связана с присутствием акцессорных уран- и торий содержащих минералов.

Содержание U и Th возрастает с повышением кремнекислоты и калия, что приводит к повышению г-активности с ростом К и SiO2.

Радиоактивность интрузивных и эффузивных пород известково-щелочной серии возрастает от ультраосновных пород к основным, средним и далее к кислым пропорционально увеличению содержания в них кремнезема и калия (рис.59).

Рис. 3 Тенденция изменения естественной радиоактивности в щелочноземельном ряду магматических пород

Интрузивные и эффузивные породы с повышенной щелочностью отличаются более значительной радиоактивностью, чем близкие по кислотности породы известково-щелочной серии. Максимальные концентрации радиоактивных элементов приурочиваются к краевым частям крупных интрузивных тел.

Урановый эквивалент eU изменяется от 3 - 9 до 20 - 30%.

Метаморфические породы

Метаморфические породы в среднем имеют радиоактивность близкую к магматическим породам среднего, основного и ультраосновного составов с eU=2 - 10%. В амфиболитовой стадии eU увеличивается до 15 - 16%. То есть чем больше степень метаморфизма массивов, тем меньше средняя концентрация в них урана и тория.

Необходимо выделить породы пневматолитовых и гидротермальных жил. К последним приурочены многие виды и разновидности уран- и торий содержащих минералов.

Влияние метаморфизма на концентрацию урана и тория можно проследить от эпидот - амфиболитовой до гранулитовой стадий. Зависимость показана на рис. 60.

Рис. 4. Процентное соотношение уран-ториевых компонентов в зависимости от стадий метаморфизма пород

Осадочные породы

Радиоактивность осадочных пород связана с наличием в их составе уран- и торий содержащих минералов, а также адсорбированных радиоактивных элементов.

По степени радиоактивности эти породы можно разделить на 3 группы:

Низкая радиоактивность: кварцевые пески, известняки,

доломиты, каменная соль

ангидриты, гипсы, угли,

нефтенасыщенные породы.

Повышенная радиоактивность: глинистые разности, всех терригенных пород.

Высокая радиоактивность: калийные соли, монацитовые и ортитовые пески, глубоководные и красные глины.

Содержание U, Th, К в осадочных породах зависит от условий их образования. Для песчано-глинистых пород наблюдается зависимость г-активности от глинистости (рис. 61).

Рис. 5. График изменения радиоактивности в терригенных породах в зависимости от степени их глинистости

Для одноименных стадий преобразования осадочных пород тенденция изменения естественной радиоактивности следующая:

Процесс окаменения пород влияет на изменение естественной радиоактивности в основном у глинистых разностей, так как песчаные являются низко радиоактивными (рис.63).



Рис. 6. Тенденция изменения гамма-активности глинистых пород (аргиллитов) в зависимости от стадий их преобразования

Средние значения содержания Iг и eU для основных групп пород.

Содержание Iг в отн. Ед (Th/U). Содержание eU*104,%

Магматические породы Iг=4 - 2,5 отн. ед. 0,03 - 4,7

Метаморфические породы Iг=4 - 2,5 отн. ед. 0,6 - 3,0

Осадочные породы Iг=3,5 - 0,5 отн. ед. 1,7 - 5,0

Воды Iг=0 отн. ед. 1*10-3 - 6*10-3

Метод гамма-каротажа (ГК)

При каротаже ГК измеряют естественную радиоактивность (Jг) в скважине с помощью специального скважинного прибора, содержащего электронную схему и индикатор гамма-излучения. В современных комплексных приборах радиоактивного каротажа каналы ГК выполнены отдельными автономными модулями. Кроме того, канал ГК может быть частью любого комплексного прибора ГИС. В качестве индикаторов гамма излучения используется газоразрядные и сцинтилляционные счетчики. В качестве сцинтилляторов применяют монокристаллы йодистого натрия NaJ или йодистого цезия СsJ, активированные для увеличения световыхода таллием Tl. Световая вспышка (сцинтилляция) преобразуется в электрический импульс и усиливается в 105-106 раз с помощью фотоэлектронных умножителей. Последний подключается к электронной схеме. Сигналы со скважинного прибора передаются по кабелю в наземную панель и регистрируется либо в цифровом, либо в аналоговом виде.

ГК является основным методом в стандартном комплексе ГИС и эффективно используется совместно с методами КС и ПС для литологического расчленения разрезов. ГК имеет преимущество перед ПС в случае соленых буровых растворов, а также при равенстве УЭС бурового раствора (сс) и фильтрата глинистого раствора (сф).

Спектрометрическая модификация ГК имеет название спектрометрического гамма-каротажа (СГК). Аппаратура СГК, как правило, имеет четыре канала: три дифференциальные для регистрации раздельного содержания урана, тория и калия и один интегральный для регистрации суммарного излучения Jг (канал ГК). Приборы СГК, как и приборы ГК эталонируют в специальных устройствах, заполненных эталонными средами с известковой концентрацией U, Th, K. По полученным эталонным значениям формируют шкалу записи каротажных диаграмм. То есть при регистрации диаграмм выбирают оптимальный масштаб напряжений. В пластах с пониженной гамма активностью скорость подъема скважинного прибора снижают до 20-50 м/час, а в случаях очень низкой гамма-активности выполняют точечные наблюдения.

