Головна

лекція 20

  1. Базова лекція
  2. Базова лекція
  3. Базова лекція
  4. Базова лекція
  5. Базова лекція
  6. Базова лекція
  7. Базова лекція

Нейтрон-нейтронний каротаж (ННК). Модифікація методу. Водородосодержаніе осадових гірських порід Визначення пористості гірських порід.

Свердловинний прилад для нейтронного каротажу містить нейтронне джерело, індикатор гамма-випромінювання або щільності нейтронів і відповідну електронну схему.

Нейтронним джерелом зазвичай служить суміш полонію з порошкоподібною берилієм; суміш поміщена в запаяну скляну ампулу, яка захищена латунним кожухом. Нейтронне джерело поміщається в зондовом пристрої приладу. Передбачається можливість установки декількох різних довжин зондів. Для захисту індикатора від прямого випромінювання джерела в приладі і зондовом пристрої установки екрани, матеріалами для яких служать сталь, свинець, а при НК-Т і НК-Н також і водородосодержащие матеріали сцинтиляційних (люмінесцентний) лічильник складається з фотоелектродного помножувача, перед фотокатодом якого встановлений сцинтилятор; фотоелекродний помножувач підключений до вимірювальної схемою з реєструючим приладом на її виході.

Апаратура нейтронного каротажу складається з свердловинного приладу і наземної панелі з джерелом живлення.

В свердловину приладі розміщуються індикатор гамма-випромінювання, схема посилення і формування імпульсу і джерело високої напруги для харчування індикатора.

Сцинтиляційних (люмінесцентний) лічильник складається з фотоелектродного помножувача, перед фотокатодом якого встановлено сцинтилятор; фотоелекродний помножувач підключений до вимірювальної схемою з реєструючим приладом на її виході.

Апаратура нейтронного каротажу складається з свердловинного приладу і наземної панелі з джерелом живлення.

В свердловину приладі розміщуються індикатор гамма-випромінювання, схема посилення і формування імпульсу і джерело високої напруги для харчування індикатора.

Як джерело високої напруги зазвичай служить імпульсний високовольтний генератор. Передача імпульсів на вхід наземної панелі і харчування свердловинного приладу здійснюється по одній і тій же лінії зв'язку. Наземна панель містить вхідний підсилювач, дискримінатор, каскад для формування імпульсів, вихідну щабель і інтегруючий контур.

Каскад для формування імпульсу робить все імпульси однаковими по амплітуді і тривалості. Вихідна щабель передає ці імпульси на інтегруючий контур. Останній перетворює послідовність імпульсів в струм, пропорційний швидкості рахунку. Сила цього струму записується реєструючим приладом на стрічці, яка переміщується відповідно до руху кабелю.

У наземної панелі є калибратор - пристрій, що дозволяє подавати на вхід наземної панелі число імпульсів із заданою швидкістю рахунку. Калібратор використовується для встановлення масштабу запису кривої.

Передбачається можливість вести рахунок числа імпульсів; для цього застосовується електронна схема, на виході якої встановлюють електромеханічний лічильник.

Свердловинні прилади забезпечені притискним пристроєм і спеціальними екранами. Система пружинних ресор або шарнірно сполучних важелів притискає прилад стороною, на якій розташовані джерело і індикатор, до стінки свердловини; з протилежного боку в приладі поміщені екрани, що захищають індикатор від гамма-випромінювання, розсіяного буровим розчином. Застосовуються також екрани з каналами (коліматори), напрямними розсіяне породою випромінювання на індикатор.

Нейтронні методи дослідження свердловин засновані на різній здатності гірських порід розсіювати і поглинати нейтрони. Нейтрони ви-соких енергій по виході з джерела сповільнюються до теплових. Найбільш інтенсивний сповільнювач в породах - водень. Повільні або теплові нейтрони характеризуються великою ймовірністю захоплення їх ядрами атомів елементів того середовища, в якій відбувається уповільнення. У породах типово-го осадового комплексу найбільш імовірною реакцією при захопленні нейтрона є n? - Реакція радіаційного захоплення.

В результаті реакції радіаційного захоплення виникає радіаційне ? - Випромінювання, яке є вимірюваним параметром в нейтронном гам-ме - методі (перша модифікація). У другій модифікації нейтронних ме-тодов вимірюється щільність нейтронів в деякому віддаленні від джерела.

