БЕСКАБЕЛЬНЫЙ КАРОТАЖ ПС

Электрические потенциалы, самопроизвольно возникающие в скважинах, хорошо исследованы и широко используются в практике ГИС.

Сигнал ПС при его измерении зондом на кабеле есть ЭДС между парой заземленных электродов, один из которых размещается на поверхности, а другой в скважине. Первый – электрод сравнения, относительно которого второй играет роль измерителя. Условия заземления первого электрода считаются неизменными. Электрохимический потенциал второго электрода может изменяться при его передвижении по скважине, заполненной электропроводящей промывочной жидкостью. Эти изменения тесно связаны с электрическими полями, которые возникают в породах различного минералогического, гранулометрического, флюидного составов вследствие вскрытия их скважиной.

Адсорбционная активность пород зависит от потенциалопределяющих свойств минералов породы и солевого состава растворов. Процессы сорбции оказывают решающее влияние на ионный состав пластовой воды, определяя равновесный уровень подвижных зарядов в поровом объеме.

Повышение концентрации отрицательно заряженных частиц у поверхности твердой фазы означает, что количество свободных отрицательных ионов в растворе будет сокращаться по мере увеличения удельной поверхности породы и уменьшения проницаемости порового пространства. Так, в породах глинистого состава происходит максимальное «выталкивание» ионов хлора из жидкой фазы, а сильно гидратированные ионы натрия «втягиваются» в раствор, располагаясь в диффузном слое. По этой причине интервалы глин интервалы глин в скважине отмечаются максимальным положительным потенциалом, обусловленным диффузией катионов в буровой раствор. Песчанистые породы имеют более высокую проницаемость и содержат пластовую воду с равновесным соотношением отрицательных и положительных ионов, поэтому за счет более высокой подвижности ионов хлора поверхность песчаника заряжается отрицательно (если минерализация промывочной жидкости меньше, чем пластовой воды).

Одним из главных источников электрических полей являются заряды на поверхности пород, контактирующих со скважиной. Трактовать источники ионного тока в скважине, используя двойные электрические слои на поверхностях вскрытых пород, предложил Г. Долль. При этом слои ионов с положительными зарядами граничат с буровым раствором для пород пелитового состава (глины), а ионы с отрицательными зарядами образуют соответствующие слои в песчаниках. Токи, протекающие по раствору, замыкаются через породу.

Электрохимические явления у границы «металл-электролит», объединенные в электрическую цепь, элементами которой становятся металлические электроды (проводники первого рода) и растворы электролитов (проводники второго рода), образуют гальванический элемент. Электродная поверхность имеет собственный диффузный слой зарядов. Это слой, обращенный в раствор, подвержен воздействию поля зарядов, распределенных в породах.

В зависимости от знака зарядов в породе диффузный слой электрода либо отдает в раствор свои заряды, либо принимает их в свой слой. Изменения электрохимического потенциала скважинного электрода сопровождаются электрическим током в цепи между заземленными электродами. Несмотря на замедленные скорости движения ионов по сравнению с электронами (из-за малой напряженности электрических полей), эти процессы не припятствуют качественному измерению сигналов.

Минимальную поляризацию имеют электроды, контактирующие со средой через раствор солей тех минералов, из которых изготовлены электроды. Пары неполяризующихся электродов обладают стабильностью и малой величиной окислительно-восстановительного потенциала.

В практике измерения ПС поляризационная разность потенциалов между электродами может либо компенсироваться дополнительным регулируемым источником постоянного тока, включенным в измерительную цепь, либо оставаться некоторым фоном, иногда превышающим полезные сигналы в несколько раз. Опыт показывает, что не всегда удается сохранить компенсацию электродных потенциалов при каротаже, поскольку измерительный электрод находится в иных термодинамических условиях, нежели электрод сравнения. При практических измерениях это обстоятельство не является решающим, поскольку увеличение с глубиной, например, температуры может частично компенсироваться ростом электропроводности буровой жидкости. Важно, чтобы электродная разность потенциалов оставалась неизменной в процессе каротажа.

