51. Физические основы плотностного гамма-гамма-метода. Определение коэффициентов пористости по данным ггм-п. Какие факторы необходимо учесть при интерпретации данных ггм-п.

Метод рассеянного гамма-излучения (ГГМ) основан на измерении интенсивности I_γγ гамма-излучения породы при облучении ее потоком гамма-квантов. При облучении породы жесткими гамма-квантами (E_γ=1 МэВ) интенсивность рассеянного гамма-излучения, обусловленного главным образом комптоновским эффектом, определяется только плотностью среды и практически не зависит от содержания в ней тяжелых элементов. Облучение породы мягкими гамма-квантами (E_γ = 0,5 МэВ) порождает рассеянное гамма-излучение, обязанное в основном фотоэффекту; интенсивность его пропорциональна атомному номеру вещества г и не зависит от его плотности. При энергии облучающих гамма-квантов 0,5<E_γ<1 МэВ интенсивность рассеянного гамма-излучения породы зависит от обоих факторов.В связи с этим метод ГГМ применяют в двух модификациях:

а) в плотностном варианте (ГГМ-п) для изучения плотности пород при использовании источника жесткого гамма-излучения (обычно СО-60);

б) в селективном варианте (ГГМ-с) для определения концентрации в породе элементов с большим атомным номером при облучении пород источником мягких гамма-квантов (обычно Cs-137 или Hg-203).

Радиус исследования гамма-гамма-методом не превышает 10—15 см, поэтому на его показания большое влияние оказывают диаметр скважины, глинистая корка, обсадная колонна, цементный стакан; такие исследования проводят только в необсаженных скважинах.

Форма кривых ГГМ аналогична кривым ГМ. Характер влияния на величину аномалии I_γγ параметров h и ντ такой же, как и для кривых I_γ. Правила отбивки границ по характерным точкам те же.

Плотностной вариант ггм (ггм-п)

Рассеяние гамма-излучения с энергией больше 1 МэВ определяется плотностью пород, поскольку гамма-кванты рассеиваются на электронах. Эффект рассеяния зависит от концентрации пе электронов в единице объема облучаемого вещества:

(59)

где δ/Α — число грамм-атомов вещества в единице объема (δ — плотность, А — атомный вес); N — число Авогадро; z — заряд ядра (или число электронов в атоме).

Породообразующими в разрезах скважин нефтяных, газовых и угольных месторождений являются легкие элементы с z<20 (углерод, кислород, кремний, алюминий, магний, кальций и т.п.), для которых z/A = 0,5. Исключение составляет водород, у которого z/A = 1. Таким образом, для осадочных пород, состоящих из легких элементов, можно положить z/A = 0,5 и считать электронную плотность δ_е пропорциональной массовой плотности δ_n

(60)

с постоянным коэффициентом пропорциональности В. Непостоянство В в породах с высокой пористостью благодаря значительному содержанию водорода, учитывается при переходе от δ_е к δ_n.

Характерной особенностью диаграмм ГГМ является, однако, не прямая, а обратная связь показаний I_γγ с плотностью, что обусловлено размером зонда. Если бы индикатор гамма-излучения размещался вблизи источника, среда с повышенной плотностью электронов в единице объема отмечалась бы высокой интенсивностью рассеянного излучения, а среда с низкой плотностью электронов — минимальной. Однако регистрировать рассеянное гамма-излучение в непосредственной близости от источника нельзя из-за большого прямого фона излучения самого источника. Обычно размер зонда L_γγ больше, чем расстояние, в пределах которого поглощаются гамма-кванты в средах максимальной плотности, поскольку между источником и индикатором размещен свинцовый экран. В связи с этим на диаграмме ГГМ-п показания тем ниже, чем выше плотность изучаемой среды. Поскольку при постоянном минеральном составе (δ_ск = const) пород плотность увеличивается с уменьшением пористости, диаграмма I_γγ отражает изменение k_п.

Если зонд ГГМ не прижимается непосредственно к стенке скважины, между зондом и стенкой располагается слой бурового раствора или глинистой корки с плотностью, резко отличающейся от средней плотности пород. Это происходит обычно в пластах небольшой толщины с увеличением диаметра скважины (каверны) или в пластах-коллекторах с глинистой коркой. Влияние слоя низкой плотности со средней толщиной h_сл на показания In весьма существенно, поэтому даже небольшие каверны отмечаются на кривой I_γγ как пласты пониженной плотности.

В этих условиях приведение значений измеряемой интенсивности I_γγ к единым скважинным условиям по диаграмме ГГМ, зарегистрированной с одним зондом, не может быть выполнено с удовлетворительной точностью.

Более надежно значения δ_п можно определить по результатам измерений двумя зондами I_γγ с учетом кавернограммы, зарегистрированной одновременно с кривыми I_γγ. Наиболее совершенный вариант этого способа связан с применением специальной аппаратуры. Скважинный прибор имеет два коллимирован-иых счетчика гамма-квантов, расположенных на разных расстояниях L₁ и L₂ от источника, и прижимное устройство, выполняющее одновременно роль каверномера. Аппаратура на поверхности содержит аналоговую счетную машину, позволяющую регистрировать I_γγ большого зонда в масштабе плотности породы с учетом поправок за влияние непостоянства скважинных условий. Программа работы счетной машины основана на том, что при постоянстве скважинных условий показания зондов I_γγ1 и I_γγ2 связаны линейно.

При наличии глинистой корки эта связь нарушается, причем отклонение точек от прямой происходит по одному и тому же закону (рис. 55).

Рис. 55. Палетка для определения объемной плотности породы по диаграмме ГГМ, зарегистрированной аппаратурой PKC-1.

I_γγ2/I_γγ02, I_γγ1/ I_γγ01 — отношения показаний большого и малого зонда к показаниям зонда в эталонной среде. Зависимости I_γγ2/I_γγ02 = f(I_γγ1/ I_γγ01): 1 — при отсутствии влияния глинистой корки; 2 — при наличии глинистой корки; шифр кривых — плотность породы δ_п, г/см³.

Используя линейную зависимость I_γγ2 = f(I_γγ1). шкалу плотности и поправочные графики по показаниям I_γγ1 и I_γγ2 в каждом пласте можно определить δ_п вручную. Для этого на палетку наносят точку с координатами /ττι и /Т72, соответствующими интенсивностям, зарегистрированным большим и малым зондами в данном пласте. Если точка оказалась на прямой, значит скважина влияния не оказывает, и тогда по шкале плотностей определяют величину δ_п, соответствующую точке А (см. рис. 55), через нее проводят линию в соответствии с ближайшими поправочными графиками до пересечения с прямой в точке В; координата точки В на шкале δ и есть искомая величина δ_п.

В настоящее время практически все материалы ГГМ в нефтяных и газовых скважинах получают с серийной двухзондовой аппаратурой РГП-2, РКС-3 или РК4-841, снабженной вычислительным устройством, сводящим к минимуму влияние условий скважины на диаграмму δ_п. К каждому комплекту аппаратуры придается набор эталонных сред с плотностью 2,32 г/см³ и 2,7 г/см³ (или 2,58 г/см³) и имитатор глинистой корки с плотностью 1,2—1,8 г/см³. До и после каждого измерения в скважине фиксируются показания прибора в двух эталонных средах с разной плотностью, а также показания прибора в эталонной среде вместе с имитатором корки. Результаты эталонировки наносятся на диаграмме и являются основой для построения вертикальной и радиальной характеристик скважинного прибора. Если замер выполнен без эталонировки, диаграмма, полученная при этом замере, считается браком.

Аппаратура РГП-2 регистрирует по разрезу кривую функции F(δ_п), определяемой выражением

(61)

где I_γγ1, I_γγ2 — показания малого и большого зондов в скважине; I_γγ01, I_γγ02 — показания зондов в эталонной среде; В — метрологическая константа аппаратуры.

Для перехода от значений F(δ_п) к значениям δ_п пользуются графиком, индивидуальным для данного прибора.

Вычислительное устройство обеспечивает автоматический учет и исключение влияния скважинных условий при толщине h_сл промежуточного слоя (глинистая корка или буровой раствор) не более 2 см. При h_сл>2 см введение поправки не исключает влияния скважинных условий и получаемые значения F(δ_п) и δ_п нельзя использовать для количественной интерпретации. Это соответствует интервалам уменьшения d_c по сравнению с d_н (толстая глинистая корка) или интервалам чередования слоев с различным d_c>d_н (каверны), когда прибор не прижимается плотно к стенке скважины, поскольку длина его больше толщины слоев. В этих интервалах получаемое по кривой F(δ_п) значение δ занижено по сравнению с истинным δ_п, поскольку плотность бурового раствора и глинистой корки обычно ниже плотности породы.

Аппаратура РКС-3 и РК4-841 регистрирует непосредственно кривую δ, за исключением интервалов скважины, где h_сл>2см.

На диаграмме ГГМ-п, полученной с прибором РГП-2, вверху помещают шкалу F(δ_п), а под ней нелинейную шкалу δ_п. На диаграмме РКС-3 или РК4-841 шкала δ_п линейная. На диаграммах ГГМ-п, получаемых зарубежными фирмами, шкала δ_п линейная; кроме кривой δ_п помещается кривая коррекции Δδ, которая дает наглядное представление о величине поправки Δδ, вводимой вычислительным устройством в показания двухзон-дового прибора. Предельным значением Δδ обычно является 0,15 г/см³, которое соответствует предельному значению толщины промежуточного слоя, указанному выше.

В разрезах нефтяных и газовых скважин диаграммы ГГМ-п используют для расчета k_п по величине δ_п. В породе с мономинеральным составом k_п рассчитывают по формуле (слабоглинистые)

(62)

где δ_ск — плотность минерального скелета породы; δ_ж — плотность жидкости, насыщающей породу в зоне, исследуемой ГГМ-п. Величина δ_ж берется различной в зависимости от изучаемого объекта. В водоносном коллекторе используют значение δ_ж, соответствующее минерализации фильтрата бурового раствора с_ф. В продуктивном коллекторе используемая в формуле (62) величина δ_ж рассчитывается с учетом остаточного нефтегазонасыщения в промытой зоне.

Для песчано-глинистых разностей:

В породе биминерального состава величину k_п находят по данным комплекса ГГМ-п — HM или ГГМ-п — AM, поскольку приходится искать два неизвестных — k_п и величину параметра, характеризующего минеральный состав скелета.