Метод гамма-гамма каротажа (ГГК)

ГГК или плотностной гамма-гамма метод (ГГК-П) создан на основе комптон-эффекта. Второй процесс взаимодействия г-квантов с веществом - фотоэффект положен в основу метода гамма-гамма селективного каротажа (ГГК-С).

При ГГК-П используются «жесткие» источники гамма-квантов. Cо60, Cs137, а при ГГК-С мягкие источники гамма-квантов Тm170, Se124. ГГК-П в нефтегазоразведочных скважинах применяют для определения плотности горных пород и оценки качества крепления скважин (гамма-гамма-плотномеры и гамма-гамма цементомеры). Скважинный прибор или модуль ГГК в комплексном приборе включает зонд ГГК-П, состоящий из источника и индикатора гамма-квантов (рис. 64).

Рис. 7. Схема зонда ГГК

Источник помещается в прибор только во время каротажа, а в остальное время перевозится или хранится в специальном контейнере. Для уменьшения влияния скважины прибор снабжается прижимным устройством. Обязателен свинцовый экран, который с одной стороны защищает индикатор от прямого «первичного» гамма-излучения, а с другой снижает действия гамма-излучения промывочной жидкости.

Следует отметить, что имеется аппаратура ГГК в которой на основе источников жесткого гамма-излучения осуществляется разделение гамма квантов низкой и высокой энергий за счет спектрометрии. При этом логарифм отношения скоростей счета мягкой и жесткой компонент однозначно связан с содержанием тяжелых элементов.

Нейтронные методы каротажа (НК)

В число методов входят: 1) нейтронный гамма-каротаж (НГК), 2) нейтрон-нейтроный каротаж по тепловым нейтронам (ННК-Т), 3) нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтроном (ННК-НТ), 4) спектрометрический нейтронный гамма-каротаж (СНГК).

Краткая характеристика нейтронных свойств горных пород

Нейтроны представляют собой электронейтральные частицы. Их свойство - беспрепятственно проникать в ядра веществ. Происходит упругое и неупругое столкновение и захват. Захват приводит к различным ядерным реакциям. Нейтроны рождаются при взаимодействии б- частиц с ядрами легких элементов (бериллием , бором), вызывая реакции типа (б, n), а также при фотоядерных взаимодействиях типа (г, n). В свободном состоянии нейтрон с периодом полураспада T1/2 = 12 мин распадается на протон, электрон, антинейтрино.

По энергетическому принципу нейтроны можно разделить на группы:

1) Быстрые E = 2*107 - 5*105 эВ возникает ядро в нескольких возбужденных состояниях (неупругое рассеяние, захват и упругое соударение)

2) Промежуточные E = 5*105 - 1*103 эВ упругое рассеяние нейтронов

3) Медленные Е = 1*103 - 100 эВ

4) Резонансные Е = 100 - 1 эВ резонансное поглощение

5) Надтепловые Е = 1 - 0,1 эВ нейтронов тяжелыми ядрами

6) Тепловые Е = 0,025 эВ

7) Холодные Е = 0,001 эВ

При взаимодействии нейтронов с природными объектами разделяют два основных процесса: 1) Замедление быстрых нейтронов; 2) Диффузия тепловых нейтронов. Эти процессы разделяются во времени (рис 65).



Рис. 8. Диаграмма временного распределения быстрых и тепловых нейтронов

Из приведенной на рисунке 65 диаграммы следует, что так как процессы замедления быстрых нейтронов и диффузии тепловых нейтронов разграничены во времени, можно раздельно регистрировать гамма - излучение неупругого рассеяния замедляющихся нейтронов, гамма - излучение, возникающее при поглощении тепловых нейтронов и гамма - излучение наведенной радиоактивности.

При взаимодействии нейтронов с горными породами основную роль играют: 1) водород и породообразующие минералы различных классов; 2) содержание химически связанной воды.

Интенсивность замедления быстрых нейтронов наименьшая в карбонатах и наибольшая в галоидах:

Карбонаты сульфаты сульфиды галоиды

Параметры замедления в воде и дегазированной нефти совпадают.

Природные газы, представляющие смесь углеводородов и не углеводородов, при низких давлениях на взаимодействие нейтронов с горными породами не влияют, а при высоких влияют, так как повышается водородосодержание.

Зависимости времени жизни нейтронов (ф) в геологических образованиях от содержания алюмокремниевых компонентов и водорода при различной концентрации хлора, обладающего большим сечением поглощения приведены на риунке 66.

Рис. 9. Зависимости времени жизни нейтронов в геологических образованиях от содержания алюмокремниевых компонентов и водорода при различной концентрации хлора

Количественное содержание водорода в породах влияет на длину замедления а, следовательно, и время жизни нейтронов. Соотношения Ls и ?H отличаются между собой в породах различного вещественно - петрографического состава (рис. 67).

Рис. 10. Влияние водородосодержания на интенсивность замедления нейтронов в горных породах

Приведенные на рисунке 67 графики взаимозависимости длины замедления нейтронов от содержания водорода в породах показывают, что при относительно большой пористости, длины замедления для всех пород примерно одинаковы. С уменьшением водородосодержания на пространственно-временное распределение нейтронов начинает влиять минеральный состав пород: чем меньше кремния, тем сильнее «затухание». Еще одна важная особенность нейтронов заключается в линейной зависимости их времени жизни от энергии: чем больше энергия, тем меньше время замедления нейтронов. Замедление зависит от литологической характеристики, то есть от минерального состава (рис. 68).