Нейтронні властивості порід характеризуються довжиною уповільнення і довжиною дифузії. Довжина уповільнення зменшується зі збільшенням сумарно-го водородосодержанія середовища. Найменші довжини уповільнення спостерігаються в породах з великим водородосодержаніем. Дифузійна довжина зменшується зі збільшенням водородосодержанія і змісту в породах елементів з ано-мально високими ядерними перетинами захоплення. В осадових породах і плас-тових водах найбільш поширеним з цих елементів є хлор. Довжина уповільнення і дифузійна довжина залежать також від мінерального і хімічного складу скелета породи.

Щільність теплових нейтронів в міру віддалення від джерела Нейт-ронов в однорідних середовищах з різним водородосодержаніем знижується за різними законами. У середовищі з високим водородосодержаніем, де малі довжина уповільнення і дифузійна довжина, щільність теплових нейтронів на малих відстанях значна і швидко зменшується в міру віддалення від джерела. У середовищі з меншим водородосодержаніем щільність теплових нейтронів поблизу джерела менше і знижується з віддаленням від нього повільніше, ніж в першому випадку.

Область перетину кривих, що виражають зазначені залежності, іменується областю інверсійних зондів і відповідає довжині зондів 15 - 30 см. При довжинах нейтронних зондів, великих інверсійних, щільність теплових нейтронів в середовищі, що оточує індикатор, убуває зі збільшенням водородосодержанія. Такі зонди використовуються на практиці. Зонди НГК найчастіше мають розмір 60см, ННК - Т - 40 - 50см. При вивченні Декра-мента загасання щільності теплових нейтронів використовуються два або не скільки зондів, що мають різні розміри.

Водородосодержаніе осадових гірських порід

В осадових гірських породах, пори яких насичені водою або водою, нафтою і газом, загальний вміст водню оцінюється водень-ним індексом, який дорівнює відношенню об'ємної концентрації атома водню в даному середовищі до його концентрації в прісній воді при нормальних умовах. У гірських породах цю величину називають еквівалентній влажнос-ма ?. Таким чином, водневий індекс для прісної води  = 1. Обсяг-ва атомна концентрація водню в нафти близька до характеристики води. Тому еквівалентна вологість нафти ?н ? ?в = 1.

Водневий індекс чистих, що не містять хімічно зв'язаної води порід, насичених водою або нафтою з водою,

?нп ? ?вп = kп ?в = kп. (13.1)

Тому водневий індекс (еквівалентна вологість) чистих порід чисельно дорівнює їх пористості.

Для газонасичених порід

?гн = kп (kв ?в + kн ?н + kг ?г) = kп (1 - kг) + kп kг ?г (13.2)

Оскільки за рахунок низької щільності газу в порівнянні з водою і нафтою  еквівалентна вологість газонасичених колектор-рів менше, ніж водо- і нефтенасищенних.

У глинистих колекторах, скелет яких містить кристалізації-ву ?св (Хімічно пов'язану) воду

?нп ? ?вп = kп + kгл ?св. (13.3)

До таких же породам відноситься гіпс.

Інтерпретація діаграм, отриманих однозондовимі нейтронними приладами

При дослідженні свердловин нейтронними методами реєструється крива зміни інтенсивності випромінювання (гамма-випромінювання або щільності нейтронів) з глибиною, яка виражається або швидкістю рахунку (імп / хв), або в умовних одиницях (аналогічних водневого індексу), що представляють собою відношення інтенсивності в даній точці розрізу до інтенсивності через отримання в баку з прісною водою І / Ів .

Зв'язок інтенсивності випромінювання з еквівалентної вологістю гірничих порід вельми складна і вивчена в основному за допомогою моделювання деяких окремих випадків. Вид зв'язку залежить від великої кількості факторів. При вимірах в неоднорідному середовищі, навколишнього свердловинний прилад, на його свідчення впливає не тільки досліджуваний пласт, а й свердловина, глиниста кірка, хлоросодержаніе в свердловині і породі, конструкція свердловини і при-бору і т.д. У зв'язку з цим при отриманні залежності І / Ів = f (?) моделиро-вання проводилося в стандартних умовах, відхилення від яких изме-няет величину реєструється інтенсивності.

Еквівалентна вологість порід ? - головний параметр, який оп-ределяется при інтерпретації діаграм нейтронних методів. Її часто име-нуют нейтронної пористістю kп n, за величиною якої визначають загальну пористість порід.

