Особенность геологоразведочных скважин

ДК плохо «работает» в низкоомных разрезах при с<4-5 Ом*м и в соленых буровых растворах. Существенно искажают результаты измерений зоны проникновения, диаметр которых dзп>0,8-1 м. Влияет также глинистая корка, так как е глин значительно больше е пород разреза и е зоны повышающего проникновения.



Рис. 33 Сопоставление кривых ДК и КС в интервале внутриконтурного заводнения нефтесодержащих пластов пресной водой

1-3 - нефтеносный, водоносный и глинистый пласты

Лекция 8. Технология высокочастотного индукционного каротажа изопараметрических зондирований (ВИКИЗ), качественная и количественная интерпретация каротажных диаграмм

Высокочастотный индукционный каротаж изопараметрических зондирований (ВИКИЗ) - современный высокотехнологичный метод ГИРС, с помощью которого не только выполняется электропрофилирование по стволу скважины, но и электромагнитное зондирование по перпендикуляру к оси скважины (боковое зондирование). В ВИКИЗ в отличие от ИК измеряются не абсолютные сигналы на фоне скомпенсированного прямого поля, а относительные фазовые характеристики. Этим достигается более высокая разрешающая способность в скважинах с сильнопроводящим буровым раствором (сс<0,5 Ом?м). То есть, относительная разность фаз и амплитуд, измеренных в 2-х близрасположенных катушках в диапазоне частот 0,8ч15 МГц, очень слабо зависит от параметров скважины. Достигается высокий уровень сигналов в среде до 120 Ом*м.

Аппаратура ВИКИЗ включает скважинный прибор и наземную панель, которая обеспечивает питание скважинного прибора, прием и трансформацию сигналов, их обработку и преобразование в аналоговый вид. В аппаратуре предусмотрен канал записи кривых ПС.

Скважинный прибор состоит из блока электроники и зондовой части, которая включает пять 3-х катушечных зондов, состоящих из соосно размещённых 5-ти генераторных и 6-ти измерительных катушек. Диаметр скважинного прибора D = 73 мм, длина L = 4.0 м. Длина короткого зонда 0.5, а длинного 2.0 м. Схема зонда представлена на рис. 34.

Схема каждого отдельного зонда принципиально не отличается от зондов ИК и ДК (рис. 35) Обозначения зондов тоже типовые. Например, зонд И60.4И51.6Г5 имеет длину базы L = 0.4 м, и зонда L = 2.0 м (0.4+1.6).



Рис. 34 Схема зонда ВИКИЗ

Г1 (частота питания 14 МГц), Г2 (7 МГц), Г3 (3,5 МГц), Г4 (1,75 МГц), Г5 (0,875 МГц) - генераторные катушки; И1, И2, И3, И4, И5, И6 -- приемные катушки; Lj = 0,5 м, L2 = 0,7 м. L3 = 1,0 м, L4 = 1,4 м, L5 = 2.0 м - длины трехкатушечных зондов; ?L1 = 0,1 м, ?L2=0,14 м. ?L3 = 0,20 м, ?L4 = 0.28 м. ?L5= 0,4 м -- базы зондов

Рис. 35 Схема отдельного зонда ВИКИЗ

L, ?L - длины зонда и базы (расстояние между измерительными катушками) в метрах

Для всех пяти 3-х катушечных зондов выполняются условия квазистационарности в немагнитной среде и они называются изопараметрическими.

и

Скважинный прибор работает следующим образом. Переменный ток в генераторной катушке возбуждает в окружающей среде электромагнитное поле. Это поле наводит в измерительных катушках Э.Д.С., зависящую от электрофизических свойств горных пород. Далее усиленные и сформированные сигналы подаются на входы фазометра, который последовательно посредством суммирования производит измерение разности фаз ?ц между входными сигналами и их периодами Т. Работа всех электронных узлов выполняется по специальной программе.

Между параметрами ?ц и УЭС (с) существует зависимость, которая для однородной изотропной среды имеет асимптотический вид (рис. 36).

Рис. 36 График зависимости между показателями ?ц и с в частотном диапазоне ВИКИЗ

Принципиальная особенность ВИКИЗ, как самостоятельной технологии ГИРС, в том, что реализуется принцип радиального зондирования, то есть последовательного увеличения глубинности за счёт увеличения длины зондов с одновременным уменьшением их рабочей частоты, а также за счёт измерения разности фаз, слабо зависящей от параметров скважины. Другими словами, основной вклад в измеряемые на каждом канале сигналы вносят токи, текущие в различных на удалении от оси скважины областях среды.

Интерпретация диаграмм ВИКИЗ осуществляется по типовой схеме:

1. Определение границ пластов и литологическое расчленение разреза.

2. Выделение коллекторов и оценка типа их флюидонасыщения.

3. Получение количественных показателей продуктивных горизонтов.

Значения с пластов-коллекторов и параметры зоны проникновения вычисляются специальной компьютерной программой «МФС ВИКИЗ». Обязателен интерактивный (диалоговый) режим работы с программой, предусматривающий визуализацию и качественную оценку каротажных диаграмм. При этом принят определённый стандарт, согласно которому все пять измерений располагаются на одном поле каротажной диаграммы. Шкала напряжений показателя ?ц, по которому легко распознаются низкоомные отложения, выбирается линейной, поскольку зависимость ?ц от с нелинейная. Шкала напряжений с, когда необходимо выделить пласты высокого сопротивления, принимается логарифмической, но, в то же время, при необходимости визуального разрешения этих пластов применяется и линейная шкала.

Определение границ пластов и литологическое расчленения разрезов по диаграммам ВИКИЗ осуществляется по тем же критериям и признакам, что и для других электрических методов, то есть в точках градиента максимального возрастания-убывания кривых (рис. 37). На первом этапе оценивается соотношение пластов по УЭС, то есть разделяются высокоомные, низкоомные, среднеомные слои.

При этом диаграммы ВИКИЗ сопоставляются с другими методами каротажа и в первую очередь с кривыми методов стандартного каротажа (КС, ПС, НКТ, ГК). Второй этап литологического расчленения связан с выделением и качественной интерпретаций продуктивных пластов. Среди последних различают газоносные, нефтеносные и водоносные, а также смешанного типа. Признаками проницаемых коллекторов является радиальное изменение УЭС от зонда к зонду и инверсия этих кривых при наличии окаймлений (промытой) зоны. Последовательность изменения УЭС на кривых зондов различной длины зависит от либо пониженного, либо повышенного проникновения фильтрата промывочный жидкости в пласт.



Рис. 37 Пример выделения литологических границ по диаграммам ВИКИЗ, сопоставленных с кривыми бокового (БК), микробокового (МБК) и индукционного каротажа

Рис. 38 Пример соотношения кривых ВИКИЗ над водонасыщенным коллектором

Выделение коллекторов и оценка типа их насыщения производится путём сопоставления диаграмм ВИКИЗ на предмет соотношения по значениям ск. Пример соотношения кривых ВИКИЗ над водонасыщенным коллектором, в котором соленость пластовых вод превышает соленость фильтрата (сс > св) приведен на рис. 38, а пример соотношения этих же кривых над продуктивным газонасыщенным интервалом - на рис. 39.

Рис. 39 Пример соотношения кривых ВИКИЗ над газонасыщенным коллектором

Необходим многоуровневый анализ, включающий привлечение каротажных кривых стандартного и дополнительного комплекса ГИРС в зависимости от сложности строения продуктивных пластов. Как правило, наиболее легко удаётся определить газо- и водонасыщенные коллекторы. В частности, анализ соотношения кривых, приведенных на рис 38 и 39, показывает, что над проницаемым водонасыщенным пластом имеет место последовательное уменьшение показателя ск от коротких зондов к длинным с равными показаниями на двух длинных зондах (см. рис. 38), в то время как, в газонасыщенном пласте картина противоположная, подчёркиваемая чётким обособлением всех кривых (см. рис. 39).

В нефтенасыщенных интервалах соотношение кривых ВИКИЗ бывает самым разнообразным и может в отдельных случаях не отличаться от таковых в водоносных и газоносных пластах. Преимущественно картина проникновения всегда сложная. Часты примеры наличия окаймляющей зоны, где наблюдается инверсия графиков ск, полученных зондами малых и средних размеров. Сложная картина и в тех случаях, когда подошвенная часть пластов содержит пластовую воду. В первом приближении различают:

а) повышающее проникновение, когда, как и в водоносных пластах, происходит последовательное уменьшение от короткого зонда к длинному и, в большинстве случаев, с равными показаниями или инверсией на двух длинных зондах (рис. 40);

Рис. 40 Соотношение графиков ВИКИЗ при повышающем проникновении фильтрата промывочной жидкости в продуктивный пласт

б) понижающее проникновение, при котором, как и в газоносных пластах, наблюдается последовательное увеличение от короткого зонда к длинному с равными показаниями или инверсией значений ск на двух-трех длинных зондах (рис. 41).

Для правильной оценки коллекторов необходимы мониторинговые наблюдения, которые не только подтверждают наличия окаймляющей зоны в продуктивной части коллектора, но и позволяют изучать динамику процессов формирования этой области.



Рис. 41 Соотношение графиков ВИКИЗ при понижающем проникновении фильтрата промывочной жидкости в продуктивный пласт

Количественная интерпретация диаграмм ВИКИЗ включает:

- попластовую разбивку;

- усреднение диаграмм и снятие существенных значений;

- формирование кривых зондирований;

- построение стартовой модели (экспресс-инверсия);

- инверсию кривых с использованием методов целенаправленного подбора модельных параметров;

- оценку качества интерпретации.

Приведенная схема лежит в основе системы компьютерной интерпретации по программе «МФС ВИКИЗ». Подавляющее большинство функций выполняется автоматически, но обязательна корректива, то есть использование интерактивного (диалогового режима). Окно программы пользователя с наименованием основных операций приведено на рис. 41.



Рис. 41 Окно пользователя программой «МФС ВИКИЗ»

Основная цель количественной интерпретации данных ВИКИЗ, как и в технологии БКЗ, определение показателей продуктивного пласта и зоны проникновения. Интерпретация выполняется посредством сопоставления наблюдённых (фактических) кривых с теоретическими. Кривые зондирования, как и в БКЗ, строятся в билогарифмическом масштабе и разделяются на 2-х, 3-х, и 4-х слойные. Наиболее часто встречающиеся типы кривых приведены на рис. 42.

Рис. 42 Типы кривых зондирования в методе ВИКИЗ

Лекция 9. Каротаж естественной (метод ПС) и вызванной (метод ВП) поляризации, качественная и количественная интерпретация каротажных диаграмм этих методов

Метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС или СП) основан на измерении в разрезах скважин естественного постоянного электрического поля Земли. Это поле создается вследствие окислительно-восстановительных, фильтрационных и диффузионно-адсорбционных процессов и определённым образом деформируется под влиянием скважинных условий. Перечисленные процессы приводят к возникновению на границах разделов сред двойных электрических слоев, суммарный потенциал которых и характеризует интенсивность поля ПС.

Окислительно-восстановительные процессы в основном возникают на контакте с рудными телами при обязательном присутствии водных растворов (природный гальванический элемент).

Фильтрационные процессы связаны с динамикой подземных вод (потенциалы течения).

Диффузионно-адсорбционные процессы имеют место при контакте водных растворов с различной концентрацией.

В нефтегазовых, гидрогеологических и др. скважинах основной интерес представляет диффузионно-адсорбционная активность, проявляющаяся при диффузии ионов электролитов из пластовых вод в промывочную жидкость или наоборот. Потенциал поля в этом случае рассчитывается по формуле:

UПС = КДА lg C1/C2, где

КДА - коэффициент диффузии, зависящий от типа электролита и температуры, С1 и С2 - концентрации промывочной и пластовой жидкостей. Для соли NaCl КД = -11,6 при температуре t = 180.

Метод ПС весьма прост в технике исполнения. Схема измерений показана на рис. 43. Производится регистрация потенциалов естественного поля (UПС), то есть разность потенциалов между подвижным электродом М, перемещаемым по стволу скважины, и неподвижным электродом N, устанавливаемым на дневной поверхности:

Согласно приведенной формуле изменение - это изменение в мB с глубиной.

Рис. 43 Схема измерений методом ПС

1 - глина, 2 - песчаник

Метод ПС наиболее эффективен в песчано-глинистых разрезах. На рис. 44 показана типовая форма кривой ПС в интервале нефтегазоразведочной скважины. Границы пластов на диаграммах ПС соответствуют точкам 0.5 max амплитудных значений. Их величину отсчитывают по линии глин. Минимумами UПС отмечаются песчано-алевролитовые пласты при значениях удельного электрического сопротивления фильтрата бурового раствора бо'льших, чем у пластовой воды (сф>св). Против песчано-алевролитовых нефтегазонасыщенных коллекторов аномалии ПС практически не отличаются от таковых против водоносных пластов. В то же время глинистые пласты, содержащие нефть, газ или газоконденсат, характеризуются меньшей амплитудой UПС, нежели глинистые водоносные пласты. Чистые карбонатные пласты (известняки, доломиты) характеризуются при условии сф>св, как и песчано-алевролитовые, отрицательными аномалиями Uпс.

Рис. 44 Пример отображения на диаграмме ПС терригенного разреза, содержащего продуктивные пласты, отличающиеся между собой по удельному электрическому сопротивлению

Особенно эффективно литологическое расчленение разрезов скважин по данным ПС в тех случаях, когда кривые других методов ГИС, в частности КС, дифференцированы недостаточно (рис. 45).



Рис. 45 Выделение пластов и определение их мощности по данным ПС в слабо дифференцированном по удельному электрическому сопротивлению терригенном разрезе

I - кривая КС, II - кривая ПС

1 - песок, 2 - суглинок, 3 - глина

Соотношение знаков аномалий на кривой ПС зависит от степени минерализации бурового раствора и пластовых вод. В том случае, когда минерализация пластовых вод выше минерализации бурового раствора и пластовое давление ниже гидростатического на уровне пласта, минимумы ПС соответствуют проницаемым (пески, песчаники, известняки), а максимумы малопроницаемым (глины, мергели) породам. Если же минерализация пластовых вод меньше минерализации бурового раствора, а пластовое давление превышает гидростатическое, наблюдается обратное соотношение между кривой ПС и характером пород в разрезе скважины (рис. 46).

Рис. 46. Форма кривых ПС (знак аномалий) при минерализации пластовых вод больше (а) и меньше (б) бурового раствора

1 - известняк, 2 - песок, 3 - глинистый песок, 4 - глина

Связь ПС с минерализацией пластовых вод может быть использована для изучения этого параметра. При этом считается, что величина э. д. с. против пласта определяется исключительно диффузионным потенциалом.

При исследовании разрезов разведочных скважин на руды, особенно сульфидные, медные и полиметаллические, показания UПС обусловливаются в основном окислительно-восстановительными процессами. На рис. 47 показана форма аномалий UПС против пачки сплошных и вкрапленных сульфидных полиметаллических руд в разведочной скважине.

Рис. 47 Аномалии ПС против пачки сульфидных руд

1 - сплошная сульфидная руда, 2 - вкрапленная сульфидная руда, 3 - углисто-глинистые сланцы, 4 - сланцы

В разрезах угольных скважин применение метода ПС наиболее эффективно на месторождениях бурых углей, полуантрацитов и антрацитов, против пластов которых возникают положительные аномалии UПС. Величины аномалий колеблются от первых десятков до нескольких сотен милливольт. Границы пластов, мощность которых превышает 0.5 м, определяются как и в разрезах нефтегазоразведочных скважин по точкам 0.5 Uмакс (рис. 48А). С утонением пластов точки границ смещаются к своду аномалии. В случаях, когда кривые ПС имеют пологие ветви, точки границ независимо от мощности пластов располагаются выше половины амплитуды аномалий в пределах 2/3 Uмакс (рис. 48Б). Мощность и строение антрацитовых пластов, как наиболее электропроводящих, эффективно оценивается по кривым градиента потенциала (gradU) или (ДUПС). Для записи этого показателя используются сближенные электроды MN в градиент- или потенциал-зондах:

Границы контактов подошвы и кровли отображаются четкими разнополярными экстремумами (рис. 49).

Рис. 48 Определение толщин (мощности) пластов антрацита по кривым метода ПС

1 - уголь, 2 - перемятый уголь болотной фации, 3 - алевролит, 4 - песчаник

При регистрации кривых исходят из нормативных требований к степени детализации угольных пластов. Должно выполняться условие, согласно которому расстояние (LMN) между измерительными электродами должно быть меньше мощности (h) слоёв и прослоев в угольных пластах сложного строения. В качестве примера на рис. 50 приведены кривые ДUПС , зарегистрированные зондом MN = 0.05 м против пласта сложного строения. Прослои в пластах с мощностью, превышающей размер MN, отмечаются достаточно четко.