Рис. 11 Графики изменения времени жизни нейтронов при различных энергиях у аргиллитов и песчаников

Твердая фаза

Пространственно - энергетическое и временное распределение нейтронов в минералах преимущественно определяется их химическим составом, влияющим на сечение поглощения (захвата). Определенную роль играет содержание водорода, входящего в состав минералов и связанной воды. Тенденция изменения показателей s и Ls имеет вид:

Уменьшение s и Ls

минералы минералы минералы минералы минералы

углистой глинистой карбонатной силикатной рудной

Жидкая фаза

Вода и нефть являются природными объектами, которые содержат много водорода. Следовательно, они являются сильными поглотителями нейтронов. Время жизни и длина замедления больше в нефтеносных пластах по сравнению с водоносными (рис. 69).

Рис. 13. Вариационные кривые времени жизни тепловых нейтронов в водоносных и нефтеносных пластах

Минерализация воды, определяемая содержанием солей, существенно изменяет время жизни нейтронов. Особенно уменьшаются показатели ф и Ls при наличии хлора (Cl), который обладает большим сечением поглощения.

Газовая фаза

Природные газы: метан, пентан, пропан, содержащие водород, характеризуются, по сравнению с воздухом, меньшими значениями времени жизни и длины замедления нейтронов, но большими по отношению к нефти и, тем более, к воде:

Увеличение s и Ls

Вода нефть природные газы воздух

С ростом давления значения коэффициента диффузии D и времени жизни нейтронов ф заметно уменьшаются, но они увеличиваются с повышением температуры. Изменение химического состава газа влияет на нейтронные характеристики главным образом через плотность. Чем больше д, тем меньше ф.

Магматические породы

В магматических породах нормального ряда от кислых к ультраосновным имеет место тенденция увеличения параметров ф и Ls, что связано с одной стороны уменьшением пористости, а с другой - уменьшением содержания кремнезема, оксидов калия и натрия. Последние, то есть K и Na , являются элементами с высокими сечениями поглощения тепловых нейтронов.

В относительных единицах для s и Ls тенденция имеет вид (рис. 70):

Рис. 14. Тенденция изменения времени жизни и длины замедления нейтронов в щелочноземельном ряду магматических пород

По абсолютным значениям ф и Ls магматические породы относятся к разряду слабых замедлителей. Время жизни тепловых нейтронов у них составляет 800ч1000мкс, а длина замедления 35ч45 см.

Метаморфические породы

Метаморфические породы, как и магматические, относящиеся к разряду кристаллических с низкими значениями пористости, не превышающей 5%, относятся к слабым замедлителям. Показатели ф и Ls у метаморфических пород примерно такие же, как и у магматических. Тенденция закономерного увеличения этих показателей наблюдается с ростом метаморфизма.



Рис. 15. Тенденция изменения времени жизни и длины замедления нейтронов в зависимости от стадии метаморфизма пород

Осадочные породы

Нейтронные свойства осадочных пород по сравнению с кристаллическими имеют широкий спектр изменений. При одноименных стадиях преобразования наибольшими значениями ф и Ls характеризуются чистые кварцевые песчаники и доломиты, а наименьшими - ангидриты, гипсы, глинистые и углистые породы. Увеличение ф и Ls наблюдается в ряду от углистых к глинистым, далее карбонатным, силикатным и рудным породам:

Увеличение ф и Ls

породы породы породы породы породы

углистой глинистой карбонатной силикатной рудной

Процессы окаменения пород приводят к увеличению ф и Ls в соответствии с уменьшением пористости. Наибольшие изменения этих показателей происходят у терригенных (песчаники, алевролиты, аргиллиты) и наименьшие у хемогенных (известняки, мергели, доломиты) пород. Тенденция изменения ф и Ls для терригенных пород показана на рисунке 72.



Рис. 16. Тенденция изменения времени жизни и длины замедления нейтронов в зависимости от стадий преобразования терригенных пород

В осадочных породах наличие газа и нефти в поровом пространстве увеличивает время жизни нейтронов по сравнению с водоносным пластом, так как в воде больше водорода.

Скважинные приборы НК

Скважинные приборы НК имеют конструкцию зондовых устройств, подобную приборам ГГК (рис. 73). Источник нейтронов является ампульным и во время каротажа подсоединяется к прибору вместе с хвостовиком. Последний хранится и перевозится в специальном защитном устройстве (как и в методах ГГК должны соблюдаться меры безопасной работы с радиоактивными веществами).

Разновидности (модификации НК) зависят главным образом от типа детектора и окружающих его фильтров. В ННК-Т детектором служит гелиевый счетчик.



Рис. 17. Схема зондов нейтронных методов каротажа

Метод чувствителен к содержанию хлора (Cl). Результаты сильно зависят от РН пластовой воды. В ННК-НТ детектор также гелиевый счетчик, но он окружен кадмиевыми фильтрами, поглощающими тепловые нейтроны, поэтому метод более тесно связан с водородосодержанием, нежели метод ННК-Т. В НГК и СНГК детекторами являются сцинтилляционные счетчики, как и в методах ГК и ГГК. Методы чувствительны к содержанию хлора, бора, лития, кадмия, кобальта и др.

