Недостатки стационарных источников 3 страница

, где

n(z) – распространение нейтронов

m - коэффициент поглощения

i – среднее число квантов на захват нейтронов в степени dv

x – расстояние от элементарного объема регистрации квантов до индикатора.

- при размере зонда Ln>20 -30 см увеличение W(Ls¯) Jng¯

- при Ln<20-30 см с увеличением W Jng­

При увеличении σ захвата (Cl, B, Mn) Jng­

2. Конфигурация кривых.

- при пересечении пластов толщиной h≥2Ln, точки перегиба аномалии смещаются в зависимости от среды(пласта) и размера зондов и могут либо превышать толщину пласта, либо быть меньше ее на о,5 Ln. Но на практике эти искажения не существенны, поскольку обычно привязка диаграмм определяется по диаграммам других методов, например электрометрии (малый зонд 0,5-1 м).

3. Количественная обработка НГК.

Регистрация НГК определяется

Первые два слагаемых – гамма-излучение пород и скважины.

Измеряется и представляет интерес только Jgп, остальные измерения только искажают полезный сигнал. Поэтому:

Jф – регистрируется при ГК и может быть выражена из Jng

Jgg - рассеяное, неизвестно как и влияние Jng скважины, бурового раствора.

Для исключения влияющих факторов(помех) используются разные излучения в исследуемой породе или модели с известным минеральным составом и коллекторскими свойствами.

при одних и тех же констукциях скважины.

В качестве опорных пластов используются:

- плотные неглинистые породы Кп<3% (известняки, доломиты, ангидриты)

- гипсы, глины W≈44%

- породы содержанием «В» >2-3 %

- каверны диаметром более 60 см

- специальные модели (бак с водой или раствором).

c установкой «м» или без установки фильтра – Cd, Pb.

На величину Ing основное влияние оказывает хлоросодержание пород, пропорциональное при данной минерализации вод коэффициенту открытой пористости.

Т.о. на показания НГК влияют водородосодержание и хлоросодержание, причем, по-разному:

• При повышении «wв», Ing уменьшается

• При повышении содержания NaCl - увеличивается

В качестве фильтра в приборе используется свинец, который хорошо поглощает g-кванты.

При обсадке скважины (наличие колонны, цемента) регистрируемая интенсивность Ing снижается. Степень снижения зависит от толщины стенок колонны, цемента, от соотношения диаметров колонны и прибора.

На показания НГК и вообще всех нейтронных методов влияет зона проникновения фильтрата промывочной жидкости. Поэтому наиболее

эффективны исследования НГК в неперфорированых скважинах с

устоявшимся режимом течения жидкости и газа, либо при измерениях в эксплуатационных скважинах без остановки их работы.

Вставка 1.

Возможность НГК по разделению на нефтяные и газонасыщенные части пласта определения их различия в объемном содержании водорода. Газонасыщенный пласт отличается от нефтенасыщенного и водонасыщенного меньшим содержанием водорода и меньшей плотностью, что приводит к повышенным показаниям НГК против газонасыщенной части разреза. Под ГНК понимают граница, выще которой в нефти содержится свободный газ (≥80%), ниже этой границы получают нефть без свободного газа. Это имеет большое значение при эксплуатации нефтегазовых залежей, позволяет увеличичивать потенциал нефтяных пластов (их дебет), проводить системный котроль за продвижением нефти и газа, что увеличивает нефтеотдачу пластов (пример IV горизонта).

Вставка 2.

Количественная оценка пластов

Оценка путем калибровочной зависимости.

зависимость строится для:

- стандартной аппаратуры (НГГК-62, РРСТ-1,3, РКМ-4) с размером зондов 50,60,70 см при Кп≥15%, в качестве опорного пласта принимаем Кп=100% при пластовом давлении= 100 атм, t=20^oC

- литологических_____ опорных и исследуемых пластов _____

- отличие пластовых условий от 100 атм более чем на 20 учитывается путем перестройки q(Кг) зависимости и строится кривая Кг.

Если Кг опорного пласта меньше 95% то показания для Кг=100% будет Jг=Jг.оп.-Jн(1-Jоп)/Jоп

Технология:

1) Производится разделение пластов на классы по коллекторским свойствам с близкими значениями Кп, Сгл.

2) Определяются (выбираются) опорные пласты

3) На каждой группе пластов определяется среднее значение Jнгк

4) Для каждой группы пластов определяется связь J(Кг)

5) По построенной палетке устанавливается q(Кг)

6) В глинистых пластах величина Кг определяет объемную Кг глинистого пласта Wкг=К1*Кп

7) При отсутствии опорных пластов используют плотные пласты при оценке Кг эф.