фактори, впливають на відхилення досліджуваної в свердловині інтенсив-ності випромінювання від стандартної, діляться на дві групи.

До першої - Відноситься вплив свердловинних умов: діаметр сква-жіни, щільність розчину, товщина глинистої кірки, хлорсодержаніе раст-злодія, пластової води идр.

До другої групи відносяться петрофізичні фактори: наявність у хімічних складах скелета порід і середовищ, в яких вироблено моделиро-вання; зміна щільності і газосодержание порід, вплив температури і тиску і ін.

Всі ці фактори необхідно враховувати при інтерпретації.

Порядок інтерпретації діаграм нейтронних методів.

Першим попереднім етапом обробки, Який вирізняє нейтрон-ний гамма-метод від інших нейтронних методів, є віднімання гамма-фону зі свідчень, записаних при реєстрації НГК в свердловині. У подальшій інтерпретації під величиною ІРЕг мається на увазі різниця Іn? рег - kІ? . тут І? - Свідчення кривої ГК; k - Коефіцієнт, що враховує різницю в чувствительностях ? - Індикаторів, що стоять в каналах ЦК і НГК. Для апаратури ДРСТ-3 k = 0,15, для ДРСТ-1 k= 0,3 ? 0,35. Нейтрон-Нейт-ронние методи в такій поправці не потребують.

Другий етап обробки однаковий з усіма іншими методами радіометрії і полягає у приведенні показань до умов нескінченної потужності І? (або нескінченно малій швидкості запису діаграми).

Подальша схема інтерпретації нейтронних методів аналогічна схемі обробки діаграм ГК. У практиці використовується тільки метод відно-вальну амплітуд, заснований на обчисленні відносної амплітуди

?І = І - І1 / І2 - І1 , Де (13.4)

І2 - І1 - Опорна амплітуда, що дорівнює різниці показань кривої Нейт-ронного методу в двох пластах з відомими значеннями еквівалентної вологості або нейтронної пористості kп n. Для опорних пластів з І1 и І2 повинні бути відомі пористості, глинястості і свердловинні умови. Інтенсивності випромінювання в опорних пластах або приводяться до умов, для яких була отримана залежність ?І = ? (?), Або значення кажу-щейся вологості ?к , Отримані при відхиленні цих умов від моделі, наводяться до стандартних за допомогою поправок, що вводяться в значення kп n.

Існують два підходи до подальшої обробки.

перший підхід розділяє поправки, що вводяться в інтенсивність випроміню-чення або  для приведення до стандартних свердловинним умов, і петро-фізичні поправки, що вводяться в kп n. У цьому випадку перехід від к kп n здійснюється за кривими ?І = ? (?), Отриманими для заданих dc?Cв и Ср, hгк. .При переході від kп n к kп вводяться петрофізичні поправки у вигляді поступового вирахування ??гл, ??літ, ??пл, ??р, t - поправок відповідно на глинистість, різницю в літологічному складі, щільності, тиск і температуру опорних і досліджуваних пластів.

Другий підхід передбачає введення частини поправок, пов'язаних з впливом свердловинних умов також в kпn. це поправки ??Сl, ??гк, вчи-тивающие вплив хлорсодержанія (Св, Ср) В пласті і свердловині і товщини глинистої кірки (h гк).

В результаті обліку всіх факторів, що впливають за даними нейтронних методів знаходять коефіцієнт пористості порід. З вище викладеного сле-дует, що для визначення коефіцієнта пористості необхідно розміщувати великий вихідною інформацією. Схема інтерпретації помітно спрощується, якщо свердловини умови опорних і досліджуваних пластів однакові, літо-логічний склад, концентрація солей у водах і розчині постійні, тим-пература і тиск практично незмінні. У цих випадках з усіх пере-чисельних потрібно облік тільки невеликого числа факторів, і діаграма нейтронного методу може бути перебудована в діаграму k п n, А якщо розріз представлений чистими вапняками - в діаграму kп.

Засоби перетворення показань нейтронних методів і умови застосування поправок

1. Для отримання ?I потрібно мати в розрізі опорні пласти, за допомогою яких свердловинні вимірювання прив'язуються до результатів моделювання. Опорними пластами служать глини і щільні породи з граничними значеннями еквівалентної вологості, або будь-які пласти відомих пористості і складу:

а) Глини з каверною (dс> 40см); l до> l пр -прилад лежить на стінці свердловини; kп n опорного пласта обчислюється як середня величина k п n глин і ?р розчину. Часто використовуються середньостатистичний значення k пn = 40% (іноді 60% в глинах молодого віку).