При исследовании нефтяных и газовых скважин наиболее широко используется метод НГК, поскольку он обладает большей глубинностью. Однако при высокой минерализации пластовых вод и промывочной жидкости целесообразно применение ННК-Т и ННК-НТ. Эти методы имеют преимущества перед НГК и в том, что их показания свободны от влияния естественного гамма-излучения и гамма-излучения источников нейтронов. Длина зондов в методах ННК-Т и ННК-НТ выбирается равной 0,4-0,5 м. Глубиность исследований составляет 20-30 см, в то время как в методе НГК и СНГК она достигает 40-60 см.

Каротаж СНГК

СНГК основан на изучении спектра гама-излучения радиационного захвата. Определяются преимущественно элементы, имеющие сравнительно жесткий спектр и высокое макроскопическое сечение захвата. Это Fe, Ni, Cr, Ti, Cl, Mn, Cu, S, Hg и др. В нефтегазовых скважинах СНГК имеет ограниченное применение, так как глубинность метода не превышает 20 см.

Многозондовый каротаж НК

НК основан на определении декремента пространственного затухания плотности тепловых нейтронов в скважине с помощью двух или более детекторов, расположенных на различном расстоянии от источника.

Импульсный нейтронный каротаж (ИНК)

ИНК основан на облучении горных пород потоком быстрых нейтронов и регистрации тепловых нейтронов, гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ), а также гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР). ИНК имеет несколько модификаций, основными из которых являются импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) и импульсный нейтронный гамма каротаж (ИНГК).

ИННК и ИНГК основаны на изучении процесса спада плотности тепловых нейтронов во времени от периодически возбуждаемых коротковолновых импульсов генератора нейтронов при частоте поля f = 10-500 Гц и гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ). После некоторой задержки (t3) регистрируют число импульсов во временных (Дt) окнах (рис. 74). По значениям числа импульсов в нескольких окнах находят параметры временного распределения. При достаточном числе временных окон (8-16) вид распределения удается восстановить с высокой детальностью.

Рис. 19. Схема возбуждения и измерения импульсов в методе ИННК

t - время следования импульсов нейтронов, Дtg - длительность нейтронных импульсов, Дt - окно временного анализатора, t3 - время задержки

Современная цифровая аппаратура позволяет зафиксировать весь процесс спада, начиная с некоторой задержки. Зонды ИНК отличаются от зондов НК наличием импульсного, а не стационарного источника нейтронов. Наземная аппаратура содержит многоканальный временной анализатор. Преимущества методов ИНК в том, что снижается влияние скважины, так как время жизни в ней нейтронов (фс), меньше времени их жизни в пласте (фпл).

Каротаж на основе сейсмоакустических полей

Метод акустического каротажа (АК)

АК основан на возбуждении упругих волн в полосе частот f = 1-10 кГц. Скважинные зонды преимущественно трехэлементные. Они состоят из одного излучателя и 2-х приёмников или в силу принципа взаимности, наоборот - одного приемника и 2-х излучателей (рис. 75). В процессе каротажа регистрируют параметры: 1) tp1, tp2 - времена первого вступления приемников, 2) ?t - интервальное время, определяемое разницей времён прихода головной волны на приемники, 3) А1, А2 - амплитуды сигналов на приемниках в заданной точке, 4) - коэффициент поглощения.

?t = ?L/V ; б = ln (A1/A2)/ ?L,

где V - скорость распространения упругих волн.



Рис. 20. Схема трехэлементного зонда АК

L3-1, L3-2- длины зондов, ?L - база зонда, П1, П2 -приемники, И - излучатель

Наиболее информативной в АК является кривая ?t. Базу выбирают в соответствии требуемой разрешающей способностью. Чем меньше ?L, тем более тонкие пласты могут быть выделены.

Многоэлементный зонд АК содержит минимум 2 измерителя и более 10 приемников (16, 24, 48 и т.д.). Такие зонды называют матричными. Блок волновых картин имеет вид сейсмограмм (рис. 76).

Рис. 21. Типовая картина многоэлементного зонда АК

Посредством корреляции удается идентифицировать различные типы волн и затем оценить их кинематические и динамические параметры не только во времени, но и вдоль оси скважины.

Информативная форма записи результатов АК - фазокорреляционные диаграммы (ФКД), которые представляют собой изображения линий равных фаз. Диаграммы изображают путем идентифицирования положительных полупериодов волновой картины, получая образ скважины (рис. 77). Это является эффективным приёмом при литологическом расчленении разрезов, отбивки границ пластов, оценке качества цементирования. Определяются любые кинематические и динамические параметры упругих волн, в частности ?t.

Рис. 22. Форма представления диаграмм ФКД

Области применения АК:

получение данных для интерпретации материалов сейсморазведки

литологическое расчленение разрезов

оценка прочностных свойств пород

выделение коллекторов, определение их пористости

изучение обсадки скважины

Скважинное акустическое телевидение (САТ)

САТ - специальный вид АК, предназначенный для детального исследования стенок обсаженных и необсаженных скважин. Сканирование осуществляется с помощью вращающегося преобразователя акустических сигналов. Их амплитуда определяется отношением волновых сопротивлений стенки скважины и бурового раствора.

Разрешающая способность САТ зависит от длины волны л. Поэтому для увеличения детальности используют достаточно высокую частоту f = 1-2 МГц. В то же время это вызывает большое затухание волн в буровом растворе.