В настоящее время ведется интенсивная разработка геофизической аппаратуры для исследования горизонтальных скважин без использования кабеля, а также устройств для каротажа в процессе бурения. Реализация метода ПС в этих видах аппаратуры весьма желательна. Данные ПС привлекательны в силу простоты их применения для литологического расчленения разреза. Кроме того, в ряде районов этот метод является одним из ведущих при оценке геофизических параметров пластов-коллекторов.

Достоверная регистрация диаграммы ПС в бескабельном варианте становится проблематичной, поскольку результаты оказываются в значительной степени искаженными. В частности, возникают гальванические источники между корпусами скважинной аппаратуры, изготовленными из разнородных металлов. Применение корпусов из титановых сплавов приводит к появлению интенсивных гальванических пар с другими металлическими частями скважинного комплекса.

Гальванические пары могут также образовывать комбинации бурильных труб (ЛБТ с СБТ), используемых для доставки геофизического комплекса на забой. Нестабильность потенциала также связана с явлениями трения. Это затрудняет использование труб в качестве электрода сравнения.

Рис. 1. Диаграммы ВИКИЗ, ПС и ДПС в песчано-глинистом разрезе вертикальной скважины

Стандартная кривая ПС, зарегистрированная с помощью комплексной бескабельной системы, в которую входила автономная аппаратура ВИКИЗ+ПС, характеризуется нестабильностью сигнала и искажена шумами. В качестве альтернативы было предложен измерять ЭДС между двумя сближенными электродами (ДПС – «дифференциальный» способ измерения ПС). Приставка с двумя электродами была установлена на диэлектрическом корпусе зонда ВИКИЗ.

Для примера приведем результат каротажа в вертикальном стволе скважины методами ВИКИЗ, ПС и ДПС (рис. 1). Граница между разными породами отмечается экстремумами. Пласт песчаника, заключенный между глинами, отмечается на границах максимумом (подошва) и минимумом (кровля). Например, в интервале 1712-1727 м (песчаник между глинами) величины аномалий на нижней и верхней границах различаются незначительно, как и градиенты ПС.

Рассмотрим более детально кривые ДПС в пачке «песчаник-глина-песчаник». Экстремум кривой ПС глинистого пласта расположен на глубине 1728 м.

Разность ПС между песчаниками и глинами (рис. 2, а) равна 55 мВ, в то время как электродная разность составляет 200 мВ. Приведенный фрагмент кривой ПС хорошо коррелируется с данными ВИКИЗ.

Диаграмма ДПС (рис. 2, б) представлена в том же интервале глинистого пласта. Соседние экстремумы кривой соответствуют его границам. Создается предпосылка распознавания литологии разреза по кривой ДПС. Если кровля отбивается максимумом, а подошва – минимумом, то пласт – глинистый. Если же порядок следования экстремумом обратный, то в интервале расположен песчаник. На этой же диаграмме показано выделение седиментационных неоднородностей в песчанике выше кровли глин, характеризуемых повышенной адсорбционной активностью за счет глинистого цемента. Выделенные прослои хорошо коррелируются по диаграммам ВИКИЗ и характеризуются пониженными значениями удельного сопротивления.

Известно, что на границах литологических разностей существую значительные градиенты потенциалов. Наибольший скачек потенциала наблюдается на границе глины с чистым песчаником, когда контраст удельных сопротивлений пласта, вмещающих пород и промывочной жидкости невелик. Такие условия характерны для терригенных разрезов Западной Сибири.

Значительная чувствительность зондов ДПС к границам пород позволяет с высокой детальностью выделять глинистые прослои внутри коллекторов. Таким образом, зонды ДПС обладают высокой расчленяющей способностью в тонкопереслаивающемся песчано-глинистом разрезе.

Измеряемые значения экстремумов ДПС определяются скоростью изменения потенциалов ПС в окрестности границ и прямо связаны с гранулометрической дисперсностью контактирующих пород.

В интервалах однородных песчаников и глин значения ДПС близки к нулю. По показаниям ДПС эти интервалы не различаются. Вместе с тем расчленение разреза на литологические разности возможно из-за особенностей аномалий на границах пород с различными адсорбционными свойствами.

Восстановление кривых ПС из диаграмм ДПС, полученных в вертикальных скважинах, может бать реализовано математической обработкой. Значительные трудности появляются при пересчете диаграмм ДПС, зарегистрированных без применения кабеля в горизонтальных скважинах.