б) Щільні породи - чисті вапняки, ангідрити; k пn = 1 ? 2%.

в) якщо щільні шари містять глинисті домішки, Для них ви-числяется k пn, Виходячи з пористості, глинястості і свердловинних умов.

різниця показань I2 - I1 дає опорну амплітуду. Якщо розріз кар-бонатний і глинистість відсутня, шкала ?I може бути побудована прямо на діаграмі In? або Inn.

2. Перехід від ?I к kп n з одночасним урахуванням впливу dс, hгк, Св, Сф здійснюється шляхом використання залежностей ?I = ? (?) для тих же значень dс, Св, Сф и hгк або введенням поправок ??Сl і ??гк в величину kпn , Знайдену без урахування хлорсодержанія і глинистої кірки. шкала kпn може бути побудована графічно.

3. Введення поправки на вплив глинястості здійснюється вичі-танием надлишку еквівалентної вологості за формулою:

? нп ? ?вп = kп + kгл ?св, де ??гл = kгл ?св. (13.5)

Кількість зв'язаної з глинистими мінералами води повинно бути визначено для даного району в результаті відповідних досліджень:

 мінерал  ?св, м? / м?  порода  ?св, м? / м?
 каолинит  0,34  гіпс  0,49
 хлорид магнезійний  0,34  Глина Волго-Уральської провінції, гідрослюдистої  0,25
 гидромуськовіт  0,17  Глина Західного Сибіру  0,2
 монтмориллонит  0,13    

4. Поправка на відхилення літологічного складу від умов моді-вання не вводиться, якщо опорні й досліджувані пласти однакові по сос-таву мінералів скелета, оскільки зміна відносної амплітуди ?I з водородосодержаніем мало чутливий до мінеральному складу скелета порід. Ця поправка враховується лише в тому випадку, коли опорний пласт з максимальними показаннями відрізняється від досліджуваних. Наприклад, якщо він представлений вапняком, а пористість визначається для пісковиків, або опорний пласт - ангідрит, а kп встановлюється для вапняків або доло-Мітов. У цих випадках поправка може вводитися двома способами:

- Або перерахунком інтенсивності випромінювання проти опорного пласта на іншу літологію, або введенням литологической поправки ??літ в ве-личину kпn. В останньому випадку в інтервалі пористостей 10 - 24% можна використовувати наступні співвідношення:

kп. песч ? kп n изв +0,025 (13.6)

kп.дол ? kп n изв - 0,025 (НГК) (13.7)

kп.дол ? kп n изв - 0,035 (ННК-Т) (13.8)

5. Поправки на вплив щільності глин і газонасичення порового простору вимагає знання щільності глинистих мінералів і коефі-цієнта газонасичення пір  , Що ускладнює процедуру їх використання.

6. Поправки на температуру і тиск вводять тільки для опорних і досліджуваних пластів ці параметри істотно розрізняються.

Інтерпретація діаграм, отриманих двухзондовимі нейтронними приладами

При інтерпретації цих діаграм коефіцієнт нейтронної поріс-тости знаходиться через декрімент просторового загасання щільності теплових нейтронів ? або визначальну його величину А

 ln Iм / IБ ln А

? = --- = --- (13.9)

?L ?L

де и Іб - Інтенсивності випромінювання, що реєструються на відстанях и  від джерела випромінювання;

?L = LБ - Lм

Інтенсивності випромінювання Iм і IБ виражаються в умовних одиницях (або імп / хв), тобто калібрують за прісній воді. Перед випромінюванням відно-шення А величини інтенсивностей підлягають приведенню до нескінченної товщині пласта шляхом введення звичайної поправки

?? = ? (v ?, h).

Схема інтерпретації виглядає наступним чином:

Iм > Iм? v

А > ? > (k п, n) До > kп (13.10)

Іб > IБ? ^

Перехід від ? к kп,n вимагає використання кривої, що відповідає свердловинним умов (dс).

Послідовність операцій:

1. На кривих НК-Т малого і великого зонда виділяють пласти для інтерпретації.

