Удельные электрические сопротивления некоторых горных пород

Горные породы	1	ρ, Ом·м
		10-3 1	0-2 1	0-1 1	00 1	01 1	02 1	03 1	04 1	05
Ангитриты, каненная соль
Изверженные, метаморфические
Доломиты, известняки плотные
Глинистые сланцы
Песчаники плотные
Песчаники рыхлые
Пески
Глины
Антрациты
Сульфидные руды

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.

Р ис. 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.

Р азность 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.

Р ис. 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:

• экстремумы диаграмм соответствуют границам пластов различной литологии;

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

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

• 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

П ри 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.

О ценка 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.

П ри 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)

К орреляционное 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.

Э лектрокаротаж 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.

О днако 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)

Д ля определения пористости нефтеносных пород эту формулу приводят к виду

(4)

и ли

(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.

Д ля 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.

Д ля 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.

В зяв от преобразованного уравнения (7) производные

по формуле среднеквадратичной погрешности можно определить ошибку в определении K_п:

(8)

В выражение (8) подставляют величины Δt, А и B, K_п, приведенные ниже в таблице.

Таблица

Изменение æ	Точное значение	Неточность æ в опреде­ле­нии первоначальной величины
Δt A B Kп	76 57,7 130 0,141	0,0 3,0 30 Требуется вычислить

Т аким образом подсчитывают погрешность определения пористости:

Следовательно коэффициент пористости равен K_п=0,14±0,04.

Погрешности определения коэффициента пористости K_п по данным АК могут достигать значительных величин (~30%), если отсутствуют сведения о скоростях распространения упругих волн в жидкости, заполняющей поровое пространство и в скелете породы.

С помощью уравнения среднего времени можно получить достаточно точные результаты определения K_п в сцементированных, слабоглинистых, межзерновых коллекторах с первичной пористостью (известняки, доломиты, сцементированные песчаники). Однако для глинистых песчаников, плохо и слабосцементированных пород использование уравнения среднего времени (6) приводит к значительным погрешностям в определении K_п. поэтому в него вводят поправки на давление (глубину залегания пласта), сцементированность, глинистость и нефтегазонасыщенность пород.

Нейтронный каротаж.

Нейтронный каротаж является одним из наиболее распространенных методов, используемых зарубежными фирмами для определения пористости.

Для определения K_п применяется в основном три вида нейтронного каротажа: нейтронный гамма-каротаж (НГК), нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКт) и нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННКнт). Показания НК определяются, в основном, суммарным водородосодержанием породы. Вид пористости (гранулярная, кавернозная, трещинная) не влияет на показания НК.

Д ля определения пористости по данным НК строится график, связывающий значение логарифма пористости (определенной по анализам керна, калибровки или другим данным) с отклонениями кривой НК. Этот график выражается уравнением

(10)

где K_п – пористость; Nd – величина отклонения каротажной кривой; m – коэффициент наклона линии графика; K – постоянная величина.

Уравнение (10) является основным для определения пористости по данным ННК и НГК.

Связь между показаниями НК Nd и K_п может быть также выражена уравнением:

( 11)

где m – величина, определяемая параметрами скважинного прибора: А – коэффициент, зависящий от конструкции скважины и свойств раствора, заполняющего ствол.

Зависимости Nd=f(K_п), построенные на полулогарифмическом бланке по уравнению (11), представляет собой систему прямых линий, параллельных друг другу. При изменении конструкции скважины или характера жидкости, заполняющей ствол, кривая зависимости для новых условий может быть получена путем привязки диаграмм НГК или ННК к горизонту с известной пористостью. Для этого через точку с координатами I_НГК=b и K_п=a проводят прямую, параллельную линии, выражающей зависимость между показаниями НГК и пористостью в известных условиях.

Для того, чтобы было возможно определять K_п по диаграммам НК, записанным различными приборами, в большинстве зарубежных фирм принята система калибровки в единицах АНИ. Одна нейтронная единица АНИ соответствует показанию прибора радиоактивного каротажа НГК или ННК в пласте известняка с пористостью 19%, деленному на 1000. Эта калибровка дополняется измерениями в эталонных пластах известняка с пористостью 26% и 2%. По результатам этих измерений можно получить график зависимости показаний АНИ от пористости и определять значения пористости непосредственно по диаграммам. Масштаб пористости при этом получается логарифмический.

При отсутствии моделей с эталонной пористостью калибровочный график зависимости показаний нейтронного каротажа от пористости рекомендуют строить для двух опорных горизонтов с известной пористостью (плотные известняки, ангидриты с пористостью 1-3% и глины, пористость которых принимается за 35-40%). Показания НК против этих пластов используются для построения калибровочных графиков. При отсутствии в разрезе опорных пластов с известной пористостью для построения калибровочного графика показаний НК от пористости предлагается также использовать результаты определения пористости по данным микрокаротажа.

По некоторым данным погрешность определения пористости (материалы НГК) составляет в среднем ~11,5% для чистых известняков и песчаников, свободных от глинистых примесей. При этом величина этой погрешности для низких значений пористости (K_п<14÷16) несколько ниже, чем для более высоких значений пористости, где наблюдается слабая дифференциация пород по показаниям НГК.

Величина погрешности в определении пористости по данным НК может быть значительной в том случае, если порода содержит глинистый материал, содержащий химически связанную воду. Для точного определения пористости в показания НГК или ННК вводят поправки на содержание глинистого материала. Величина поправки оценивается по кривой ГК.

Показания НГК или ННК в значительной мере зависят от диаметра скважины, сопротивления и плотности бурового раствора, толщины глинистой корки, толщины обсадной колонны и эксцентриситета прибора. Все эти факторы в значительной мере влияют на результаты определения пористости и для их учета предложены палетки, позволяющие вносить поправки в регистрируемые значения показаний НГК или ННК.

Для уменьшения влияния скважины на результаты измерений в США за последние годы была разработана модификация нейтронного каротажа по тепловым нейтронам с применением двух детекторов. Эта модификация получила название компенсационного нейтронного каротажа КНК-Т и предназначена для определения пористости пород. В скважинном приборе ННК-Т измерения нейтронного потока производится с помощью двух детекторов тепловых нейтронов, измеряемой величиной служит отношение R скоростей счета двух детекторов нейтронов, разнесенных на различное расстояние от источника нейтронов. По величине этого отношения R и калибровочному графику определяется коэффициент пористости, при этом для определенного типа пород зависимость показаний K_п от величины R близка к линейной. Скважинные испытания методики двухзондового каротажа подтвердили слабую чувствительность метода к изменениям диаметра скважины, эксцентриситета прибора, состава флюида в скважине и в пласте. Однако при испытании отмечено, что отклонение показаний нормализованной кривой K_п=f(R) для известняка в 2-3 раза больше, чем у однозондового прибора НК-Н с прижимным датчиком. Следовательно, при применении методики двухзондового каротажа для определения пористости необходимо знать литологический состав (известняк, доломит, песчаник) пород пласта. Указанную методику определения пористости было предложено использовать с небольшими изменениями при проведении импульсного нейтрон-нейтронного каротажа.

Гамма-гамма-каротаж.

Гамма-гамма-каротаж, так же, как и другие методы нейтронного каротажа, широко применяется за рубежом для определения пористости пород.

О пределение пористости по данным ГГК проводят по формуле

(12)

где δ_с – плотность скелета породы; δ_ф – плотность флюида, заполняющего поры пласта; δ_изм – объемная плотность породы, определяемая по ГГК.

Для повышения точности определения пористости в регистрируемые показания ГГК вводят поправки на диаметр скважины, плотность бурового раствора, толщину глинистой корки. Величину пористости, определенные по данным ГГК и керну, для литологически однородных пластов хорошо согласуются между собой. В пластах со сложным литологическим составом пород определение пористости по данным ГГК производится со значительными погрешностями. Поэтому определение пористости по данным ГГК производят в комплексе с данными других методов.

Ядерно-магнитный каротаж.

Проведенные скважинные исследования методом ЯМК показали, что каротаж свободной жидкости в карбонатных отложениях можно использовать для непосредственного определения общей пористости коллекторов с точностью, сравнимой с точностью лабораторных анализов керна. Калибровку показаний приборов ЯИК по пористости производят в баке с водой (K_п=100%) и сухой модели скважины (K_п~0).

Методы определения пористости, основанные на

использовании данных двух методов каротажа

Определение пористости горных пород по данным отдельных методов каротажа (ННК, НГК, АК, ГГК) часто имеет большие погрешности из-за влияния литологического состава пород. Для устранения этого недостатка разработаны методы совместного использования данных каротажа для определения K_п, обеспечивающие более уверенное определение пористости терригенных и карбонатных пород, позволяющие судить об их минеральном составе.

В настоящее время наиболее известным приемом интерпретации является способ графического сопоставления результатов ГГК-ННК, АК-ННК, АК-ГГК.

Э тот способ известен под названием метод «двух минералов» или двухкомпонентного метода и основан на предположении, что порода состоит из двух минералов и насыщена водой. На рис. 1 показан график сопоставления ННК и ГГК, применяемый в методе «двух минералов» для определения величины K_п, плотности породы и ее литологического состава.

На графике линии со шкалой относятся к кварцу, известняку и доломиту, насыщенных жидкостью с пористостью от 0 до 30%. Линии постоянной плотности расположены между линиями основных минералов; они получены путем интерполяции. При нанесении на график точки с координатами А (K_п по данным ННК и δ по данным ГГК) можно получить уточненные значения пористости и плотности.

Большинство пород-коллекторов состоит из одного или двух компонентов с различной степенью глинистости. В большинстве случаев карбонатные породы представлены двухкомпонентными смесями (например, известняк и доломит, известняк и кварц, доломит и кварц, доломит и ангидрит). Для песчаников наиболее вероятными комбинациями являются кварц и доломит, кварц и известняк, кварц и сидерит. Встречаются и более компонентные составы.