Опыт восстановления значений ПС показал, что результаты обработки зависят от ряда причин.

1. Существуют технические проблемы хорошей привязки измерений, связанные с технологией подъема аппаратуры на трубах.

2. Влияют помехи от гальванических источников, возникающих на контактах разнородных металлов. В этом случае электроды ДПС могут измерять электрические поля, которые определяются электропроводностью пород (электроды ДПС становятся измерительными электродами зонда каротажа сопротивления). Помехи такого рода незначительны в низкоомных разрезах.

3. В горизонтальных интервалах возможны помехи, связанные с трением металлических конструкций о породы в местах наибольшего искривления ствола. Тончайшие слои металла, оставленные на абразивной поверхности горных пород, становятся потенциальными источниками электрических помех. В наибольшей мере на регистрируемые сигналы может повлиять трение электродов о породу.

4. Определенную долю помех можно отнести на счет неполного контакта электродов с буровым раствором, когда зонд размещается в диэлектрическом контейнере («хвостовике») с малым количеством сквозных отверстий.

Отметим, что измерения ПС и ДПС в контейнере с ограниченными возможностями циркуляции ПЖ через полость контейнера из-за низких скоростей подъема и частых стоянок, связанных с условиями каротажа в горизонтальных скважинах, обуславливает недостоверность результатов этих измерений.

Еще одна трудность обработки весьма существенна и обусловлена редким шагом регистрации сигналов ДПС (например, 0, 2 м).

Характерный интервал быстрого изменения потенциала, как правило, составляет примерно два диаметра скважины, что подтверждается практическими диаграммами ПС на контрастных литологических границах. При пересечении такой границы двухэлектродным зондом фиксируется короткий участок с резким возрастанием и последующим убыванием сигнала. Легко оценить, что при скорости движения зонда 800 м/ч на характерном интервале будет выполнено 6-7 измерений. Недостаточно малый шаг дискретизации может привести к большим ошибкам при восстановлении значений ПС из диаграммы ДПС.

Рис. 3. Диаграммы ВИКИЗ (а), ПС₁ (б, 1) и ПС₂ (б, 2), ДПС (в). длины зондов ВИКИЗ: 0,5 (1), 0,7 (2), 1,0 (3), 1,4 (4) и 2,0 (5) м.

Фрагменты диаграмм ДПС, ПС₁, ПС₂ и ВИКИЗ, полученные в одной из наклонных скважин Сургутского свода (трест «Сургутнефтегеофизика»), приведены на рис. 3, а–в­­. Диаграмма ДПС записана с помощью двухэлектрод­ной приставки к корпусу прибора ВИКИЗ. Спуск и подъем осуществлялись на буровых трубах. Диаграмма ПС₁ восстановлена из значений ДПС. Кривая ПС₂ записана при повторном каротаже по принятой кабельно-трубной технологии.

Диаграммы ПС₁ и ПС₂ приведены на рис. 3, б. Аномалии диаграмм соответствуют песчаникам с низкой адсорбционной активностью. Границы плотных аргиллитов, выделяемых на диаграммах ВИКИЗ повышенными значениями кажущихся сопротивлений (малые значения разности фаз), ясно выделяются соответствующими экстремумами на диаграмме ДПС (2556,0, 2573,5 и 2587,5 м). Некоторые различия между вычисленными и измеренными значениями ПС₁ и ПС₂ наблюдаются против коллекторов, что, вероятно, с разновременностью измерений, однако относительное расхождение этих в значениях этих аномалий находятся в пределах допустимых погрешностей.

Анализ результатов исследований вертикально-наклонных и горизонтальных скважин, проведенных методами ВИКИЗ, ПС и ДПС, позволяет сделать следующие выводы относительно диаграмм ДПС:

q экстремумы диаграмм соответствуют границам пластов различной литологии;

q пласты различной литологии можно выделять по совокупности экстремумов, песчаникам соответствует переход от минимума к максимуму, а глинам – наоборот;

q зонд ДПС имеет более высокую расчленяющую способность в условиях изменений адсорбционных свойств пород при малых контрастах УЭС, характерных для песчано-глинистых разрезов Западной Сибири;

q обработка данных ДПС позволяет получить традиционную диаграмму ПС при выполнении метрологических требований к регистрации.

В скважинах с горизонтальным завершением ствола диаграммы ДПС усложняются, поскольку границы между пластами зачастую отстоят от скважины на значительном расстоянии, и возникают сложно распределенные поля зарядов. Вместе с тем при положении электродов на нижней стенке скважины значение ДПС будет в большей мере связано с диффузно-адсорбционными свойствами подстилающей среды.

Учитывая уникальные способности дифференциальной ПС при выделении границ пластов, можно рассчитывать на более точную оценку эффективных толщин коллекторов. Это особенно важно, поскольку к высокоразрешающим данным ВИКИЗ добавляется иной физический метод с сопоставимым разрешением и высокой взаимной корреляцией. При усовершенствовании автоматической компьютерной интерпретации этих возможностей даст новый импульс развитию комплекса ВИКИЗ+ДПС.

[дополнение с листов (каротаж)]

РАДИОАКТИВНЫЙ КАРОТАЖ

В настоящее время широко применяется РК трех видов:

1. ГК, основан на измерении по стволу скважины гамма-излучения, вызванного естественной радиоактивностью горных пород.

2. ГГК, исследует особенности прохождения через породы гамма-излучения от источника гамма квантов, опускаемого в скважину вместе с прибором.

3. НК, базируется на исследовании поля медленных нейтронов и гамма квантов, создаваемого источником быстрых нейтронов, находящихся в приборе.

Особенности РК:

- относительно малая глубинность исследований (90% излучения поступает в детектор от слоя пород толщиной 10-30 см);

- возможность исследования скважины, крепленных обсадной колонной, практически не препятствующей прохождению нейтронов и гамма-излучения;

- зависимость результатов в первую очередь от элементного состава пород, малая роль их структурных особенностей – размера, извилистости и сообщаемости поровых каналов, распределения отдельных элементов в исследуемой части пласта.

Гамма-гамма каротаж

При прохождении через слой вещества толщиной R поток гамма-излучения J₀ ослабляется до величины J по закону

где e – основание натурального логарифма; μ₀ – массовый коэффициент поглощения гамма-излучения; σ – плотность вещества.

Причиной ослабления потока гамма-излучения является взаимодействие гамма квантов с электронами и ядрами атомов вещества. Вероятность взаимодействия определяется величиной μ₀, зависящей от заряда Z и атомного номера A атомов, а так же от энергии излучения E. Кроме того, вероятность взаимодействия пропорциональна плотности вещества σ.

При проведении ГГК в скважину опускается измерительная установка, состоящая из источника и детектора гамма-излучения, разделенных свинцовым экраном. Экраном поглощаются те гамма кванты, которые распространяются по прямой линии от источника до детектора. Гамма кванты, проникающие в породу, рассеиваются на электронах, входящих в состав атомов пород, часть из них после нескольких актов рассеяния попадает в детектор и регистрируется. Чем больше плотность породы, тем меньше гамма квантов приходит в детектор.

Если не принимать специальных мер, большая часть гамма-излучения будет проходить по стволу скважины, а не по породе. Поэтому источник и детектор обычно прижимаются к стенке скважины и экранируются от скважины свинцом. Для улучшения параметров измерительной установки, в некоторых приборах излучение источника и регистрируемое излучение коллинируются, т.е. направляются в породу (или из породы к детектору) под заданными углами с помощью свинцовых экранов с соответствующим образом расположенными окнами, заполненными легкими веществами (например, полиэтиленом).

В качестве источника гамма-излучения в приборах ГГК у нас и за рубежом чаще всего используется радиоактивный изотоп цезия (¹³⁷Cs) с периодом полураспада 26 лет и энергией гамма квантов 0,662 МэВ. Активность применяемых источников (0,5-2)·10¹⁰ расп/с, т.е. 50-200 мг·экв·радия.

Расстояние серединой источника и серединой индикатора в приборе, называют длиной зонда L (полная длина зонда). В коллинированных системах вводится также длина зонда L₁, равная расстоянию между ближайшими сторонами коллимационных окон источника и в применяемых детекторах лежит в пределах 30-50 см.

Зависимость логарифма зарегистрированной интенсивности J гамма-излучения от плотности среды lg J=f(δ) для указанных L линейны. Линейность нарушается для зондов небольшой длины в породах с малой плотностью.

Основным недостатком описанных измерительных установок является искажение результатов, возникающие при наличии между прибором и стенкой скважины промежуточной среды, например глинистой корки или слоя ПЖ в кавернозной части ствола, т.к. плотность промежуточной среды намного меньше плотности пород, измеряемые по ГГКП значения плотности занижаются. Погрешность возрастает с уменьшением длины зонда L. Сильное влияние промежуточной среды объясняется малой глубинностью ГГК. Так, при длине зонда L=30 см 90% регистрируемого излучения поступает от слоя пород толщиной 10-12 см, а при L=12÷15 см – от слоя всего 6-7 см.

При плотности ГГКП за основной нормируемый показатель прибора принята погрешность измерения плотности пород σ в рабочем диапазоне ее изменения (от 2,1 до 2,7 г/см³) на имитаторах пластов – базовых метрологичес­ких образцах плотности (МОБ).

За условную единицу при ГГКП принимаются регистрируемые значения по каналам большого и малого зондов на метрологическом образце из алюминия.

В методе ГГК различают: плотностной ГГК-П и селективный ГГК-С.

При ГГК-П измеряется жесткая составляющая рассеянного гамма-излучения. В качестве источника используется изотоп кобальта.

На кривой ГГК-П минимальные показания соответствуют плотным породам – ангидритам, крепким доломитам и известнякам; максимумами выделяются наименее плотные породы – гипсы, глины, каменная соль, высокопористые разности известняков, песчаников, доломитов. Средними или пониженными значениями отмечаются глинистые известняки и песчаники.

Оценка плотности пород по кривой ГГК-П, записанной одним зондом, возможна путем эталонирования диаграммы по двум опорным горизонтам с известными значениями δ_п, аналогично эталонированию диаграмм ГК и НГК, при замене абсолютных значений относительными. Для этого используется следующее соотношение:

где J_ГГК, J_{ГГК min}и J_{ГГК max} – показания ГГК-П соответственно против исследуемого пласта, против пласта с максимальной плотностью для данного разреза, против каверны с достаточно большим радиусом, когда с учетом радиуса исследования методом ГГК-П возможно допущение, что J_{ГГК max} обусловлено плотностью промывочной жидкости δ_с.

ГГКС – основан на измерении мягкой составляющей гамма-излучения. При применении его используются источники, излучающие гамма кванты малой энергии (менее 200 кэВ). Индикатор помещается в алюминиевую или плексиглазовую гильзу, рассчитанные на регистрацию мягкой компоненты. Величина вторичного гамма-излучения мягкой компоненты зависит не только от плотности окружающей среды, но и от изменения вещественного состава и способности окружающей среды поглощать гамма кванты (фотоэффект).

ГГКС применяют для выявления в разрезе угольных и рудных пластов, определения их мощности, строения и содержания полезного ископаемого.

Нейтронный каротаж

Нейтроны характеризуются энергией E (МэВ или эВ). Энергия связана со скоростью нейтрона v. Различают быстрые, медленные и т.д. активность источников определяют по выходу нейтронов в 1 с. В промысловой геофизической практике применяют источники с выходом (5÷10)·10⁶ нейтр/с.

При облучении вещества потоком нейтронов последние, пролетая вблизи ядер атомов, взаимодействуют с ядрами. Основными видами взаимодействия является упругое рассеяние нейтрона на ядре с потерей части энергии (т.е. замедление нейтрона) и захват (поглощение) нейтрона ядром. Некоторые ядра при захвате нейтрона становятся радиоактивными, в этих случаях взаимодействие называют активацией. Вероятность взаимодействия нейтронов с ядрами атомов разных элементов неодинакова и выражается через сечение данного процесса (рассеяние, захвата, активации).

Атомы и молекулы вещества, находятся в тепловом движении. Скорости их приблизительно соответствуют энергии 0,1 эВ. Поэтому нейтроны, замедлившиеся до таких энергий, участвуют в тепловом движении ядер, т.е. по-прежнему сталкиваются с ними, но энергии в среднем не теряют и не приобретают. Этот процесс называется диффузией, а нейтроны с такой энергией – тепловыми нейтронами. В области тепловых энергий становится большой вероятность захвата нейтронов. В конечном счете все нейтроны захватываются ядрами атомов. Среднее расстояние по прямой, которое проходит нейтрон до места замедления, до места захвата, называется диффузионной длиной.

Диффузионные длины обычно значительно меньше длины замедления. Среднее время между замедлением и захватом называется средним временем жизни тепловых нейтронов.

Область применения НК.

НК часто называют каротажем пористости. Поглощающие свойства пород зависят от содержания в них сильных поглотителей нейтронов – чаще всего хлора. На месторождениях с высокой минерализацией ПВ водоносные пласты содержат хлора больше, чем нефтяные, что создает предпосылки для их разделения по этому признаку.

Нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННКН).

Метод основан на измерении по стволу скважины потока нейтронов, замедлившихся до энергии несколько выше тепловой, порядка единиц эВ. Для регистрации медленных нейтронов применяются сцинтилляционные детекторы или пропорциональные счетчики нейтронов, экранированные тонким слоем кадмия, интенсивно поглощающего тепловые нейтроны и свободно пропускающие медленные нейтроны с энергией больше 0,5 эВ. Длина зонда выбирается так, чтобы она была максимальной для пород длины замедления, т.е. L≥25÷30 см. Однако с увеличением длины зонда скорость счета падает. Поэтому на практике используют зонды длиной 25-50 см. Чем больше водорода в породе, тем меньше длина замедления нейтронов, и следовательно, тем менее вероятность, что нейтрон дойдет до детектора.

С увеличением водородосодержания пород (т.е. их пористости) регистрируемые значения уменьшаются.

Недостаток метода ННКН по сравнению с другими методами заключается в сильном влиянии промежуточной среды – глинистой корки или ПЖ в кавернозных участках ствола скважины. Уменьшить это можно с помощью двухзондовой установки ННКН.

Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКТ).

Длины зондов ННКТ и ННКН приблизительно одинаковы. Физические процессы, происходящие при ННКТ, отличаются от физических процессов при ННКН тем, что получаемые результаты определяются не только параметрами замедления быстрых нейтронов, но и диффузионными параметрами. При отсутствии в породах и ПЖ элементов с большим сечением захвата тепловых нейтронов, например хлора и бора, зависимость значений ННКТ от пористости пород качественно такая же, как значений ННКТ. Содержание в породах, ПВ и ПЖ указанных элементов приводит к искажениям этой зависимости. Для уменьшения влияния диффузионных свойств и ПЖ применяются двух зондовые установки.

Нейтронный гамма каротаж (НГК).

При проведении НГК по стволу скважины измеряется поток гамма-излучения, сопровождающего захват тепловых нейтронов в породах и ПЖ. Этот вид НК получил широкое распространение и до настоящего времени является основным. При измерении пористости метод НГК в ряде случаев дает удовлетворительные результаты. Объясняется это тем, что влияние излучающей способности ядер и плотности пород также является монотонно изменяющейся функцией пористости.

В детектор приходят гамма кванты, возникающие в результате захвата нейтронов в породах, а также в ПЖ, глинистой корке, корпусе прибора, экранах, размещенных в приборе. Присутствие в пластовых водах или породах хлора, имеющего большое сечение захвата и высокую по сравнению с водородом излучающую способность, приводит к повышению (излучению в породах) и снижению (изучению в скважине). Если хлор содержится в ПЖ, возрастает компонента (излучение в стволе скважины). Суммарное влияние хлора зависит от соотношения J_c /J_п (в скважине и породе). Соотношение J_c /J_п определяется конструкцией прибора и может регулироваться для увеличения или уменьшения влияния диффузионных свойств пород. Для проведения НГК применяется измерительная установка ДРСТ.

Применение стационарных нейтронных методов.

Стационарные нейтронные методы в комплексе с гамма каротажем и другими геофизическими методами дают возможность выделять в разрезе глины, плотные породы и участки повышенной пористости. Если поры чистой породы заполнены пресной водой или нефтью, нейтронный каротаж характеризует емкость этих пор. В сочетании с ГГК-П нейтронные методы используются для выявления газонасыщенности зон. В эксплуатационных скважинах стационарные нейтронные методы применяются для определения местоположения газожидкостного и водонефтяного контактов.