НГК-2з

При отсутствии в разрезе пластов с известным насыщением и определенными коллекторскими свойствами применяется метод двух зондов НГК, который позволяет выделять газонасыщенные пласты, если Кг> 50%.

В этом случае Кг рассчитывается по разности аномалий, зарегистрированных на двух зондах. Разница в показаниях обуславливается зависимостью интенсивности g-излучения от длины зонда L. Jx=Joe^-kb=Joe^-e/M, где

М – длина миграции

Ls – длина замедления нейтронов

Ld – длина диффузии тепловых нейтронов

Lg - длина пробега g-квантов

Если кривые НГК зарегистрированные зондами (70 см и 35 см) совместить по пластам, поры которых не содержат газ, нефть, по глинам, то газонасыщенные пласты, Кг>50% будут выделяться повышением показаний НГК-70 над показаниями НГК-35.

На показания НГК оказывает влияние газосодержание породы, чем оно выше тем выше Ing.

Поэтому в нефтепромысловом деле метод НГК широко используется для оценки:

• Положений ГНК и ГВК

• Разделения пластов по характеру насыщения в разрезе. Для более надежной оценки показаний значений используйся:

• Временные измерения НГК против пластов (после бурения и в процессе эксплуатации)

• Использование двухзондовой модификации НГК-2з (L-500, L-30 см)

Использование двухзондовых приборов позволяет выделить газонасыщенные интервалы от обводненных или водоносных путем сравнения показаний 1бз и 1мз по отношению к показаниям в глинах.

НГК используется для количественной оценки газонасыщенности пластов. Для этого определяют двойной разностный параметр.

∆I=(Ix-Ion 1)/(Iоп2-Iоп 1)=f(Kг)

Ix - показания против измеряемого пласта

Ionl Iоп2_ против опорных

Регистрируемые излучения носят статистический характер, поэтому измеряемая интенсивность нейтронного и g-излучения подвержены статистическим флуктуациям, характеризующимся среднеквадратичной погрешностью:

σ=±√(Iср*V)/h

где V- скорость подъема прибора, h- толщина пласта.

Или относительной погрешностью:

Среднестатистическая погрешность в нефтяных и газовых скважинах не должна превышать 5%. Снижение погрешности достигается за счет использования источников с большим выходом излучаемых частиц.

В условиях скважины показания I _ng слагается из следующих составляющих:

I _ng= I _ngn+ I _ngc+ I _g+ I_{g g}+I_gф

где I _ngn, I _ngc- g-излучение в породе и скважине, I _g- естественное g-излучение в породе, I_{g g}- рассеянное g-излучение, I_gф- интенсивность гамма фона.

Исследование разреза скважины основано только на I _ngn породы, остальные постоянные являются помехой.

Показания НГК против пластов:

-Плотные породы (к 10%)- высокие значения I _ng,

-Водородосодержащие пористые среды- пониженные значения I _ng,

-Глины- наиболее низкие значения I _ng,

-Газонасыщенные пласты- высокие значения I _ng,

-Нефтяные пласты- пониженные значения I _ng.

Гамма-гамма метод (ГГК)

При ГГК горную породу облучают источником g-квантов и регистрируют интенсивность g-излучения, достигшего индикатора, расположенного на расстоянии L, равном длине зонда. Фильтр, расположенный между источником в центре и индикатором, поглощает прямые лучи. Фильтр состоит из тяжелого металла (Fe, Pb, W и др.), поглощающего прямые лучи.

В скважинах диаметром более 150 мм применяют прижимное устройство для исключения влияния скважины.

По мере удаления от источника часть g-квантов поглощается, а большая часть рассеивается, проходя через породу на индикатор.

Для каротажа нефтяных и газовых скважин используют в качестве источника Со⁶⁰(Е_g=1,17; 1,33 МэВ), зонд 20-40 см, показания ГГК зависят от плотности среды: чем больше плотность, тем меньше показания ГГК. Такой каротаж называется плотностным.

При ГГК-С (селективный) используют источник мягкого g-излучения (меньше 0,1-0,4 МэВ)- Se⁷⁵, Tu¹⁷⁰. Показания ГГК-С определяются концентрацией тяжелых элементов.

Размер зонда ГГК-С- 10-30 см.

Схемы установок ГГК

где - массив ослабления,

р- размер зонда

Применение:

1. Исследование разрезов нефтяных, газовых и гидрогеологических скважин. Цель р_пл=f(k_п).

2. Исследование разрезов угольных и рудных скважин. Цель- выделение по высокой плотности руд.

3. Исследование стальных колонн скважин, буровых труб. Цель- выявление дефектов, износа.

4. Исследование флюидов в скважине. Цель- выделение воды, нефти, газа их смеси в колонне.

5. Пенетрационный каротаж поверхностных отложений, донных осадков, россыпей. Цель- определение плотности, влажности грунтов.

Все модификации ГГК имеют малую зону исследований: ГГК-П- 10-15 см, ГГК-С- менее 10 см. Поэтому на их показания оказывают влияние:

- положение прибора в скважине;

- плотность промывочной жидкости;

- диаметр скважины;

- наличие обсадной колонны;

- толщина глинистой корки.

ГГК-П применяют для оценки пористости пластов через их плотность:

Из-за малой зоны исследования ГГК проводят в необсаженных скважинах.

На показания ГГК значительное влияние оказывает глинистая корка, образующаяся при бурении на стенке скважины (осаждение бурового раствора). Для учета влияния глинистой корки используется двухзондовая модификация ГГК.

Малый зонд (20-22 см) учитывает изменение рассеянного g-излучения от глинистой корки.

Большой зонд (40 см) регистрирует рассеянное g-излучение в основном от породы.

Между показаниями ГГК и плотностью породы существует линейная зависимость, чем выше плотность, тем меньше показания метода.

Для эталонирования аппаратуры используются специальные калибровочные устройства известной пористости: 1,66; 2,5; 2,8 г/см³, что позволяет оценивать плотность, если влияющие факторы учитываются достаточно надежно (глинистая корка, надежный прижим, параметры р).

Примеры по скважине

Широкое применение в геофизической практике имеет метод оценки плотности среды в стволе скважины- плотномер или плотностемер (ГГП).

Плотность среды в стволе скважины необходима для контроля за эксплуатацией как отдельной скважины, так и месторождения в целом.

В действующей скважине плотность среды зависит от многих факторов, зависящих от добываемого флюида и заполнения (ствола):

- флюид (нефть, газ, вода);

- заполнение ствола (гл.раствор, нефтегазовая смесь и др.).

Оценка перечисленных сред влияет на работу скважины, выделение интервалов, отдающих флюиды.

Гамма-гамма плотномер состоит из источника гамма-излучения, индикатора и схемы регистрации. Имеет диаметр, способный проходить через НКТ и внутрискважинное пространство (42-25 мм). В качестве источника используют Co⁶⁰, Tu, Cs.

В отличии от аппаратуры ГГК, источник g-квантов изолируется от бокового распределения излучения, что позволяет просвечивать среду внутри скважины.

Исследование состава смеси в стволе

Поток в стволе неоднороден и представляет смесь с различными свойствами (плотность, удельное сопротивление, диэлектрическая проницаемость). Методы изучения состава смеси входят в комплект «ГИС-контроль». Одним из свойств для изучения состава флюида в стволе является плотность. Для оценки ρ используется гамма-гамма-плотнометрия. Метод основан на регистрации интенсивности, проходящей через скважинную среду.

Погрешность определения ρ_см не должна превышать 0,01 г/см³. Источники излучения Tu-170 или Цезий-137.

Длина зонда выбирается такой, чтобы между плотностью воды (1 г/см³) и нефти (0,85 г/см³)коэффициент дифференциации был порядка 1,8 (практически l=30-50 см).

Для измерений дополнительно используется канал ГК.

Содержание воды и нефти определяют из соотношения:

С_н=(100- С_в)

Существует номограмма С_в= f(ρ_см)

Применение:

- эталонировка;

- запись диаграмм;

- оценка плотности.

Селективный метод ГГК-С

При изучении железных руд, хромитов, сульфидных руд с небольшим атомным номером Z используют источники Tu-170 или Те-123.

Влияние плотности породы определяется путем подбора зондов, при которых на регистрируемую интенсивность рассеяния g-излучения не влияет плотность среды. Обычно это зонды малой длины.

При разведке руд тяжелых металлов одновременно используют два зонда, которые позволяют компенсировать изменение плотности пород, т.е. интенсивность рассеянного g-излучения будет определяться содержанием тяжелых элементов в породе.

Наиболее благоприятные результаты ГГК-С дает при исследовании руд: Pb, Hg, Fe. На кривых I_{g g} участки с этими элементами отмечаются резко пониженными значениями регистрируемой величины.

ГГК-С эффективен при исследовании разрезов скважин угольных месторождений. Вмещающие породы имеют порядковый номер Z=12-15, а угольные пласты Z=7 и поэтому угли выделяют по максимальным значениям I_{g g}.

Зависимость зольности углей (%) от показаний I_{g g} имеет вид:

Различия НГК-НКт

Различия: НКт не регистрирует g-излучения. У него бОльшая чувствительность к водородосодержанию. У НКт падают показания при увеличении NaCl, а у НГК растут. У НКт меньше глубинность, чем у НГК.

Совпадения: , технология измерений, эталонировка, аппаратурное решение: фильтры, счетчики.

Область применения: определение Кп- НКт; определение ГНК- не глинистый разрез НГК, песчано-глинистый разрез НКт; при С≥100 г/л совместно.

При НКт используют как малые (15-20 см), так и большие зонды (>40см). Первые применяют при пенетрационном каротаже грунтов и исследовании сухих скважин малого диаметра.

Зависимость показаний НКт от пористости известняков:

Крепление скважины уменьшает в 1,3-2 раза показания НКт.

Показания НКт так же, как и НГК зависят от свойства породы.

Отличие состоит в меньшем влиянии на показания НКт плотности и большем влиянии примесей поглощаемых нейтронами элементов.

Зона проникновения размером больше 1,5 (скв.) исключает возможность оценки свойств неизменной части пласта по сравнению с НГК.

Нейтронный каротаж (НКт)

Нейтронный каротаж (по тепловым нейтронам) - метод изучения разрезов скважин, при котором породу облучают быстрыми нейтронами и регистрируют медленные нейтроны (НКнт) и тепловые (НКт).

При НКт между источником и детектором помещают экран, изготовленный из стали (над источником) и материалы с высоким содержанием водорода (полиэтилена или эбонита (над детектором).

При НКт используют обычно два зонда- малый и большой. Показания малых зондов прямо пропорциональны влажности пород, а больших (более 20 см) обратно пропорциональны логарифму пористости (водонефтенасыщенности).

Оптимальным, большим зондом, является зонд l=50 см.

Пример НКт=f(kп)

Определение водородосодержания горных пород

Водород в горной породе входит в состав воды, нефти, газа, каркас породы. В однородной среде, в доинверсионной зоне с увеличением водородосодержания плотность тепловых нейтронов увеличивается, а в заинверсионной- уменьшается.

Преимуществом измерений в доинверсионной области является высокая плотность нейтронов и как следствие возможность использования нейтронных источников с интенсивностью ≈10⁴ нейт/с. Поэтому в условиях близких к однородным средам, например, в геолого-геохимических исследованиях используются (в скважинах малого диаметра) зонды L=5-10 см.

В скважинах нефтяных, газовых (dc≤20 см) инверсия кривых нейтронного каротажа отсутствует и не обеспечивается достаточная дифференциация пород по водородосодержанию.

В этих условиях применяют заинверсионные зонды с L от 30-35 см до 40-50 см. Для таких зондов показания НКт растут с уменьшением водородосодержания.

В глинах, аргелитах, мергелях, гипсах, содержащих максимальное количество связанной воды, показания НКт минимальны.

При прочих равных условиях, чем выше пористость пласта, тем ниже показания метода.

Это позволяет по данным НКт определить Кп пласта. Количество водорода в нефти и воде примерно одинаково, поэтому нефтенасыщенные и водоносные пласты, насыщенные пресной водой, отличаются практически одинаковыми показаниями. В газонасыщенных пластах, при равной пористости содержится меньше водорода, поэтому показания против них увеличиваются- при отсутствии зоны проникновения.

Исследования метод НКт входит в обязательный комплекс измерений в поисково-разведочных скважинах для определения пористости пластов.

Для оценки Кп аппаратура НКт эталонируется в специальных устройствах, имеющих несколько значений пористости, показания против которых фиксируется по измерениям на установленном зонде каротажного прибора. В качестве эталонных устройств используются мрамор, известняк, песок с водой. Такую же эталонировку можно проводить в скважине, если известны параметры опорных пластов, например плотных пластов, глин. Существуют специальные стандартные образцы объемного влагосодержания в виде целиндров диаметров 1020 мм, высотой 1200 мм для Кп=0,4; 20, 76; 35,16 %.

В последнее время созданы программные средства комплексных методов измерений, которые позволяют на основании расчетных данных получить исходные зависимости показаний НКт от пористости пластов на конкретном объекте измерений.

Аппаратура НКт эталонируется перед выездом на скважину, обычно в баке с водой, показания в котором принимаются в условиях единицах, соответствующих измерениям в имп/мин. Эти показания затем переносятся на диаграмму для последующей обработки измерений по конкретной скважине.

Дата добавления: 2014-12-16