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 Кл/кг, одиниця потужності експозиційної дози –А/кг. В літературі зустрічається одиниця дози Рентген (Р): 1Р=2.58*10^-4Кл/кг і одиниця потужності експозиційної дози мкР/год: 1мкР/год=71.6·10^-15А/кг.

Більшість порід нафтових і газових родовищ володіють відносно низькою гамма-активністю – це хемогенні породи, чисті кварцові пісковики, вапняки та доломіти. Виключення складають поліміктові піски, які збагачені калієм, бітумінозні породи та карбонати. 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.

Інтерпретація даних нейтронних методів

В даний час в промисловому масштабі в нафтових і газових свердловинах виконуються дослідження нейтронними гамма методами НГК в однозондовому варіанті із зондом НГК 60, нейтрон-нейтронний методом по тепловим нейтронах ННК-Т в однозондовому варіанті із зондом ННК-Т 50 нейтрон-нейтронний методом по тепловим нейтронах ННК-Т в багатозондовому і двозондовому

Результати цих досліджень використовуються для літологічного розчленування розрізу свердловин, виділення продуктивних колекторів, визначення коефіцієнта загальної пористості порід.

Розрізняють основні етапи інтерпретації діаграм, які отримані за допомогою зондів НГК-60 та НГК-50.

Залежність показів І_nγ і Н_нм від водневого індексу середовища

Покази на діаграмах НГК та НКТ в розробці нафтових і газових свердловин визначається в основному обємним вмістом водню СН у породах Як еталонне середовище СН₁-прийнята дистильована вода при атмосферних умовах (Р=0,1 МПа; t=20⁰С)

Вміст водню в інших середовищах, зокрема в гірських породах характеризують водневим індексом і позначаються W або B₁

Водневий індекс визначається відношенням СН_х у даному середовищі до обємного вмісту його у воді СН_н2о

W=Cн_х/Сн_н2о

Величину водневого індексу можна розглядати як обємний водневий вміст або обємну вологість середовища : Покази приладу НГК або НКТ в еталоні приймають за 1 познаяається як умовна одиниця.

Всі об’єкти які досліджуються в розрізах свердловини нейтронними методами звичайно мають W<1 Основою кількісної інтерпритації діаграм НГК та НКТ залежністю показів Ін_у та І_нн які виражені в мовах од. від величини водневоневого індексу.

Для побудови залежності використовують відношення.

∆Інɣ=Інɣ/Інɣ_етал

∆Інн=Інн∕Інн_етал

де Інɣ і Інɣ _етал швидкість рахунку в дослідженні та еталонному середовищах при дослідженнях НГК∆

Інн та Інн еталоне – те саме при дослідженні НКТ

Дані залежності отримані на природних моделях для стандартних умов.

Порода – чистий вапняк із густиною скелета -2,71 г/см³ насичена прісною водою з =3 г/п.св.заповнена такою ж водою.

Для цих умов параметр Ві – рівний коеф.загальна пористість.

В залежності:

Інз = f(Кп)

випологується в обл.низьких (Кп 5%) та високих (Кп 25) значень коеф.пористості

Іноді використовуються залежності обертової величини

від Кп

оскільки вони практично лінійні на всьому діапазоні Кп, дані залежності є еталонами. Ними можна користуватися за величиною Інз або Інн тільки для умов при яких вони отримані.

Якщо умови в св.( і Сбр наявність глин.к ) і в пласті (склад і мін скелету Спл.води)від різн.від еталоних, то шукана величина Кп розрах за ф-лою:

Кп = Кп** + ∆Кп

де Кп** - уявний (ефект.) коеф.пористості, ∆Кп – сумарне випр.., яке враховує вплив техн..умов і відм.літології дослідже.пласта від чистого вапняка, який викор.в еталон.моделі

Величину ∆Кп можна вираз.сумою

∆Кп =

де кожний додаток суси може мати знак «+» або «-»

Це сума звичайно розбив. на 2 складовві, з яких 1 забеспечує врахування техн..умові інше врахування літології породи.

Розглянемо послідовність процедури к-ої інтерпретації діаграм НГК і НКТ, які отрим.за допомогою відповідних однозондових приладів:

1)Визначення границь пластів. Зняття показів

Границі пластів з аномальними показами відносно вміщуючи порід Інз, Інн (макс. або мін) визн.,за правилом, яке викор.при інтерпретації діаграм ГК

Покази НГК,НКТ, так само, як і покази ГК знімають

а)у потужності пласта з h V /1200, знаходячи сер.значення І у межех частини пласта за винятком зони з товщиною h V /1200,

б) у пластах де 1 h V /1200 за макс. або мін. аномалії

2) Врахування впливу інерційності радіоц. або привед. показів до умов пласта не обмеж.товщини

Викон.так само. як і при інтерпретації діаграм ІК для пластів з h V /1200. Виправлене значення І∞ розраховують за ф-ю

І∞= І – Івм/ + Івм = - Івм

де І, Івм – інтенсивності, які реєстр. навпроти пласта, – навпроти коефіц( завжди ) який визн., а палеткою для заданих h,І,V

3)Врахув. впливу дану природ.радіоактивністі.Викон тільки при інтерпрет.діаграм НГК і розрах:

Ін = Ін – k І

Де І_нr, І­_r зареєстровані покази НГК та ГК, що виправлені за вплив радіації радіометра.

k- відношення ефективного рахунку в каналах НГК і ГК.

Для приладів з газозрядними лічильниками величина k визначається відношенням кількості лічильників у каналі НГК і ГК і складає 0,5.

Для ДРСТ-1 k=0,3-0,35;

ДРСТ-3 k=0,15

4) Врахування технічних умов впливу вимірювання ( r, C­­­­­­­­­­­­­­_r, d_c, H_гк, Р,t ) виконується наступним шляхом:

Кпн= Кпн*+ Кп

де Кпн*- уявна нейтральна пористість, яка знайдена за графіком.

Кп- сумарна виправлена, що враховує вплив технічних умов:

Кп=Кпс+Кпd+Кпt+Кпp

які знаходяться за спеціальними палетками або монограмами.

Отримаре значення Кпн відповідає шуканому параметру Кпзаг. тільки в розрізі, в розрізі який представлений чистими вапняками. У всіх інших випадках значення Кпн необхідно вводити поправку за літологію.

5)Врахування впливу літології.

Кпзаг= Кпн+Кпі

Де Кпі- поправка яка враховує вплив літологічного фактора. На практиці врахування найважливіших факторів проводиться окремо.

6) врахування вмісту елементів за аномальними нейтр. властивостями.

Найбільш розповсюдженими елементами з аномальними нейтр. властивостями, які є присутні у розрізах н і г родовищ є бор і залізо, якщо не вважати хлор у складі хлоридів пластової води. Бор входить до складу глинистих мінералів, залізо до складу піриту, а також хлориту, сидериту, лімоніту, гематиту, магнетиту.

Складені спеціальні палетки за допомогою яких знаходять дані поправки залежно від вмісту в породі бору та заліза. Якщо зневажати даними поправками , то то будемо отримувати завищені значення загальної пористості.

II етап(спосіб)

Використовубчи відносний параметр I_H i I_HH при визначенні Кпн, Кпзаг за результатами НК.

Розглянута схема інтерпретації діаграм використовується в тих випадках коли діаграми отримані з дотримуванням правил еталування і калібрування радіометра апаратури, нажаль ці правила виконуються не завжди, в цьому випадку відновлю шкалу інтенсив. в умовних одиницях використовують покази НК в опорних пластах у досліджуваному розрізі свердловини.

Після пунктів 1,2,3, проводять наступні операції: найчастіше використовують опорні пласти, у яких покази НК max і min.

Max значення інтенсивності характерні для пластів щільного вапняку з Кп=1,2%, а також ангідриту Кп1%.

Значення min характерні для пластів розмитих глин, які відмічаються на кавернограмі певним перевищенням фактичного діаметра над номінальним, для них вводять поняття еквівалентної нейтр. пор. Кпнекв з найбільш імовірним значенням 40%.Бажано щоб з max і min були неординарні в досліджених інтервалах розрізу і присутні у різних його ділянках, та дозволяли б провести на діаграмах НК лінії стійких заначень, які рівнобіжні осі глибин.

На діаграмах НКТ дані лінії проводять відповідно до показів у щільних пластах і розмитих глинах.

На діаграмах НКТ за показами в цих же пластах але виптавлені за вплив ом -фону. Замість шкали інтенсив. в умовн. один. складають шкалу відносного параметра  н або  нн.(подв. різниці параметрів)

I_H=I_Hx-I_Hmin/I_Hmax-I_Hmin

I_HH=I_HHX-I_HHmin/I_HHmax-I_HHmin

де I_Hx ; I_HHX відповідно покази НГК(без впливу  -фону); і НКТ навпроти пласта, що досліджується.

Подв. різниці параметрів змінюється від 0 розмитих глинах, до 1 в щільних породах. Шляхом статистичних побудов будуються графіки залежностей.

 I_H=f(K_пн)

I_HH= f(K_пн)

Інтерпретація даних гама-гама-густинного каротажу

В методі розсіюваного гама-випромінювання випромін. Інтенсивність гама-випромін. з індексом - , яке виникає при опроміненні породи потоком гама-квантів.

Розрізняють густинний ГГК і селективний ГГК-С методи. Для вивчення розрізів нафтових і газових свердловин використовують ГГК-Г,в якому порода опромінюється потоком твердих гама-квантів з енергією Е_ =1МеВ.

У цьому випадку значення І_ , що реєструється, визначається електронною густиною породи _Е .

При розмірі зонда L_ >10см ( в практиці використовують L_ =15-40см) величина росте з пониженням електронної густини _Е і зменшенням товщини проміжного пласта із пониженою густиною , що відокремлює прилад від стінки свердловини. При реєстрації приладом із притискним пристроєм проміжним пластом є глиниста кірка.

Електронна _Е та об’ємна _П густини середовища , представлені однаковими атомами пов’язаними наступним співвідношенням:

_Е=(2Z/M)* 

Де Z – атомний номер; М – відносна атомна маса. Оскільки для основних породоутворюючих мінералів осадових порід величина 2Z/М близька до 1.

_Е_П

І отже величина І_ , що реєструється, характеризує об’ємну густину породи _П . Для водню відношення _Е/ =2, у зв’язку з чим у високо пористих породах при заповненні пор водою _Е відрізняється від _Е.

Для перевірки калібрування в свердловині використовують тов. покази ГГК навпроти пластів з відомою густиною, як еталонні середовища і опорні пласти в свердловині використовують матеріали та породи, густини яких приведені в свердловині 1.

У ній поряд з об’ємною приведена еквівалентна густина середовища, яка враховує відмінність _п від _е.