[статья из журнала «Нефтяная и газовая пром-ть»]

Определение пористости по ультразвуковому каротажу.

В настоящее время на основных горизонтах Украины установлены многомерные корреляционные связи между коэффициентом пористости пластов, с одной стороны, и интервальным временем пробега продольной волны, относительно амплитудной ПС и другими геофизическими параметрами – с другой. Недостатками этой связи является необходимость в дополнительной геофизической информации и трудностей идентификации разреза при поисковом и разведочном бурении. Кроме того, для установления данных связей, требующего около двух лет, необходима большая коллекция керна с хорошим его выносом и привязкой к разрезу.

При определении открытой пористости по акустическому каротажу используем уравнение среднего времени

(1)

где Δt_п, Δt_ск, Δt_ж – интервальное время пробега продольной волны соответственно в пласте, в скелете породы и в жидкости, насыщающей прискважинную зону пластов; A – коэффициент, учитывающий влияние нелитового материала (цемента) на Δt_п; k_гл – объемная глинистость; k_пф – фиктивная пористость.

Анализ формулы (1) показывает, что точность определения k_п зависит не только от точности регистрации Δt_п, но и от точной оценки Δt_ск, Δt_ж, А, k_гл. Так как для расчета этих параметров нет достаточно убедительных рекомендаций, нами разработана методика их определения по терригенным отложениям Украины.

При расчете Δt_ск средне- и крепкосцементированных песчаников и алевролитов установлена его корреляционная связь с глубиной залегания Н в интервале 500-7500 м.

(2)

Корреляционное отношение Э=0,8; среднеквадратическая ошибка при определении δΔt_ск равна ±4 мкс/м.

(3)

где С – минерализация, г/л.

В основу уравнения (3) положены результаты лабораторных определений Δt для воды и нефти, а также данные о содержании остаточной нефти в прискважинной зоне коллекторов Украины, минерализация пластовых вод и буровых растворов.

Для определения А используем формулу

(4)

Коэффициент корреляции равен 0,75; δА=+0,06.

При определении объемной глинистости были использованы равенства k_гл=f(α_пс) и k_гл=f(ΔJ­_γ), установленные для конкретных литолого-стратиграфических комплексов горных пород, где α_пс – относительная амплитуда потенциалов естественной поляризации горных пород; ΔJ_γ – двойной разностный относительный параметр гамма-активности горных пород.

На рисунке представлена палетка для определения открытой пористости чистых песчаников и алевролитов по АК, выполненная с учетом формул (2) и (3). При построении палетки учтена связь между открытой и общей пористостью, установленная керновом материале.

Методика определения открытой пористости по данным АК следующая:

1. При помощи палетки определяется величина фиктивной пористости без учета влияния глинистого материала k_пф.

2. Определяется объемная глинистость пласта k_гл.

3. По формуле (4) рассчитывается коэффициент А, учитывающий влияние пелитового материала.

4. По формуле (1) вычисляется истинная величина открытой пористости.

Методика определения пористости по формуле (1) используется Иваново-Франковской ЭГИС при подсчете запасов углеводородов на месторождениях Предкарпатья.

[дополнения из методички]

Способы определения пористости, основанные на

использовании данных одного какого-либо

геофизического метода

Электрокаротаж.

Электрокаротаж является одним из первых методов, использованных за рубежом для определения пористости. Для определения пористости по данным электрического каротажа был предложен ряд формул, выражающих зависимость относительного сопротивления от литологических факторов, пористости и цементации.

где ρ_п – удельное электрическое сопротивление породы; ρ_в – сопротивление пластовой жидкости, насыщающей поры пласта.

Однако только две формулы нашли практическое применение. Это формула Арчи

(1)

И формула Хамбла

(2)

В формуле Арчи показатель степени пористости m зависит от степени цементации породы и может иметь значения от 1,5 до 3. Эти формулы пригодны для оценки первичной пористости водоносных пластов при отсутствии зоны проникновения.

