1.Інтерпретація результатів гк

Радіоактивність гірських порід обумовлена в основному ізотопами хлору, торію і калію.

Інтенсивність гамма-випромінювання при геофізичному дослідженні свердловин характеризується величиною радієвого гамма еквіваленту, а інтенсивність гамма-поля – потужністю експозиційної дози.

Потужність експозиційної дози є мірою іонізації дії гамма-випромінювання в даній точці поля одиниця експозиційної дози ( потужность –А/кг).

Більшість порід нафтових і газових родовищ володіють відносно низькою гамма-активністю – це хемогенні породи. Висока активність характерна і для калієвих солей, глин, мергелів і глинистих вапняків.

Теоретичні криві інтенсивності випромінювання навпроти пластів обмеженої потужності для всіх методів радіометрії практично симетрична відносно середини пласта, якщо вміщуючи породи володіють однаковими властивостями.

При реєстрації діаграм інтенсивність випромінювання у свердловині спостерігається спотворення теоретичних форм кривих у пластах обмеженої товщини за рахунок інверсійного вимірювання каналу. У зв’язку з цими на форму кривої інтенсивності навпроти тонкого пласта впливає швидкість реєстрації діаграми V і стала часу інтегруючої комірки τ, яка включається на виході вимірювання каналу.

Для врахування впливу даних факторів на амплітуду аномалії та форму кривої використовують розрахункову залежність: ν = f(H) Поправка ν, яка дозволяє привести покази навпроти пласта нескінченної потужності, є амплітудною поправкою, тому вона вводиться в амплітуду:

Де в якості І_вм береться інтенсивність навпроти нижнього пласта, так як реєстрування діаграм здійснюється знизу вверх.

Якщо відхилення кривої змінюється від нульової лінії виправлена інтенсивність випромінювання розраховується за формулою:

І^∞=

У пластах великої товщини (при малих значеннях V і τ) границя пласта відносно до точки перетину кривих, в яких зміна інтенсивності рівна половині амплітуди аномалії із зменшення глибини Н вказані точки зміщаються відносно границі пласта в сторону вміщуючи порід тим більше чим менша потужність пласта.

Частіше зустрічаються випадки відносно низької активності розчину в свердловині. Виправлення за вплив не обсаджених свердловин вносять за допомогою палетки.

При множені показів ГК на значення виправлення η вони приводяться до умов стандартного діаметра свердловини, в якості якої взята свердловина з d=194мм. Покази ГК при сталих свердловинних умовах лінійно ростуть з ростом величини q_m/ν_m де q_m – питома(масова)активність нейтронів, ν_m – масовий коефіцієнт поглинання, що практично не залежить від типу і властивостей гірських порід нафтових і газових родовищ.

Оскільки активність порід що заповню пори породи дуже мала, питому активність породи можна виразити: , де q_тв – питома активність твердої фази, що складається з двох компонентів: малоактивного скелету q_ск і глинистої фракції q_гл.

Зневажаючи розбіжностями ρ_ск і ρ_гл фракції отримуємо:

q_тв= q_ск(1- С_гл)+q_глС_гл

де С_гл – масова глинистість.

Таким чином покази можуть бути представлені:

Де І_ф – фонове випромінювання, яке включає крім власного випромінювання приладу випромінювання промивальної рідини, В – коефіцієнт, який залежить в основному від конструкції свердловини і положення приладу свердловини, а також від чутливості детектора.

Як видно з попередньої формули при сталих К_п, q_ск і q_гл покази ГК лінійно ростуть з ростом С_гл. Однак з ростом С_гл найчастіше спостерігається зменшення С_гл, тому залежність при рості С_гл стає більш пологою.

Щоб виключити І_ф і коефіцієнт В, а також зменшення впливу К_п, q_ск і q_гл при проведенні кількісної інтерпретації використовують відносно різницевий параметр:

Де І_γ – значення навпроти пласта, що досліджується, І_γmax і І_γmin – значення інтенсивності відповідно навпроти пласта з максимальною і мінімальною глинистістю.

Для виключення впливу свердловини необхідно, щоб свердловинні умови навпроти всіх трьох пластів були однакові, в іншому випадку покази навпроти всіх трьох пластів приводяться до умов стандартної свердловини.

Дана палетка побудована в результаті усереднення конкретних залежностей, які отримали для різних відкладів з припущенням, що в якості опорних пластів прийняті пласти з глинистістю 1 і 100%, тому на практиці дану криву перебудовують для конкретних умов.

Оскільки вид даної залежності може конкретно змінюватися , бажано уточнити її для конкретних відкладів шляхом співставлення ΔІ_γ і С_гл за даними свердловин, що буряться з відбором керну та виміряних радіоактивності в даних інтервалах.

Якщо відома величина гамма-активності гірських порід q_п, то для розрахунку глинистості при відомій пористості можна скористатися палеткою.