САТ эффективен для выявления в разрезах скважин тектонически нарушенных и трещиноватых зон, а также проницаемых коллекторов, где коэффициент отражения имеет пониженные значения (рис. 78).

Рис. 23. Пример «фотографирования» стенок скважины по результатам САТ

Акустические профилеметрия и кавернометрия

Эти методы, как и САТ, основаны на законах отраженных волн. Используется принцип импульсной эхолокации, то есть изменение времени t распространения упругих волн от излучателя до стенки скважины и обратно:

dc = Vс t,

где Vс - скорость в буровом растворе, tс - время, dc - диаметр скважины.

Чтобы измерять время по кратчайшему расстоянию, точки измерения и приема совмещают. В качестве источника-приёмника применяют пьезопреобразователи с частотой f = 200-500 кГц.

Акустическая профилеметрия отличается от акустической ковернометрии тем, что в ней обеспечивается вращения луча. Запись амплитудных сигналов осуществляется несколькими сдвинутыми друг относительно друга преобразователями. Результаты каротажных исследований представляются в виде кривых акустической жёсткости и круговых диаграмм, отображающих форму ствола скважины по его диаметру (рис. 79).

Рис. 24. Пример обработки и представления диаграмм акустической профилеметрии I, II, III - интервалы сечения

радиоактивность акустический профилеметрия распад

Исследования скважин в процессе бурения

Каротаж приборами, транспортируемые буровым инструментом (ТБИ)

ТБИ - специальные технологии каротажа, необходимость разработки и применения которых обусловливается:

а) сокращением времени простоя скважины;

б) возможностью наблюдать (изучать) процесс образования зоны проникновения.

Приборы ТБИ являются комплексными, компануются в буровой инструмент в специальных вставках вблизи долота и включают методы КС, МКЗ, БК, ГГК-П, НТК, ИННК, ГК, кавернометрию, термометрию. Физика явлений при проведении методов ТБИ и методика обработки результатов в принципе те же, что и при исследовании приборами на кабеле.

Организация телесистемы забой-устье скважины сложная, предусматривающая использование различных способов:

путем скважинных магнитных регистраторов;

посредством цифровой регистрации

за счёт гидравлических каналов связи по буровому раствору.

Каротаж на основе технических параметров бурения

Собственно это механический каротаж (МК), то есть каротаж скорости бурения или обратной ей величины (продолжительности проходки единичного интервала).

V = Н*tн,

где V - скорость механического бурения, Н - длина интервала бурения, tн - время бурения интервала Н. Обработка результатов измерения параметра Т = 1/V (продолжительность проходки) предусматривает введение поправок (нагрузка на долото, скорость циркуляции и свойства бурового раствора и т.д.).

Акустический каротаж в процессе бурения (АКПБ)

АКПБ основан на измерении параметров вибрации (колебаний) колонны бурильных труб в породах различного литологического состава. Частоты колебаний выделяются с помощью полосовых фильтров и разделяются путём экспериментально установленных величин. Частота разрушения породы составляет 1-10 кГц, а частота колебаний колонны не превышает 10 Гц. Известно также, что частота вращения шарошек 15-50 Гц, а частота зубцевых колебаний 100-500 Гц.

Тесная зависимость наблюдается между интенсивностью зубцевых колебаний (Jр) и пористостью (kП). Коэффициент корреляции для отдельных пород составляет 0,9. Кроме того Jр = f (Vp), т.е. имеется зависимость этого параметра от акустической жесткости.

АКПБ применяют для литологического расчленнения разрезов, оценки волновых сопротивлений пород, оперативного выделения пластов-коллекторов. Диаграммы АКПБ надежно коррелируются с диаграммами других методов каротажа.

Газовый каротаж

Метод газового каротажа основан на определении количества и состава углеводородных газов в промывочной жидкости. Метод относится к прямым методам выявления и изучения нефтегазовых коллекторов и его рассматривают как самостоятельный вид исследований.

Газы в горных породах находятся в свободном, растворённом и сорбированном состояниях, а также в виде конденсата в водах и нефтях. Различают залежи газовые, газоконденсатные, нефтяные. В этих залежах суммарный и компонентный состав газов различен. В газовых залежах основной компонент - метан СН4. В газоконденсатных залежах наряду с основным компонентным метаном СН4 имеется более высокая концентрация тяжелых углеводородов (этан С2Н6, пропан С3Н8, бутан С4Н10). В нефтяных залежах при пониженном количестве метана содержится примерно столько же (40%) тяжелого компонента гектана С7Н16.

Растворимость газов в воде и в нефти различна. По мере приближения к пластам нефти и газа количество углеводородов нарастает, а их компонентный состав приближается к таковому для соответствующий залежи.

Максимальная сорбирующая способность у глин. У них концентрация газов нарастает по мере приближения к нефтяным и газовым пластам, особенно в покрышках. При бурении газы переходят в буровой раствор (промывочную жидкость ПЖ) и в процессе ее циркуляции транспортируются на поверхность. Количество и состав газа соответствуют разбуриваемому объему породы.

Методика газового каротажа предусматривает дегазацию ПЖ на устье скважины с помощью дегазаторов. Кроме того, через определенные интервалы проходки отбирают пробы ПЖ. Измеряют два основных параметра: 1) суммарное содержание газов; 2) компонентное содержание в пробах газовоздушной смеси и ПЖ. Обязателен учет механической скорости бурения (V) и расхода промывочной жидкости (Q). Привязка газового каротажа по глубине связана со сложностями. Возможны ошибки, связанные с наличием каверн, зон тектонических нарушений, протоков воды в скважину.

Аппаратура газового каротажа может быть автономной или же входить в состав газокаротажной станции.

Основные элементы аппаратуры:

- дегазаторы,

- газоанализаторы,

- хроматографы.

В случае проведения газового каротажа при бурении непрерывно или поинтервально на устье скважины при помощи газокаротажной станции определяют содержание горючих газов в растворе и результаты измерений записывают регистратором (рис. 80).

Извлечение газа из раствора на устье скважины производится при помощи дегазатора 1, действующего по принципу подогрева раствора, создания над ним вакуума, или интенсивного перемешивания раствора. Для более полного извлечения газов применяют конструкции дегазаторов с комбинированным способом дегазации глинистого раствора. Степень извлечения газа из раствора является одним из важных условий эффективного проведения газового каротажа скважин.

Под действием вакуума, создаваемого вакуум-насосом станции 5, газ в виде газовоздушной смеси подается по газопроводной линии 2 в суммарный газоанализатор 3, представляющий собой мостик постоянного тока. Одним плечом этого мостика является чувствительный элемент рабочей камеры, через которую проходит анализируемая газовоздушная смесь с постоянным потоком (расходом), другим -- чувствительный элемент компенсационной камеры, через которую с таким же расходом пропускается негорючая смесь (воздух). Сгорание газовоздушной смеси в камере изменяет сопротивление чувствительного элемента. Вследствие этого нарушается электрическое равновесие моста и в его измерительной схеме возникает электрический ток, по величине пропорциональный суммарному содержанию углеводородных газов в газовоздушной смеси. Количественная зависимость силы тока в измерительной части мостика от величины сгорания горючих газов определяется калибровкой газоанализатора. Для этого через газоанализатор пропускают эталонную газовоздушную смесь и производят измерения в электрической цепи.

Рис. 25. Схема газового каротажа при проведении суммарного и компонентного анализов

1 -- дегазатор с вертушкой и электродвигателем; 2 -- газовоздушная линия от дегазатора к станции; 3 -- суммарный газоанализатор с отстойником, ротаметрами для измерения расхода смеси и камерами катарометра; 4 -- регистратор суммарных газопоказаний; 5 -- вакуум-насос с вакуумметром; 6 -- компрессор с манометром; 7 -- хроматермограф с дозатором, разделительной колонной, пламенно-ионизационным детектором и вентилем регулирования расхода воздуха через детектор; 8 -- регистрирующий прибор хроматермографа; 9 -- генератор водорода для питания детектора хроматермографа



Компонентный анализ газовоздушиой смеси производится хроматермографом 7, состоящим из крана дозатора, разделительной колонки и газоанализатора. При помощи крапа производится периодическое подсоединение дозатора -- трубки с определенным объемом газовоздушной смеси -- к распределительной колонке. Дозатор и колонка включаются в воздушную линию компрессора 6. Поток воздуха при прохождении через сорбент в разделительной колонке наносит на него анализируемую смесь газов. Разделение смеси углеводородных газов на компоненты основано на различии их сорбционных свойств. Легкий метан практически не сорбируется, проходит вместе с потоком воздуха и анализируется в приборе. В дальнейшем способом продувания при различной степени его интенсификации в определенные интервалы времени выделяют последовательно этан, пропан, бутан и другие газы.

Выяснение концентрации газов в воздухе производится путем измерения ионизации углеводородных газов в водородном пламени газоанализатора. Показания с выхода пламенно-ионизационного индикатора хроматермографа поступают на регистратор 8 и записываются для каждого анализа в виде кривой.

На величины суммарных газопоказаний и данные компонентного газового анализа в значительной мере влияют факторы, определяемые технологией и режимом бурения: продолжительность бурения 1 м скважины и расход раствора на выходе у устья скважины, свойства глинистого раствора (плотность, относительная вязкость, содержание песка).

Значительную трудность при газовом каротаже составляет обеспечение надежной привязки регистрируемых параметров к истинным глубинам скважины. Сложность привязки результатов измерений газопоказаний обусловливается тем, что за время перемещения единицы объема глинистого раствора и шлама от забоя до устья скважины, процесс бурения продолжается и скважина углубляется. Дополнительные трудности определения глубин при газовом каротаже создаются в случаях поглощения промывочной жидкости в скважине или интенсивном образовании каверн.

Достоверность результатов газового каротажа в значительной степени обусловливается правильным учетом указанных факторов. Поэтому наряду с газоаналитическими измерениями при газовом каротаже производят регистрацию ряда дополнительных параметров и измерений. Важным показателем при газовом каротаже является коэффициент разбавления, непосредственно характеризующий режим бурения скважин и показывающий, какой объем глинистого раствора, продавленного через скважину, приходится на единицу объема разбуренной породы.

Указанные трудности сводятся к минимуму аппаратурными приёмами, обеспечивающими выполнение широкого комплекса геохимических исследований скважин и измерение ряда параметров, характеризующих технологию и режим проходки скважины. Создана аппаратура для проведения высокочувствительного компонентного экспресс-анализа и регистрации в масштабе истинных глубин величин газопоказаний, представляющих собой объем приведенного к нормальным условиям газа, содержащегося в единице объема части пласта, вскрытой скважиной.

