Каротаж на основе полей естественной и наведенной (искусственной) радиоактивностей

Если породы разреза немагнитны или слабомагнитны, то применяются магнитометры, использующие принцип отвеса и магнитной стрелки.

ц - азимутальный угол, - вертикальный угол, Г1 - отвес азимутального реохорда, Г2 - отвес вертикального реохорда

Пример построения инклинограммы.

Кавернометрия

Это метод определения диаметра скважины. Измерения выполняются специальным прибором - каверномером. Он конструктивно состоит из 3-х или 4-х шарнирных рычагов, которые упираются в стенки скважины. Изменение положения рычагов с помощью механического устройства (в простейшем случае - стальной тросик) передается на измерительное устройство (реохорд) и далее по каротажному кабелю на регистратор.

Диаметр скважины вычисляется по формуле:

dc = d0 + C ДU/J, где

dc - диаметр скважины

d0 - начальный диаметр

C - постоянная каверномера

ДU - разность потенциалов

J - сила тока

Коэффициент С определяют посредством эталонированных колец.

С помощью каверномеров определяется средний диаметр скважины, являющийся диаметром круга, эквивалентного по площади сечению скважины плоскостью, перпендикулярной к ее оси. Но в общем случае, сечение скважины не является круговым. Это выявляется посредством каверномеров-профилемеров. Простейший каверномер-профилемер позволяет измерять диаметр в двух взаимно перпендикулярных плоскостях и их полусумму. Для этого в скважинном приборе предусматривается разнос двух пар независимо перемещающихся мерных рычагов. Принцип регистрации тот же, что и для обычных каверномеров, но электронная схема более сложная. Результаты записи каверномера-профилемера представляются двумя кривыми:

Геофизический контроль качества цементирования обсадных колонн (уровень цементного заполнителя между обсадной трубой и стенкой скважины, равномерность распределения, сплошность цементного камня и его качество сцепления с колонной) осуществляется термическими, радиоактивными и акустическими методами.

Термометрия

Это термический каротаж, заключающийся в непрерывном измерении температуры вдоль оси скважины. Скважинные термометры содержат в качестве датчиков термочувствительные резисторы из медного или платинового провода. Они позволяют измерять температуру от 0 до 150-2500. Термометры подключают к RC-генератору, находящемуся в скважинном приборе и для контакта с буровым раствором помещены в герметические медные трубки. Последние с целью уменьшения тепловой инерции залиты кремнийорганической жидкостью.

Высота цементного кольца в затрубном пространстве скважины определяется по показателю повышения температуры в процессе затвердевания цемента. Наибольшие температурные аномалии можно зафиксировать во времени от 6 до 24 часов после окончания заливки.

Верхняя граница цемента за трубами устанавливается по резкому сдвигу кривой на термограмме на фоне постепенного возрастания этой кривой с глубиной.

Рис. …Форма кривых термометрии при определении высоты цементного кольца в затрубном пространстве

Термометрия применяется также:

для определения состава горных пород вследствие изменения их температуропроводности;

для определения солености пластов (против них имеет место понижение температуры при растворении солей в жидкости);

для выделения газоносных пластов (против них наблюдается понижение температуры из-за падения давления);

для определения водоотдающих пластов (против них могут быть как увеличенные, так и пониженные температуры в зависимости от соотношения Т воды и промывающей жидкости).

Радиоактивные методы контроля технического состояния скважин.

Эти методы основаны как на модификации ГК, так и на модификации ГГК.

ГК-модификация носит название радиоактивных изотопов и основана на 2-х кратной регистрации кривых, из которых одна записывается до закачки раствора, а вторая после закачки. Для этого, в раствор добавляют короткоживущие изотопы, например изотопы Fe в малых дозах. Интервал закачки характеризуется повышенными значениями Jг2 по сравнению с Jг1.

Рис. …Форма кривых гамма-каротажа радиоактивных изотопов при определении высоты цементного кольца в затрубном пространстве

ГГК-модификация основана на применении двухзондового прибора с регистрацией J различных энергий.

Первый зонд содержит источник 137Cs, вращается с помощью электродвигателя и содержит свинцовый экран с колллимационными окнами. Экран расположен в нижней части прибора и с его помощью регистрируется круговая цементограмма. Второй зонд является зондом малой длины (около 8 см), содержит источник 170Tm и расположен в верхней части прибора С его помощью регистрируется толщинограмма, которая в основном зависит от толщины обсадных труб.

Методика скважинных исследований ГГК-модификацией следующая. При остановке прибора на заданной глубине первым зондом регистрируется дефектограмма (изменение J по окружности ствола скважины). Синусоидальный вид дефектограммы, свидетельствует о том, что колонна в скважине имеет эксцентриситет (этот эксцентриситет наблюдается практически повсеместно). Если форма синусоиды искажается, то это признак наличия неоднородностей в цементном камне (присутствуют каналы). Качество цементирования оценивается по соотношению протяженностей положительной (l1) и отрицательной (l2) полуволн.

Рис…. Круговая цементограмма, дефектограммы и схемы сечений скважины. 1-цемент, 2 - промывочная жидкость, Jц - максимальные показания прибора против каверны, заполненной цементом; Jрп - то же при номинальном диаметре скважины против незацементированных участков ствола

Акустические методы каротажа.

АК изучается плотность сцепления цементного камня с колонной и стенкой скважины. Измеряются три параметра:

Ак - амплитуда vп (продольной волны) в колонне

Ап - то же в породе

tп - время распространения продольной волны в породе

Приборы носят название акустических цементомеров. Скважинный зонд двухэлементный (излучатель и приемник).

В качестве цементирования основную информацию несут параметры Ак и tп. Если Ак < 0,2 Ак mnх, то хорошее сцепление цементного камня с колонной , а если Ак > 0,8 Ак mnх, то сцепление цементного камня отсутствует.

Основные требования к проведению качественной интерпретации материалов ГИРС заключаются в: 1) определении границ пластов, глубин их залегания, толщин (мощности), 2) литологическом расчленении разрезов скважин, 3) выработке рабочей гипотезы о геологической природе аномальных объектов, 4) принятии решений о необходимости проведения количественной интерпретации и дополнительных геолого-геофизических исследований.

Определения границ пластов в большинстве случаев сводится к нахождению точек, соответствующих градиентам максимального возрастания (убывания) кривых (рис. 38).

Рис. Пример определения границ пластов на каротажных диаграммах

Литологическое расчленение разрезов скважин выполняется по диаграммам поисковых комплексов ГИС, которые разрабатываются и применяются для определенных типов месторождений. Универсальными методами являются КС, БК, ГК, ПС, кавернометрия. В качестве примеров можно привести описание приемов и диагностических признаков при литологическом расчленении разрезов угольной и нефтегазовой скважин.

В угольной скважине регистрация кривых проводилась методами: КС-ПЗ, ГК, ГГК, АК и КМ. По характерным признакам кривых, зарегистрированных зондами КС-ПЗ, ГК, ГГК, АК и КМ были выделены пласты углей, известняков, аргиллитов, алевролитов и песчаников (рис.39).

Тонкие пласты угля характеризуются минимальными значениями КС-ПЗ (сК < 12 Ом*м). На кривых, зарегистрированных зондами ГГК, АК и КМ эти угольные пласты имеют максимальные значения. На диаграмме ГК первый пласт угля на глубине 85 метров отмечается интенсивной отрицательной аномалией гамма-излучения. Jг составляет 12 мкр/час. Этот же пласт наиболее ярко выражен и аномалиями на кривых ГГК и АК.

Пласты известняка имеют максимальные значения сК на кривых КС-ПЗ и минимальные на кривых ГК, АК, ГГК и КМ.

Пласты аргиллитов, алевролитов и песчаников уверенно разделяются по значения ск и Jг.

Рис. Сопоставление каротажных диаграмм по разрезу угольной скважины на месторождении антрацитов (Восточный Донбасс)

1 - уголь; 2 - углистый сланец; 3 - аргиллит; 4 - алевролит; 5 - песчаник; 6 - известняк

В нефтяной скважине интерпретация кривых проводилась по кривым методов КС-ПЗ, ПС, БК, ИК, МКЗ, ГК, НКТ, АК, КМ (рис 120).

Сопоставление кривых показывает, что исследованный разрез наиболее уверенно дифференцируется по кривым КС, ПС и КМ. На диаграммах ГК, НКТ и АК однозначно выделяются только плотные высокоомные пласты, вскрытые в интервалах 2515-2518м и 2552-2555м.

Рис Сопоставление каротажных диаграмм, зарегистрированных в нефтяной скважине (Западная Сибирь) 1 - песчаник; 2 - плотный песчаник; 3 - аргиллит

В соответствии с изложенным, границы пластов первоначально выделялись по кривым ПС, КС-ПЗ и КС-БК и далее уточнялись по остальным методам.

Литологическое расчленение разреза производилось в следующей последовательности:

1) интервалы разреза с повышенными показаниями ПС и пониженными значениями КС определялись как глинистые - т.е. аргиллиты.

2) пласты с пониженными значениями ПС и повышенными КС считались песчаниками. Последние подвергались повторному, более детальному рассмотрению, в частности, на предмет их проницаемости.

3) проницаемость пластов оценивалась в первую очередь по кривым БК и ИК. В случае, если кривые совпадали, то данный пласт считается проницаемым, т.е. соответствовал песчаникам, а когда наблюдалось расхождение кривых, то пласт являлся не проницаемым и соответствовал глинам (аргиллитам). Дополнительным диагностическим признаком проницаемости являлась оценка наличия глинистой корки, что приводит к сглаживанию кривых ГК.

4) в интервалах проницаемых пластов отдельно выделялись плотные высокоомные разности, которые во всей видимости представляли собой плотные сцементированные песчаники.

По предварительной оценке выделенные проницаемые пласты относятся как к водоносному, так и смешанному типам (водонефтяные). Уточнение их принадлежности к водоносному или водонефтяному типам предполагается выяснять посредством качественной и количественной интерпретации диаграмм БКЗ и ВИКИЗ.

На основании приведенных примеров можно сделать частные выводы:

1) для предварительного литологического расчленения разреза угольной скважины необходимо и достаточно использование методов КС и ГК. Полное представление о литологическом разрезе достигается при анализе всех каротажных диаграмм поискового комплекса КС-ПЗ, ГК, ГГК, АК и КМ,

2) для предварительного представления о литологическом разрезе нефтяной скважины необходимо и достаточно выполнить совокупный анализ каротажных кривых КС-ПЗ, КС-БК, ПС и КМ. В результате использования этих методов четко и уверенно выделяются границы пластов и их литологическая принадлежность.

При выработке рабочей гипотезы о геологической природе аномальных объектов, принятии решений о необходимости проведения количественной интерпретации и дополнительных геолого-геофизических исследований следует опираться на известные качественные признаки, выявленные в процессе многолетних работ по интерпретации материалов ГИС. К ним относятся:

ИК эффективен для изучения глин и глинистых пластов, песчаников и карбонатов, насыщенных сильно минерализованной пластовой водой его можно применять в сухих и обсаженных непроводящими трубами скважинах. Задачи, решаемые ИК те же, что КС и БК.

БКЗ «работает» в пластах большей мощностью (и при) средних значениях сп/сс и сп/свм.

БК эффективен в тонких пластах при больших значениях сп/сс и не эффективен при повышающем проникновении (водоносные пласты).

Определение границ пластов и литологическое расчленение разрезов по диаграммам ВИКИЗ осуществляется по тем же критериям и признакам, что и для других электрических методов. При этом кривые ВИКИЗ более дифференцированы. Границы отбиваются в точках максимального возрастания градиента. Для оценки значений с пластов-коллекторов и зон проникновения разработана специальная компьютерная программа МФС ВИКИЗ. Вместе с темп, практические диаграммы могут дать достаточно полную информацию и без количественной обработки.

Для изучение кривых ПС наиболее благоприятен песчано-глинистых разрез. Величину амплитуды аномалий ПС отсчитывают по линии глин (нулевая линия). Границы ПС отмечаются в точках, соответствующих половине амплитуды отклонения кривой ПС. Выделение тонких пластов (h/dc<4) по этим кривым затруднено. При сф >св, то есть при УЭС фильтрата больше УЭС пластовой воды песчано-алевролитовые пласты отличаются минимумами Uпс. Против нефтегазоносных чистых песчано-алевролитовых пластов аномалия ПС такая же, как и против водоносных. В то же время глинистые пласты, содержащие нефть-газ имеют меньшую амплитуду, нежели глинистые водоносные пласты. Чистые карбонатные пласты (известняки, доломиты) характеризуются при сф>св, как и песчано-алевролитовые, отрицательными аномалиями Uпс. Кривые ПС в высокоомных разрезах мало информативны.

Диаграммы (кривые) ГК симметричны относительно середины пласта. Границы последнего определяются в точках максимального градиента возрастания (убывания) кривых. Значение Jг изм соответствует Jг? для теоретических кривых при h/dc >6, а при наблюденных кривых при h>0,8м. Глинистые слои имеют максимальное значение Jг, а песчаные, известковые и угольные пласты - минимальные значения Jг. ГК применяется не только для определения структуры и толщин пластов, но и для получения количественных показателей, например глинистости, содержания нерастворенного осадка в карбонатах и др.

СГК эффективен при оценке равновесных урано-ториевых руд, расчленении и корреляции немых толщ и месторождений, где U, Th и К играют роль геохимических индикаторов (бокситы, фосфориты, золото). На нефтегазовых месторождений СГК используются для оценки глинистости полимиктовых отложений, Jг идентификации песчаных коллекторов (монациты, глаукониты), разделении чистых и глинистых карбонатов.

ГГК-П эффективен при выделении угольных пластов вследствие их малой плотности. В нефтегазовых скважинах метод ГГК-П используется для уточнения литологии, выделения коллекторов, оценки их пористости, при техническом контроле скважин. Задачами, решаемыми с помощью НК, являются выделение нефтенасыщенных, водонасыщенных и газонасыщенных коллекторов и нахождение водонефтяного (ВНК) и газожиткостного (ГЖК) контактов, выделение и оценка руд, содержащих элементы с высоким сечением поглощения, выделение углей, преимущественно бурых. ИННК в большей степени и ИНГК в меньшей применяют на нефтегазовых месторождениях для выделения нефтеносных и газоносных пластов. Преимущества ИНК перед НК в этом случае обусловлены более высокой чувствительностью ИНК к содержанию хлора. Кроме того, в меньшей мере влияют скважинные условия. Особенно хорошо ИНК применяют при контроле за разработкой нефтегазовых месторождений. В районах с минерализации пластовых вод более 100г/л (высокая минерализация) показания ИННК и ИНГК против водоносных и газоносных пластов различаются до 10 раз. Тогда как различие для этих пластов по методу НК составляет 1-2 раза.

Размещено на Allbest.ru