При наличии зоны проникновения для определения относительного сопротивления Р используется отношение удельного сопротивления зоны проникновения ρ_зп к сопротивлению фильтрата бурового раствора ρ_ф. Величину пористости определяют по уравнению (1-4):

(3)

Для определения пористости нефтеносных пород эту формулу приводят к виду

(4)

или

(5)

где K_он – коэффициент остаточной нефтенасыщенности, который, по некоторым данным может иметь значения от 0,1 до 0,25.

Перечисленные выше уравнения используются для определения пористости по данным электрокаротажа, микрокаротажа, микробокового каротажа, бокового каротажа. При этом погрешность определения пористости по относительному сопротивлению зависит от точности определения величин, входящих в формулы (1-4). Погрешность определения пористости по электрокаротажным измерениям для водоносных песчаников составляет не менее +15% при пористости пласта до 20% и не менее ±27% при пористости пласта 20-30%. Для водоносных пластов с зоной проникновения и нефтеносных пластов с промытой зоной погрешности в определении пористости возрастают в следствие недостаточно точного определения ρ_ф и K_п.

Так при определении пористости по МБК по формуле (5) на месторождении Экофиск в нефтеносных пластах с зоной проникновения были получены резко заниженные значения K_п. Поэтому были проведены определения пористости при K_он=30%, K_он=40% и K_он=50%. Оказалось, что только при остаточной при остаточной нефтенасыщенности K_он, равной 40%, имеет место наилучшая сходимость определяемых величин K_п с данными анализа керна и других методов каротажа.

С помощью приведенных выше уравнений (1-5) можно определять первичную пористость пород при отсутствии проводящих глинистых частиц в скелете породы. Наличие проводящих частиц приводит к ошибочной интерпретации данных сопротивления. Это связано с тем, что наличие глинистого материала в песчаниках приводит к существенному снижению дифференциации пород по удельному сопротивлению независимо от характера насыщения пористости.

Акустический коратаж.

Для определения пористости пород по данным акустического каротажа предложен ряд формул для определения пористости. Зависимость коэффициента пористости от величины интервального времени (скорости распространения) продольной волны в породе исследованы в ряде работ.

В практике зарубежных промыслово-геофизических исследований для определения коэффициента пористости по результатам акустического каротажа наиболее часто применяется эмпирическое уравнение среднего времени, предложенное Вилли. Оно имеет вид

(6)

где v_п, v_ж, v_ск – скорости распространения упругих волн соответственно в пористой среде, в жидкости, заполняющей поровое пространство, и в скелете породы.

Для практического использования выражение (6) преобразуют в

(7)

где ΔT, ΔT_ск, ΔT_ж – интервальное время распространения продольной волны соответственно в исследуемом пласте, в скелете породы и в жидкости заполняющей поры пласта.

Уравнение (7) широко применяется геофизиками различных стран для определения пористости пород. Использование других более сложных зависимостей для определения пористости по данным АК имеет эпизодический характер и часто не подтверждается результатами скважинных исследований.

Для анализа погрешности определения пористости с помощью уравнения (6) его преобразуют к виду

где Δt – интервальное время пробега, определяемое по данным АК; A, B – причины, характеризующие скоростные характеристики пласта.

<45678910> Дата добавления: 2016-12-09; просмотров: 1967;  Поиск по сайту Узнать еще Виды и сроки выдачи результатов технологических исследований и газового каротажа. Газовый каротаж. Принцип исследования разреза скважин. Радиоактивный и акустический каротаж. ДИНАМИЧЕСКОЕ, УДАРНО-ВИБРАЦИОННОЕ И СТАТИЧЕСКОЕ ЗОНДИРОВАНИЕ, ПЕНЕТРАЦИОННО-КАРОТАЖНЫЙ МЕТОД Каротаж сопротивления нефокусированными зондами Параметров процесса бурения (механический каротаж). Профили и структурные карты. Электрокаротаж и его значение. Газовый каротаж. Радиоактивные методы каротажа Публикации по технике и механике Публикации по биологии Публикации по информатике Публикации по строительству Публикации по физике Публикации по химии Публикации по электронике Публикации по искусству Публикации по истории Публикации по медицине Публикации по педагогике Разделы публикаций Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2024 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей. Генерация страницы за: 0.059 сек.