Интерпретация данных газового каротажа выполняется в два этапа. Первый этап проводят непосредственно па скважине (предварительная интерпретация в процессе газового каротажа) с целью выделения интервалов для детального изучения промыслово-геофизическими исследованиями. Второй этап выполняют после окончания всех работ на скважине (окончательная интерпретация) в комплексе с интерпретацией результатов промыслово-геофизических исследований с целью оценки характера насыщения коллекторов, выделенных по данным геофизических исследований.

Прострелочно-взрывные работы и опробование скважин в

открытом стволе

Основные виды работ:

- перфорация;

- отбор образцов пород грунтоносами

- торпедирование

- опробование пластов на кабеле

Перфорация

Это специальные работы в скважинах для образования отверстий в обсадных трубах и цементном камне продуктивного пласта с целью извлечения через эти отверстия нефти и газа или нагнетание воды в продуктивные горизонты. Операции проводятся с помощью специальных скважинных приборов (аппаратов) - перфораторов. Последние подразделяются на кумулятивные (посредством взрыва) и пулевые (также посредством взрыва, только с несущей пулей или ядром).

Кумулятивная перфорация получила наибольшее распространение. Ее сущность в создании кумулятивной струи с помощью кумулятивного заряда (рис. 81).

В кумулятивном заряде первоначально взрывается детонатор. Далее образуется волна детонации. Металл воронки начинает течь как жидкость и до 20-30 % попадает в кумулятивную струю, скорость которой достигает 6-8км/с. Струя оказывает давление до 1010 Паскалей (Па) на преграду и проникает в нее на определенную глубину.

Кумулятивные заряды в корпусе располагаются, как правило, перпендикулярно к его оси. Корпусы разделяются (бывают) многократного и однократного использования. Кумулятивные заряды располагают по оси прибора на расстоянии 5-8 см (при взрыве одного заряда не должно быть вызвано детонации соседнего заряда). Для получения равномерной перфорационной сетки оси соседних зарядов смещаются друг относительно друга на угол 90 или 1200. Заряды взрывают группами при помощи детонирующего шнура практически мгновенно (скорость взрыва 6000-7000м/с).



Рис. 26. Кумулятивный заряд (а) и схема образования кумулятивной струи (б) а: 1 - корпус, 2 - взрывчатое вещество, 3 - металлическая воронка, 4 - детонатор; б: 1-6 - последовательные стадии образования кумулятивной струи: I-III - области заряда, на границах которых скорость движения продуктов взрыва равна нулю, П - пест, Vс и Vп - соответственно скорости кумулятивной струи и песта, К - колонна, Ц - цемент, lк и lс - длины соответственно кумулятивной струи и пробитого канала; стрелками показано направление движения продуктов взрыва

Перфораторы многократного использования изготавливаются из высокопрочных сталей и выдерживают от 10 до 50 залпов. Корпусы кумулятивных перфораторов однократного использования изготавливаются из хрупких материалов. Их преимущество в большей, по сравнению с другими конструкциями, мощности и не происходит загрязнения забоя и заклинивания после отстрела (ленты, груз и головка поднимаются на поверхность).

Действие пулевых перфораторов основано на метании пуль по принципу огнестрельного оружия за счет энергии расширения пороховых газов.

Отбор образцов пород грунтоносами

Образцы горных пород, пробы жидкости и газа отбирают из пластов, вскрытых скважиной, с целью получения данных о литологии и коллекторских свойствах пород, водо-, нефте- и газонасыщении пластов. Эти данные позволяют сделать оперативное заключение о целесообразности опробования отдельных пластов в разведочных скважинах, получить дополнительные сведения о пористости, проницаемости пород, о положении водонефтяного контакта в эксплуатационных скважинах. Методы основаны на отборе образцов из стенок скважины при помощи стреляющих и сверлящих грунтоносов, опускаемых в скважину на каротажном кабеле. Работы по отбору пород проводят после исследования разрезов скважин геофизическими методами, по данным которых намечают наиболее интересные участки скважины для отбора пород боковыми грунтоносами.

Стреляющий грунтонос - стальной стержень с пороховыми каморами над которыми располагаются стволы (рис. 82). В каморы помещаются пороховые заряды, а в стволы - полые цилиндрические бойки из прочной стали, которые крепятся к корпусу стальными тросиками. После установки грунтоноса в нужном интервале разреза скважины на электровоспламенитель подается ток. Пороховой заряд взрывается и под действием взрыва боек с пятой внедряется в стенку скважины. При подъеме грунтоноса стальной тросик извлекает боек из стенки скважины вместе с образцом. Метод «работает» в относительно мягких (рыхлые пески, мучнистые известняки, глины, угли) породах. Наполняется только 50-60% бойков (остальные извлекаются пустыми).



Рис. 27. Схема бокового стреляющего грунтоноса

1 -- корпус; 2 -- боек; 3 -- электро-воспламенитель; 4 -- порох; 5 - тросик; 6 - ствол; 7 - порода; 8 - скважина

Сверлящий грунтонос - агрегат из электрической, гидравлической и механической систем. Он представляет собой микробур с реверсивным электродвигателем, который оборудован на прижимный лапе. Сверление осуществляется перпендикулярно к оси скважины. После окончания цикла выбуривания образца меняют направление вращения двигателя. Бур выходит из стенки скважины и занимает свое исходное положение. Образец породы попадает в приёмную кассету. За один спуск можно отбирать 5-15 образцов. Наибольший эффект достигается в плотных породах. Сложный отбор возникает при наличии на стенках скважины толстой глинистой корки.

Торпедирование

Торпедирование это система специальных взрывных работ в скважине при помощи торпед с целью:

а) освобождения и отрыва прихваченных бурильных труб;

б) разрушения металла на забое или в стволе скважины;

в) очистки фильтров и интервалов перфорации и т.д.

Торпеды разделяются на фугасные (заряд из цилиндрических шашек взрывчатых веществ (ВВ) и кумулятивные(действие взрыва за счет кумулятивных зарядов).

Спуск торпед в скважину осуществляется на каротажном кабеле с грузом, расположенным над торпедой, что позволяет его извлекать из скважины после взрыва.

Опробование пластов приборами на кабеле (ОПК)

ОПК - метод прямого опробования нефтегазовых пластов в отдельных точках ствола скважины. Сущность метода в создании полной изоляции продуктивного интервала или отдельного пласта от действия бурового раствора с последующим наблюдением за этим интервалом посредством исследований на предмет наличия флюидов и их свойств.

Опробователи пластов содержат герметизирующие, прижимные и перфорационные устройства. Последовательность операций:

а) изоляция участка отбора;

б) создание дренажного канала;

в) вызов притока флюида;

г) уравнивание давления после отбора пробы.

ОПК предусматриваются отбор проб пластовых флюидов и их подъем в герметизированных стаканах на поверхность. ОПК имеют малую глубинность ? 15 см. Поэтому исследования желательно выполнять до «искажения» призобойной зоны проникновением фильтрата промывочной жидкости. Особый интерес данные ОПК представляют при неоднозначной интерпретации результатов каротажа.

Наряду с ОПК существуют испытатели пластов на трубах (комплект испытательных инструментов КИИ). Преимущества перед ОПК: большие толщины интервалов опробования с подъёмом отбираемых из пластов флюидов.

На угольных месторождениях ОПК применяются для изучения газоносности и решения гидрогеологических задач на всех стадиях (поиски, оценка, разведка).

Исследование пластов выполняется поточечно. Первоначально на заданной глубине изолируется от ствола скважины его небольшой участок. После этого вызывается приток жидкости или газа путем создания перепада давления между анализируемым пластом и емкостью ОПК. Пробу внутри ОПК герметизируют и выносят на поверхность с предварительной регистрацией заполнения емкостной камеры и изменения давления в ней. На дневной поверхности пробу из балона ОПК перемещают через специальное отверстие в соответствующую емкость и направляют в лабораторию для анализа.

В ОПК, предназначенных для исследования угольных и гидрогеологических скважин (тип ОПГ и ОПУ), используется электропривод (рис. 81).

Рис. 81. Принципиальная схема ОПГ - 4-7 1 - электродвигатель, 2- редуктор, 3 - винтовая пара, 4 - управляющий шток, 5 - амортизатор, 6 - пружина, 7 - опора рычага, 8 - ось, 9 - клапан, 10 прижимное устройство, 11 - рычаг прижимного устройства, 12 - клапан, 13 - защитная втулка, 14 - пружина, 15 - пробосборник, 16 - преобразователь давления, 17 - башмак

ОПГ-4-7 включает реверсивный электродвигатель, который через редуктор и винтовую пару перемещает вниз управляющий шток. Последний открывает прижимное устройство и после прижима башмака к стенке скважины закрывается специальный клапан, сообщая пробосборник с участком опробования. После завершения операции задают вращение электродвигателя в обратную сторону. Управляющий шток поступает в прежнее положение, закрывая клапан пробосборника и убирая прижимное устройство. В результате полость отбора соединяется со стволом скважины.

Контроль технического состояния скважин

Виды геофизических работ:

измерение искривления скважин (инклинометрия)

определение диаметра и профиля сечения скважин (кавернометрия и профилеметрия)

контроль за качеством цементирования обсадных колонн

обнаружение мест притока в скважину и затрубного движения жидкости

определение износа обсадных колонн и мест прихвата бурильного инструмента

Инклинометрия

Это метод изучения искривления скважин в геологическом разрезе. Замеры искривления нефтяных и газовых скважин осуществляются инклинометрами. Это аппаратура ГИС, состоящая из скважинного прибора и наземного пульта.

На определенном интервале глубин положение ствола скважины характеризуется углом отклонения скважины от вертикали и азимутом ц. Эти углы определяются при поочередном измерении разности потенциалов, возникающих на реохордах Rаз и Rуг. Для этого используется мостовая компенсационная схема, которая уравновешивается переменным резистором.

Инклинометрические измерения производятся поточечно и записываются в журнал наблюдений. В таблице замеров указываются значения углов и ц и дирекционного угла б.

б = ц + г + Д,

где г - угол сближения между осевым меридианом и меридианом в данной точке (может быть положительным или отрицательным). Д - магнитное отклонение (восточное со знаком плюс, западное - минус). Значение г ± Д указывается на географических картах. По значениям и б строится проекция ствола скважины на горизонтальную плоскость. Эта проекция называется инклинограммой.

...