Характерной особенностью графика на рис. 1 является то, что точка А может быть проинтерпретирована относительно любого двухкомпонентного состава из четырех минералов: кварц, известняка, доломита и ангидрита, обладающие такими же значениями плотности материнской породы и пористости. Например, допускается следующие возможные варианты интерпретации точки А (различные минеральные пары):

1. известняк и доломит (линия а-а),

K_п=10,2%; δ=2,76 (известняк – 70%, доломит – 30%);

2. доломит и кварц (линия b-b),

K_п=10,7%; δ=2,77 (кварц – 45%, доломит – 55%);

3. кварц и ангидрит

K_п=11%; δ=2,78 (кварц – 60%, ангидрит – 40%).

Следовательно, для точки А, если предположить, что в природе присутствует только четыре минерала (кварц, известняк, доломит, ангидрит), но состав неизвестен, пористость будет равна K_п=10,6±0,4% и плотность основной породы будет равна δ=2,77±0,1 г/см³. Отсюда погрешность определения при применении комплекса ННК-ГГК составит ~3,8%.

Для любой смеси двух минералах, рассмотренных выше, справедливого равенства

(15)

где Δt_ск – интервальное время прохождения волны по скелету породы, состоящей из смеси двух минералов; Δt₁, Δt₂ – то же для скелета породы, сложенного минерала 1 или минералом 2; δ_м – плотность породы, состоящей из двух минералов; δ_м1 – плотность породы, состоящей из первого минерала; δ_м2 – плотность породы, состоящей из второго минерала.

Выражение (15) используется для определения Δt_ск и характеристика плотности. Если значение K_п по данным АК меньше, чем по данным комплекса ННК-ГГК, то порода имеет вторичную пористость, величина которой определяется разностью полученных значений. Это объясняется тем, что по данным АК определяют первичную или интергранулярную пористость, тогда как пористость, определенная по комплексу ННК-ГГК, является общей или суммарной.

Е сли пористость по данным АК получается больше, чем по графику ННК-ГГК для чистых пластов, то это указывает на неправильный выбор пары минералов.

Рис. 2. Сопоставление данных АК и ННК

Для определения K_п и литологического состава пород используется также графическое сопоставление данных АК и ННК рис. 2. Наклонные линии на графике построены по экспериментальным данным для чистых пород с известной пористостью. Линии равной пористости определяются по уравнению

( 16)

где A и B – постоянные величины, определяемые на основании опытных данных.

Так же, как и для описанного выше графика ГГК-ННК, при использовании сопоставления результатов АК-ННК, ошибки в выборе литологических пар минералов влияют на величину определяемого коэффициента K_п в незначительной мере.

Если заведомо известно, что порода состоит из двух известных минералов, то этот график используется для определения количественного соотношения этих минералов в породе.

Для определения K_п может быть использовано графическое сопоставление данных АК и ГГК. Однако, эта методика имеет недостаточную разрешающую способность относительно пористости и ошибки в выборе пары минералов из группы кварца, известняка, доломита, ангидрита приводят к значительным погрешностям в оценке пористости породы. Сопоставление данных АК и ГГК широко применяется для определения пористости глинистых песчаников. Определение пористости и глинистости по этим двум методам основано на решении системы двух уравнений с двумя неизвестными

(17)

где p – глинистость пласта; δ – плотность пород пласта; Δt – интервальное время пробега по данным АК (индексы sh, f и g обозначают соответственно глины, насыщающие флюиды и песчаный скелет).

Из этих уравнений можно определить глинистость p и коэффициент K_п.

На практике решение этих уравнений осуществляется с помощью вычислительного устройства или графическим путем с помощью номограммы, показанной на рис. 3. Определяемые координаты пористости и глинистости для пород находятся внутри треугольника АВС, где точка А соответствует песчанику с пористостью, равной нулю, точка В – 100%-ной жидкости, а точка С – чистым глинам.

Эта методика применима тогда, когда песчаник содержит глинистый материал в виде прослоек. Если глина находится в породе в рассеянном состоянии, то при помощи методики сопоставления результатов АК-ГГК можно получить приблизительные оценки K_п и глинистости.

Р ис. 3. График для определения глинистости и

пористости по данным АК-ГГК

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЯМ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И РАБОТ

Технология ГИС включает следующие процедуры:

- первичную, периодические и полевые калибровки скважинных приборов, выполняемые их изготовителем и метрологичес­кой службой;

- проведение подготовительных работ на базе геофизическо­го предприятия и непосредственно на скважине;

- проведение геофизических исследований и работ в сква­жинах;

- первичное редактирование данных, обеспечивающее конт­роль их качества;

- выдачу твёрдых копий материалов представителю недропользователя непосредственно на скважине;

- сдачу/приёмку отчётных материалов, содержащих фай­лы первичных данных и файл недропользователя, контрольно-интерпретационной партии (КИП) геофизического предпри­ятия;

- архивацию материалов.