Рис. 49 Определение толщин (мощности) пластов антрацита по кривым градиента ПС

1 - уголь, 2 - перемятый уголь болотной фации, 3 - аргиллит 4 - алевролит

Рис. 50 Определение толщин (мощности) пластов антрацита сложного строения по кривым метода градиента ПС

1 - уголь, 2 - углистый сланец, 3 - перемятый уголь болотной фации, 4 - алевролит

Следует отметить, что в случаях, когда один из экстремумов на кривой ДUПС неясно выражен, вторую границу находят путём удвоения расстояния между точками этого экстремума и максимума градиента возрастания-убывания кривой в центре пласта, то есть в области перехода положительных значений в отрицательные.

В процессе интерпретации диаграмм ПС необходимо учитывать искажающее влияние электродной разности потенциалов, гальванокоррозии, блуждающих индустриальных и теллурических токов и других факторов. К недостаткам метода ПС также относятся его малая информативность в высокоомных разрезах и затруднения в выделении тонких пластов, толщины которых меньше четырёхкратного диаметра скважины, то есть при отношениях h/dc<4. Наличие глинистой корки в интервалах пористых продуктивных пластов значительно ослабляет амплитуду потенциала ПС. Кривая становится более пологой и «размазывается» в вертикальном направлении, что приводит к завышению оценки мощности пористого пласта по данным ПС.

Метод потенциалов вызванной поляризации (ВП) основан на явлении искусственного создания двойных электрических слоев в горных породах под действием электрического тока и измерении возникшего постоянного электрического поля во время его спада после прекращения действия тока. Другими словами, в методе ВП существующее поле ПС искусственно усиливается с целью последующего наблюдения спада суммарного поля, который не одинаков в разных по литологическому составу породах.

Механизм возникновения вторичного электрического поля связан с электролитической и объёмной поляризацией геологических образований. Первая возникает на контакте с углистыми и содержащими сульфидные и железные руды породами, а также при изучении нетрадиционных коллекторов нефти и газа, в составе которых имеются железосодержащие минералы, например, сидерит. Вторая обусловлена объемной поляризацией пород с повышенной глинистостью, пустотным пространством порового, трещинного или кавернового типа.

Закон изменения (спада) вторичного электрического поля UВП в промежутках между токовыми импульсами описывается электрическими зависимостями, одна из которых экспоненциальная, а другая - гиперболическая:

UВП,t?о = UВП,t=о ехр(-t);

UВП,t?о = UВП,t=о/(l +вt)

В этих уравнениях UВП,t?о - измеряемые амплитуды потенциалов вызванной поляризации в моменты времени t между соседними токовыми импульсами; UВП,t=о - амплитуда потенциала вызванной поляризации на момент окончания токового импульса; и в - константы, зависящие от типа и петрофизических характеристик входящего в состав породы минерала с электронной проводимостью.

Для измерения вызванных потенциалов используют четырехэлектродную установку AMNB. Механизм формирования поля ВП в импульсном режиме показан на рис. 51.

Рис. 51 Формирование поля вызванной поляризации в импульсном режиме

а - силовые линии поля первичных (ЕПР) и вторичных, вызванных поляризацией (ЕВП) токов, б - импульс тока (токовый меандр), в - временной процесс поляризации после включения и выключения тока

В ионопроводящих горных породах ток течет только в жидкой фазе, и, следовательно, вектор напряженности электрического поля направлен параллельно двойному электрическому слою. Явление проявляется достаточно слабо -- поле вторичных зарядов не превышает первых процентов от первичного поля. В случае наличия в горных породах минералов с электронным типом проводимости (сульфиды, графит, магнетит и некоторые другие) твердая фаза уже не является диэлектриком и ток течет поперёк двойного электрического слоя: идут достаточно интенсивные электрохимические и электрокинетические процессы и поле вторичных источников, возникающих на границе твердой и жидкой фазы, может составлять десятки процентов от первичного поля.

В качестве меры интенсивности процесса ВП используется поляризуемость з, которая рассчитывается как отношение напряженности поля вызванной поляризации к напряженности поля во время пропускания тока:

з = UВП /UПР100%

Очевидно, что з зависит от времени задержки момента измерения поля ВП с момента выключения тока, а также от времени пропускания тока (в случае, если процесс ВП не вышел на насыщение). Для ионопроводящих горных пород время зарядки, а, соответственно, и разрядки составляет первые секунды. В случае присутствия электронопроводящих включений это время может увеличиваться до нескольких минут. Время пропускания тока стараются выбирать из условия полной зарядки среды, и в то же время оно не должно быть слишком большим, чтобы не снижать производительность работ. Схема каротажа методом ВП приведена на рис. 52.



Рис. 52 Схема измерений потенциалов ВП в скважинах

Г - генератор (источник питания), П - пульсатор (знакопеременный преобразователь), Д - демпфер (переменный резистор), РП1 и РП2 - регистраторы сигналов (гальванометры), мА - миллиамперметр

Особенность в том, что в четырёхэлектродном потенциал-зонде А10.04М0.04А25.0В. электрод М размещён между раздвоенным токовым электродом А и защищён от воздействия поляризующего тока слоем перфорированной резины. При записи кривых ВП во временной области (или в импульсном режиме) время задержки стандартно выбирается равным 0,5 сек. Однако, современная аппаратура позволяет проводить измерения на многих временах задержки. Она основана на двух способах измерений вызванной поляризации. Первый способ - амплитудно-частотные измерения. Он сводится к расчёту процентного частотного эффекта (PFE):

, где

щнизкая - низкая частота, которая обычно выбирается в интервале от 0,5 до 2 Гц, щвысокая - высокая частота от 4 до 20 Гц.

Параметр PFE пропорционален поляризуемости з, поскольку в сигнале на низкой частоте явление ВП развито сильнее, чем на высокой частоте (рис 53-а). Второй способ - фазово-частотные измерения. Разность фаз сигнала в измерительной и токовой линии дает фазу вызванной поляризации цВП (рис. 53-б).

Если генераторное устройство вырабатывает ток в форме меандра, содержащего, кроме основной, и все нечетные гармоники, то по результатам обработки измерений ДUmn можно вычислить дифференциальный фазовый параметр:

Этот параметр равен фазе цВП и при этом не требует синхронизации измерительного и генераторного устройства. Кроме того, он исключает фазовые углы, связанные с явлением электромагнитной индукции. Экспериментально установлено, что для большинства горных пород фаза ВП линейно связана с кажущейся поляризуемостью:

зК(%) = - 2,5цВП (градусы)

Рис. 53 Амплитудно- (а) и фазово-частотные (б) способы измерения ВП

Для многоканальной регистрации кривых к в различных временных диапазонах разработана специальная аппаратура, включающая специальной конструкции скважинный прибор (рис. 54).

Сила тока в цепи АВ выбирается с таким расчетом, чтобы ?UВП превосходило не менее чем в два раза ?UПС.

Рис. 54 Конструктивная схема комплексного прибора ВП и ГК

На рис. 55 приведен пример применения метода ВП совместно с комплексом электрических методов ГИС (КС-ПЗ и ПС) на рудных месторождениях. Выбран интервал разреза скважины, где вскрыта зона свинцово-цинкового оруденения. Сопоставление кривых показывает, что метод ВП позволяет по сравнению с методами КС-ПЗ и ПС более четко разделять рудные прослои по степени их окисленности, в особенности, когда сульфидные оруденения характеризуются высоким удельным электрическим сопротивлением. Обычно это области рассеянной сульфидной минерализации, характерной для руд вкрапленного типа.



Рис. 55 Пример изучения методом ВП зон сульфидного оруденения

1 - известняк, 2 - песчаник, 3,4 -интервалы окисленного и незатронутого окислением свинцово-цинкового оруденения

Другие примеры успешного применения метода ВП известны при изучении ископаемых углей, терригенных осадочных пород, обогащенных минералами с электронной проводимостью и в карбонатных (хемогенных) породах. На диаграммах ВП угольным пластам, а также в большинстве случаев известнякам, песчаникам и высокоомным песчанистым сланцам, обогащённых слюдой, соответствуют интенсивные положительные аномалии (при условии питания электрода А в скважине током положительного знака). Литологическую принадлежность пород в таких случаях при регистрации кривых ?UВП на одной временной задержке однозначно определить не всегда возможно. Поэтому современными технологиями предусмотрены аппаратурные решения, предусматривающие “выравнивание” в процессе каротажа показателя ?UВП путем изменения силы возбуждающего тока. В этом случае, вследствие различной электрохимической активности песчаников, известняков и углей, для каждого из этих пластов по-разному происходит “разрядка ?UВП” во времени, которая зависит только от электрохимической активности породы. Самые высокие положительные аномалии ?UВП соответствуют углям, обладающих наивысшей электрохимической активностью. В силу этого метод ВП на угольных месторождениях относится к разряду эффективных, так как из всех электрических методов он наименее чувствителен к влиянию скважинных условий, особенно каверн на участках с крутопадающими угольными пластами.

Определение литологических границ и мощности пластов по кривым ВП производится также, как и по кривым ПС и заключается в нахождении величин ?UВП макс для каждой ветви аномалии (см. рис.48 и 50). Если угли залегают в породах с высоким сопротивлением и аномалия имеет пологие ветви, а также в случае маломощных пластов (меньше 0,50 м), контакты границ кровли и подошвы отмечаются ближе к своду аномалии. Более точно они обнаруживаются по кривым градиента ВП. Здесь погрешность зависит от расстояния между электродами MN в такой же степени, как и на кривых градиента ПС.

На рис. 56 приведены результаты скважинных исследований методом ВП при гидрогеологических изысканиях в Ростовской области на участке водораздела в долинах рек Дона и Сала. Отложения представлены чередованием глин, песков и промежуточных между ними разностей, которые в разрезе не выдержаны ни по площади, ни по глубине. Мощности варьируют от 3 до 40 м. Минерализация подземных вод колеблется в больших пределах. Наряду с пресными водами встречаются солоноватые и соленые. В таких сложных геологических условиях метод ВП даёт возможность существенно понизить неоднозначность литологического расчленения разреза по комплексу методов ГИС. В данном примере аномалии ?UВП в большинстве случаев коррелируются с аномалиями ск на кривой КС-ПЗ, что позволяет выделить и разделить водоупорные пласты глин, а также линзы песков, залегающих в интервалах разреза с различной минерализацией подземных вод. На участке диаграммы ВП, отвечающей пескам, наблюдаются отдельные «пики» ?UВП, связанные с прослоями мелкозернистого глинистого песка.



Рис. 56 Форма кривых ГИС, зарегистрированных методами КС-ГЗ, ПС, ГК и ВП в толще осадков, содержащей водоносные горизонты с различной минерализацией вод

1 - глины, 2 - суглинки, 3 - супеси, 4,5 - пески с прослоями глин и чистые

Данные ГИС подтверждены гидрогеологическим опробованием. Установлено, что в скважине имеются два разобщенных водоносных горизонта. В верхнем горизонте (24,2-33,2 м) минерализация воды равна 0,4 г/л, в нижнем (40,8-52,7 м) - 4 г/л. Соответственно этому при переходе от верхнего горизонта к нижнему ?UВП падает с 60 до 10 мВ и становится практически равной величине ?UВП, наблюдаемой против глин.

На основании полученных материалов были установлены общие критерии для расчленения песчано-глинистых отложений района, которые сведены в таблице 3.

Таблица 3 - Геофизические показатели песчано-глинистых отложений на участке водораздела в долинах рек Дон и Сал

Характеристика породы	с, Ом?м	з, %	J, имп/мин
Песок с пресной водой	крупный и средний	>20	1,2-2	низкая
	мелкий и глинистый	>20	1,5-4	низкая
Песок с минерализованной водой	<20	<1	низкая
Суглинок и супесь	<20	2-5	средняя
Глина	<15	~0,5	высокая

Лекция 10. 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).

10.1 Краткая характеристика естественной и наведенной радиоактивности

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

1) 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)

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

3) 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. каротаж геофизический скважина бурение

Таблица 4 - 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. 57 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. 58 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

1) 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: ;

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

5) - 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):

Увеличение Iг минералы минералы минералы минералы минералы углистой силикатной карбонатной глинистой рудной группы группы группы группы группы

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. 59 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. 60 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. 62 График изменения радиоактивности в терригенных породах в зависимости от степени их глинистости

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

Увеличение Iг породы породы породы породы породы углистой силикатной карбонатной глинистой рудной группы группы группы группы группы.

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

Рис. 63 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. 64. 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).

Лекция 11. 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).

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.



Рис. 65 Диаграмма временного распределения быстрых и тепловых нейтронов

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. 66 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. 67 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).