2. У кожному интерпретируемом пласті обчислюють

А = I (L1) / I (L2) (13.11)

3. Визначають по залежності ? = ? (?) - Рис 60 величину ? відповідну обчисленому А за формулою

 ?n I (L1) / I (L2)

 ? = --- (13.12)

 L2 - L1

4. Використовуючи палетку ріс.61 з комплекту палеток, на яких згруповані залежно ? = ? (k?п n), для заданих dc и Ср знаходять k?пn, Відповідне обчисленому ?.

Отримане k п n можна використовувати як kп заг в розрізах, пред-ставлених чистими вапняками при незначних домішках доломіту (<25%), гіпсу (<1%) і нерозчинного залишку (<10%).

При визначенні загальної пористості в розрізах зі складною Литолом-гією НК комплексируется з іншими методами пористості - ГГК або АК.

Визначення характеру насичення колекторів по діаграмах нейтронних методів.

При поділі методом НГК колекторів на нафтоносні та водо-носно використовують відмінність в хлоросодержаніі нафтоносних і відніс-них пластів, а при виявленні газоносних колекторів - їх знижений водородосодержаніе в порівнянні з нафто- і водонасиченими колектив-торами. При однакових пористості і мінералізації пластових вод хло-росодержаніе нафтоносного колектора менше, ніж водоносного, тому для водоносного колектора характерні більше макроскопическое перетин захоплення і більш висока інтенсивність гамма-випромінювання радіаційного зах-вата. Щільність теплових нейтронів при переході від нафтоносної до водо-носно частини колектора, навпаки, уменьшается.в зв'язку з цим на диаграм-мах НГК і НК-Т, зареєстрованих в неперфорованої свердловини при розформованої зоні проникнення ВНК, відзначається зменшення поки-заний НГК і зростання показань НК-Т при переході з водоносної в нафто- насичення частина колектора.

Малюнок 13.1 Визначення початкового (1) і поточного (11) положень ВНК і ГНК за даними радіометрії свердловин

1-газ, 2-нафта, 3-вода; криві: 4 первинних вимірів, 5 - повторних замірів.

Виділення газоносних колекторів по діаграмах НГК засноване на тому, що один і той же колектор при насиченні його газом має більш низьке водородосодержаніе, ніж при насиченні водою або нафтою. величина kп n газоносного колектора приблизно дорівнює

kп kг Pпл

kп n = Kп (1 - kг) + ---, де (13.13)

kг - коефіцієнт газонасичення ..

Чим менше пластовий тиск Pпл, тобто чим менше глибина заліг-ня досліджуваних відкладень, тим більше різняться kпn г і kп n н - Нейт-ронние пористості газоносного і водонефтеносного колектора і тим бла-ливих умови для виділення в розрізі газоносних колекторів по дан-ним нейтронних методов.еслі пластовий тиск близько до 60МПа, можли-ність поділу їх за допомогою нейтронних методів зникає.

Дослідження нейтронними методами з метою виділення газоносних пластів проводять також в обсаджена свердловині в умовах, коли зона про-нення розформована. Період, протягом якого зона проникно-нення розформовується, при інших рівних условмях залежить від прони-цаємость колектора:

- Чим більше проникність, тим менше період розформування.

Всі діаграми НГК або НК-Т реєструють в такому масштабі, що-б криві In? (Inn) збігалися в усіх ділянках розрізу, крім тих, де ска-чає вплив газу на показання НГК. Якщо ця умова не була при запису діаграми дотримано, то для виділення газоносних пластів використовують графічне зіставлення параметрів ?In? (Inn) обчислених в пластах, характер насичення яких визначається. .Газоводяной Або газонафтової контакт визначається кордоном між інтервалом пласта - колектора, в якому відбувається зростання в часі значень ?In? (? Inn) і інтервалом, для якого значення ?In? (?Inn) зберігається в часі незмінним -ріс 13.2.

Малюнок 12.7 Приклад визначення ГВК (а) і ГНК (б) за матеріалами повторних досліджень НК в обсаджена свердловині.

1,2-криві НГК зареєстровані до і після розформування зони в колекторі з ГВК; 3,4 то ж, в колекторі з ГНК.

 



Попередня   22   23   24   25   26   27   28   29   30   31   32   33   34   35   36   37   Наступна

Крива ПС проти порід різної літології | лекція 16 | лекція 17 | Радіоактивний каротаж. Гамма-гамма каротаж | лекція 22 | лекція 23 | акустичний каротаж | лекція 25 | лекція 26 | Застосування даних каротажу для вивчення геологічної будови родовищ. |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати