ЗМІСТ
ЗМІСТ .. 1
ВСТУП .. 2
МЕТОДИ ПОТЕНЦІАЛІВ мимовільно ПОЛЯРИЗАЦІЇ (ПС). 3
МЕТОДИ здається опір (КС). 4
Бічні каротажного ЗОНДУВАННЯ .. 5
Бічногокаротажу ... 7
ІНДУКЦІЙНИЙ каротажі ... 10
ДІЕЛЕКТРІЧЕСКІЙ каротажу (ДК). 15
РАДІОАКТИВНІ МЕТОДИ ..... 15
Гамма-каротаж .. 15
Гамма-гамма каротаж .. 17
Нейтрон - нейтронний каротаж .. 18
АКУСТИЧНИЙ каротажі ... 21
Список використаної літератури: 23
Геофізичні дослідження свердловин - комплекс фізичних методів, використовуваних для вивчення гірських порід в околоскважінном і межскважинном просторах, а також для контролю технічного стану свердловин. Геофізичні дослідження свердловин поділяються на дві досить великі групи методів - методи каротажу і методи свердловинної геофізики. Каротаж, також відомий як промислова або бурова геофізика, призначений для вивчення порід безпосередньо прилягають до стовбура свердловини (радіус дослідження 1-2 м). Часто терміни каротаж і ГІС ототожнюються, однак ГІС включає також методи, що служать для вивчення межскважинной простору, які називають свердловини геофизикой.
МЕТОДИ ПОТЕНЦІАЛІВ мимовільно ПОЛЯРИЗАЦІЇ (ПС)
Методи потенціалів мимовільної поляризації гірських порід засновані на вивченні природних електричних полів в свердловинах. Природні поля виникають в результаті електричної активності диффузионно-адсорбційного, окислювально-відновного, фільтраційного іелектродного характеру. Діаграми методів ПС характеризують зміни відповідних потенціалів - дифузійно-адсорбційних, фільтраційних, електродних в залежності від глибини свердловини.
Фізичні основи методу ПС
Головну роль у формуванні природних електричних полів в свердловині, заповненої буровим розчином на водній основі, грають потенціали дифузійного походження. Дослідження методом СП проводять, реєструючи діаграму зміни по розрізу свердловини різниці потенціалів між електродом М, що переміщається по стовбуру свердловини, і електродом N, розташованим на земній поверхні поблизу гирла свердловини.
Вимірювання в свердловині потенціалу мимовільної поляризації UПС зводитися до виміру різниці потенціалів між електродів М, що переміщуються вздовж стовбура свердловини, і електродом N, що знаходяться на поверхні поблизу гирла свердловини. (Рис.2.3.).
Потенціал електрода N практично зберігається постійним, і різниця потенціалів між електродами М і N:
.
Різниця потенціалів між переміщуваним М і нерухомим N електродами вказує на зміну електричного потенціалу уздовж стовбура свердловини. Причина цього - наявність в свердловині і біля неї мимоволі виникає електричного поля.
Крива потенціалів мимовільної поляризації (крива ПС) зазвичай записується одночасно з кривою опору або з іншими кривими.
Крива ПС показує зміну потенціалу електричного поля у електрода М з глибиною. Точка записи ΔUПС відноситься до електрода М. Різниця потенціалів ПС вимірюється в мілівольтах.
Найбільшого поширення набули методи, засновані на дифузійно-адсорбційної активності. Як нуля на діаграмах умовно вибирають положення, відповідне позитивного максимального відхилення, - лінію глин. Відлік беруть справа наліво. Отже, амплітуда ПС в чистих глинах дорівнює нулю.
Метод ПС є одним з основних електричних методів при дослідженні розрізів нафтогазових свердловин. Він включений також в обов'язковий комплекс досліджень інженерно-геологічних і гідрогеологічних свердловин. Для вивчення рудних і вугільних свердловин використовують методи гальванічних пар (МГП) і електроднихпотенціалів (МЕП).
Петрофізичні основи методів КС. Як відомо, електрична провідність гірських порід може мати електронний і іонний характер. Питомий електричний опір гірських порід з іонною провідністю залежить, головним чином, від кількості міститься в них води і ступеня її мінералізації, т. Е. Від коефіцієнта пористості породи і питомої опору пластової води, яке приблизно обернено пропорційно її мінералізації.
У нафтогазонасиченості породах тільки частина порового простору зайнята водою, тому їх питомий опір більше, ніж у порід водонасичених. Це збільшення оцінюють параметром насичення
Рн = ρнп / ρвп,
де ρнп - питомий електричний опір нефтенасищенной породи; ρвп - питомий електричний опір водонасиченому породи. Корисні копалини з електронною провідністю (руди, графіт, антрацит) ідентифікують по мінімумам питомої опору, а їх зміст оцінюють за відповідними кореляційним залежностям.
Позірна електричний опір. Вище середовище вважається однорідною. Практично ж вона завжди має межі, які спотворюють вигляд поля. Наприклад, наявність свердловини, питомий опір в якій ρс <ρп, деформує поле. Здається питомий електричний опір середовища можна розглядати як істинне питомий електричний опір однорідної фіктивної середовища, в якій при даних геометричних розмірах зонда, т. Е. При даному коефіцієнті зонда k і даному струмі I, створюється така ж різниця потенціалів ΔU, як у досліджуваній неоднорідному середовищі .
У загальному випадку ρп = ρк через вплив свердловини, що вміщають порід, зони проникнення і т. Д. Суть методу КС полягає в тому, щоб зареєструвати одну або кілька діаграм ρк і, скориставшись методами інтерпретації для врахування впливу названих вище факторів, визначити справжнє значення питомої електричного опору ρп.
Зонди КС застосовують для літологічного розчленування розрізів, виділення корисних копалин - руд, водоносних і нафтогазоносних колекторів.
У загальному випадку значення ρк, як уже говорилося, залежить не тільки від ρп, але і від довжини зонда L, його відстані до кордону пласта, потужності пласта, діаметра свердловини, діаметра зони проникнення, опору свердловини рідини ρс і деяких інших параметрів. Змінюючи довжину зонда, можна змінювати ступінь впливу того чи іншого фактора на значення ρк. Наприклад, для зонда дуже малих розмірів, в силу його малості і віддаленості від стінок свердловини, вплив ρп буде несуттєвим і ρк ≈ ρс. Для великого зонда вплив ρп буде значно сильніше. Чим більше довжина зонда L (або відношення L / dс), тим сильніше вплив ρп і менше вплив ρс.
Починаючи з певної оптимальної довжини зонда L1, ρс, практично перестає впливати на показання, і для пласта з h >> L, можна вважати ρк = ρп. Подальше збільшення довжини зонда не змінює картини. Якщо збільшити шунтуючі вплив свердловини, збільшивши ρп і зберігши колишнє ρс, то для виконання умови ρк ≈ ρп потрібно зонд більшої оптимальної довжини L2. Сімейство графіків, що відображають залежність від довжини зонда L, називають палеткой. Шифр графіка - відношення ρп / ρс = μ, - називають його модулем. При значеннях μ> 20 застосовувати зонди оптимальної довжини, як правило, не вдається, тому що вони виявляються співмірні з потужністю пластів або більше неї. Однак для визначення ρп досить провести вимірювання ρк декількома 'зондами різної довжини, меншою ніж оптимальна. Отримані при цьому точки з координатами lgρк -lgL ляжуть на той графік палеточного сімейства залежностей lgρк / ρс -lgL / dс, модуль якого μ, відповідає згаданої значенням ρп. Визначивши μ, легко можна знайти ρп: ρп = μ / ρс. Таку методику називають бічним каротажних зондуванням (БКЗ).
Існують альбоми палеточних залежностей, призначені для інтерпретації матеріалів в пластах великий і обмеженої потужності, а також при наявності зони проникнення. Розроблено алгоритми і програми, що автоматизують процес інтерпретації БКЗ. Методом БКЗ досліджують розрізи з метою детального вивчення пластів і отримання їх кількісних характеристик (в першу чергу коефіцієнта пористості і коефіцієнта нефтенасищенності). Зазвичай БКЗ проводять тільки в продуктивному ділянці розрізу.
Каротаж опору звичайними зондами неефективний в разі тонкослоістую розрізу зі значною диференціацією пластів з низьким і високим опорами і свердловини, заповненої високомінералізованих глинистим розчином. Через витік струму в пласти з низьким опором в першому випадку і через витік струму по свердловині в другому випадку реєструють здаються опору порід, набагато відрізняються від справжніх. Основна відмінність бічногокаротажу (методу екранованих зондів) від каротажу опору зі звичайними зондами полягає в тому, що в даному методі здійснюється фокусування струму, що виходить з центрального електрода, внаслідок чого вплив свердловини і вміщуючих порід позначається на результатах вимірювань значно менше.
Бічний каротаж (БК) проводять трьох-, семи- і девятіелектроднимі зондами з автоматичним фокусуванням струму.
Трьохелектродний екранований зонд. Апаратура АБКМ, Е1. Зонд складається з центрального електрода А0 і двох циліндричних подовжених фокусирующих електродів А1 і А2. Всі вони розділені між собою ізоляційними прокладками і харчуються струмом однієї полярності. Рівність їх потенціалів забезпечується тим, що основний електрод через незначний опір з'єднує безпосередньо з'єднується з екранними електродами. Оскільки різниця потенціалів між електродами дорівнює нулю, то сила струму уздовж осі свердловини на цьому інтервалі також дорівнює нулю. Струм з електрода А0 поширюється в радіальному напрямку перпендикулярно до осі свердловини, а не вниз і вгору по свердловині під вміщають, більш проводять породи.
Різниця потенціалів ΔUкс вимірюють між центральним електродом (екранним електродом, так як UА = UА = UА і електродом, віддаленим від зонда на значну відстань. Здається питомий опір для трьохелектродної екранованого зонда розраховують за формулою
ρк = До ΔUкс / I0
де I0- сила струму, що протікає через центральний електрод A0; К - коефіцієнт зонда,
K = 2,73 L / lg (2Lоб / dз)
де L, - довжина основного електрода A0; Lоб - загальна довжина зонда; dз- діаметр зонда.
Крапку записи відносять до середини електрода А0.
Семіелектродний екранований зонд. Зонд складається з центрального токового електрода А0, двох пар стежать електродів M1, N1 і M2, N2 однієї пари фокусирующих (екранних) електродів A1 і A2. Три пари електродів замкнуті накоротко між собою і розташовані симетрично щодо центрального електрода A0. Через електрод A0 пропускають струм I0, що зберігається постійним по величині в процесі запису кривої. Через екранні електроди A1 і A2 пропускають струм, сила якого автоматично регулюється так, що різниця потенціалів між стежать електродами M1, N1 і M2, N2 залишається постійною і практично рівною нулю.
Різниця потенціалів ΔUкс вимірюють між вимірювальними (стежать) електродами зонда M1 і N1 (М2 і N2) і електродом N. розташованим від зонда на далекій відстані.
Крапку записи відносять до центрального електроду A0; за довжину зонда приймають відстань між центрами інтервалів М1N1 і М2N2. Відстань між центрами екранних електродів називають загальним розміром зонда А1A2 = Lоб, а відношення (Lоб - L) / L - параметром фокусування зонда.
Девятіелектродний екранований зонд. Зонд використовують в двох модифікаціях: нормалізований зонд і псевдобоковой. При розташуванні більше графіки електродів В1 і В2 між основними екранними електродами A1, A2 і вимірювальними N1, N2 електродами радіус дослідження девятіелектродним зондом різко збільшується в порівнянні з Семіелектродний зондом в пластах великої потужності. При псевдобоковом варіанті два додаткових екранних електрода В1 і В2 розташовуються з зовнішньої сторони семіелектродного зонда симетрично щодо центрального електрода A0. В результаті розподілу струмових ліній електрода A0 значна частина потенціалу падає в безпосередній близькості від стінки свердловини і вимірюється значення залежить в основному від питомого опору прилеглої до стінки свердловини частини пласта.
Криві удаваного опору, зареєстровані екранованими зондами, симетричні щодо середини пласта і за формою нагадують криві КС звичайних потенціал-зондів.
Межі пластів високого опору для трехелектрод-них зондів визначаються по початку максимального зростання ρк. Для багатоелектродних зондів кордону таких пластів знаходять наступним чином: від точок з максимальним градієнтом ρк (половина висоти аномалії проти пласта) в сторону вміщають порід в масштабі глибин відкладають відрізки, рівні відстані A0O.
Для одиночних однорідних пластів мінімальне в разі пласта низького опору і максимальне в разі пласта високого опору ρк приймають за значення уявного опору, що знімається з діаграм. У разі неоднорідного пласта беруть середнє значення ρк.
Глибина дослідження екранованими зондами залежить від типу зонда і параметра його фокусування. Найбільшою глубинностью мають Семіелектродний зонди. Глибинність дослідження зростає зі збільшенням Lоб і q. З їх збільшенням зменшується вплив свердловини і зони проникнення фільтрату промивної рідини, але зростає вплив потужності: пласта на ρк, т. Е. Зменшується роздільна вертикальна здатність зонда. Для порівняння, при вимірах з трьохелектродну зондом вплив потужності починає відчуватися в пластах з h <0,8-1,2 м, з Семіелектродний з h <1,2-6 м. Найбільш сприятлива умова для застосування екранованих зондов- наявність в свердловинах промивної рідини з низьким ρк.
Вивчення розрізів свердловин індукційним методом грунтується на відмінності в електропровідності гірських порід - величиною, зворотної питомій електричному опору. Спочатку метод розроблявся для дослідження свердловин, заповнених що не проводить електричний струм буровим розчином (на нафтовій основі), в якому зазвичай метод КС або метод екранованого заземлення, що мають систему струмопровідних і вимірювальних електродів, застосовані бути не можуть. Однак в подальшому були виявлені істотні переваги індукційного методу при вивченні геологічних розрізів низького опору в свердловинах, заповнених звичайним струмопровідних буровим розчином.
Мал. Принциповий схема індукційного методу. 1-свердловини снаряд-зонд; 2-випромінююча котушка; 3-приймальня котушка; 4-генератор; 5-підсилювач і випрямляч; 6-кабель; 7-реєструючий прилад
У самому елементарному вигляді індукційний каротажний зонд складається з двох котушок - генераторної і вимірювальної, укріплених на ізольованому немагнітному стрижні на деякій відстані Lі, один від одного, званому розміром зонда. Генераторна котушка живиться постійним за величиною змінним струмом високої частоти (20-60 кГц), що створює змінне магнітне поле - пряме або первинне. В результаті в породах; оточуючих зонд индуктируются вихрові струми. струмові лінії яких в однорідному середовищі є окружності з центром по осі свердловини. Вихрові струми створюють. в свою чергу. вторинне змінне магнітне поле тієї ж частоти.
Первинне і вторинне магнітні поля індукують в вимірювальної котушці ЕРС Еп. У индуцируемую ЕРС Еп входить як складова ЕРС Е1 створена прямим полем генераторної котушки і не пов'язана з електричними властивостями гірських порід. Тому в ланцюг приймальні котушки за допомогою додаткової компенсаційної котушки вводять компенсаційну ЕРС Ек, рівну Е1 і протилежну їй по фазі. Корисна частина сигналу, т. Е. ЕРС Е2, индуцируемая вторинним магнітним полем, подається на підсилювач і далі через фазочувствительного випрямляч по кабелю на поверхню до регистрируемому приладу. Е2 є активною складовою ЕРС, індукованої вторинним магнітним полем, і приблизно пропорційна електропровідності навколишнього середовища. В результаті в процесі переміщення зонда реєструється діаграма зміни електропровідності середовища по розрізу свердловини. Точка записи зонда - середина відстані між центрами генераторної й приймальної котушок. Одиницею вимірювання електропровідності σ порід є величина, зворотна Ом-м, - сіменс на метр (См / м). На практиці використовують мСм / м.
За відлічувані значення σк (ρк) пріймають Екстремальні значення проти пласта. Смороду блізькі до пітомої електропровідності пласта и могут буті вікорістані вместо неї в пластах достатньої потужності при наявності свердловини з пріснім глинистих розчин (ρр> 1,5 Ом-м), відсутності Проникнення в пласт або наявності неглібокого підвіщує Проникнення. В інших випадках при визначенні σп в вихідні дані необхідно вносити відповідні поправки на вплив свердловини, обмежену потужність пласта, явище скін-ефекту і наявність зони проникнення фільтрату глинистого розчину. Для цих цілей використовують спеціальні палетки.
Індукційні зонди середнього розміру (0,75-1 м) мають радіус дослідження, майже в 4 рази перевищує радіус звичайних зондів каротажу КС, що дозволяє більш точно визначати справжнє опір порід, зазвичай в діапазоні до 50 Омм.
Методи малих зондів: мікрокаротаж (МЗ), бічний мікрокаротаж (МБК), резістівіметрія
Методи малих зондів, на відміну від уже розглянутих, використовуються для вивчення простору всередині свердловини або прилеглого до неї.
Мікрокаротаж відноситься до методів електричного каротажу, що використовують установки з малою зоною дослідження для детального вивчення прискважинной частини розрізу. Сам микрозонд є зонд малого розміру, електроди якого кріпляться на черевику з ізоляційного матеріалу на відстані 2,5 см один від одного (рис. З метою уникнення впливу свердловини на результати вимірювань, башмак притискають до стінки свердловини спеціальним пристроєм, який може бути або - ресорним , або керованим важільним (використання важеля пристрою дозволяє одночасно з реєстрацією діаграм мікрозондів реєструвати мікрокавернограмми), що дозволяє башмаку в процесі проведення досліджень «ковзати» по стінці свердловини, реагуючи на зміну її діаметра.
Мал. Схематичний вигляд микрозонда. 1-ізоляційна пластина; 2-електрод; 3-пружина; 4-корпус микрозонда; 5-вантаж; 6-кабель; А, М1, М2 - елекроди зонда.
У практиці геофізичних досліджень застосовують два микрозонда: мікроградіент-зонд А0,025М0,025 і мікропотенціал-зонд А0,05М (електродом N даному випадку служить корпус приладу): Радіус дослідження мікроградіент-зондом приблизно 3,75 см, мікропотенціал-зондом - в 2 -2,5 рази більше. Точкою записи мікроградіент-зонда (МГЗ) служить середина відстані між вимірювальними електродами, мікропотенціал-зонда (МПЗ) електрод М. Криві мікропотенціал- і мікроградіент-зондів зазвичай реєструються одночасно, оскільки при роздільній записи башмак зонда може займати неоднакове становище, що призводить до непорівнянності кривих. При реєстрації використовують як багатожильний, так і одножильний кабель. З одножильним кабелем застосовують багатоканальну апаратуру з частотним поділом каналів - МДОЗ і
Е-2.
Зазвичай дані мікрозондірованія використовують для детального розчленування розрізу, виділення різних літологічних різниць та чіткої відбиття їх кордонів, виділення пластів-колекторів і оцінки потужності продуктивних горизонтів, визначення пористості і тріщинуватості порід.
Так як радіус дослідження мікроградіент-зондом менше радіуса дослідження мікропотенціал-зондом, вплив глинистої кірки і глинистого розчину на його свідчення набагато значніше. Показання ж мікропотенціал-зонда визначаються в основному опорами промитої зони і пласта.
За діаграм мікрозондів в комплексі з іншими методами каротажу можна виділити породи різних типів.
У фільтруючих колекторах з межзерновой пористістю (піски, пісковики і т.д.) показання мікропотенціал-зонда більше, ніж мікроградіент-зонда. Спостерігається так зване позитивне прирощення:
Δρ = ρк мпз - ρк МГЗ> 0
Рівень збільшення проти продуктивних пластів вище ніж проти відносинах за рахунок залишкового нефтенасищенних. Щільні породи характеризуються високим рівнем опорів; проти них свідчення двох мікрозондів збігаються.
Та ж картина спостерігається і проти глинистих порід, але для них характерний більш низький рівень значень здаються опорів. Показання обох мікрозондів проти глин зазвичай збігаються і при наявності великих каверн відповідають ρр.
Свердловинний резістівіметр багатоелектродного зонда (типу КСП) являє собою електродний зонд невеликого розміру, змонтований в спеціальному кожусі (екранному пристрої), що виключає вплив стінки свердловини на результати виміру ρр. Вимірювання проводять за звичайною схемою виміру КС.
Дані свердловини резістівіметріі використовують також для вирішення завдань, пов'язаних з технічним станом стовбура свердловини. Якщо з тих чи інших причин не вдається безпосередньо в свердловині виміряти ρр або потрібні спеціальні дослідження проб глинистого розчину, в умовах лабораторії використовують поверхневі резістівіметри. При цьому в дані вимірів вносять поправку за температуру, відповідну глибині відбору проби.
Один з методів каротажу електричного, заснований на вимірюванні характеристик високочастотного електромагнітного поля, що збуджується зондом ДК.
Зонд ДК складається з збудливою поле генераторної і двох вимірювальних котушок. Поле, поширюючись в породах, в кожній точці простору характеризується фазою φ і амплітудою h, які залежать від частоти поля, характеристик зонда і від таких електричних властивостей середовища, як питомий опір і діелектрична проникність порід. У точках розташування вимірювальних котушок реєструють різницю фаз поля Δφ = φ1 - φ2 і відносну амплітуду вторинного поля | hz1 - hz2 | / | Hz1 |. Відносну діелектричну проникність знаходять за допомогою відповідних номограм.
Діаграми ДК використовуються для детального розчленування розрізу, визначення характеру насичення пластів із середнім і високим опором і для оцінки в чистих колекторах коефіцієнта нафтогазонасиченості. Методом ДК можна досліджувати сухі свердловини і свердловини, заповнені непровідним розчином.
Гамма - каротаж (ГК) заснований на вимірюванні природної гамма - активності гірських порід. Гамма - випромінювання є високочастотне короткохвильове електромагнітне випромінювання, що межує з жорстким рентгенівським випромінюванням. Інтенсивність гамма - випромінювання приблизно пропорційна гамма - активності порід. Середня глибина проникнення g-променів в осадових породах близько 30 см, що відповідає радіусу сфери дослідження, з якої надходить 90% реєстрованого випромінювання (g-промені повністю поглинаються лише шаром товщиною близько 1 м).
При проходженні g-променів через шар речовини інтенсивність випромінювання I0g знижується до величини Ig.
Ig = I0g × e - m0dl
I0g - первісна товщина шару;
l - товщина шару;
d - щільність речовини;
m0 - масовий коефіцієнт поглинання гамма - випромінювань.
Інтенсивність поглинання оцінюється товщиною шару речовини, в якому потік g-квантів зменшується в 2 рази.
Інтенсивність радіоактивного випромінювання порід в свердловині вимірюють за допомогою індикатора гамма - випромінювання. Як індикатор використовують сцинтиляційні лічильники.
Похибка вимірювань тим більше, чим менше імпульсів, що випускаються в одиницю часу (швидкість рахунку). Зменшити похибку можна шляхом усереднення спостережень за деякий інтервал часу Tя.
Гамма - випромінювання, що вимірюється при гамма - каротажу, включає в себе так зване фонове випромінювання (фон). Фонове випромінювання викликане забрудненням радіоактивними речовинами матеріалів і космічним випромінюванням. Вплив космічного випромінювання різко знижується з глибиною і на глибині декілька десятків метрів на результатах вимірювань вже не позначається.
Вимірювання радіоактивності проводиться за допомогою радіометрів, які складаються з свердловинного приладу і наземного пульта, з'єднаних між собою геофізичним кабелем.
Найважливішим елементом радіометрів є детектори випромінювання. Як детектори випромінювання в свердловини апаратури застосовують газонаповнені (газорозрядні) або сцинтиляційні лічильники.
Метод гамма-гамма-каротаж (ГГК) заснований на вимірюванні інтенсивності Jγγ гамма-випромінювання, розсіяного породою при її опроміненні потоком гамма-квантів.
Для досліджень використовують установку, що включає детектор і джерело гамма-квантів з розташованим між ними екраном (фільтром) зі сталі і свинцю, що оберігає детектор від прямого гамма-випромінювання джерела. Відстань між джерелом і центром детектора називається розміром зонда і в залежності від цілей досліджень змінюється в межах 30 - 40 см.
Інтенсивність випромінювання, що реєструється при ГГК, залежить від щільності та речового складу гірських порід і в основному визначається процесами комптонівського розсіювання і фотоелектричного поглинання гамма-квантів породою. Електрони, що випускаються джерелом гамма-кванти великої енергії зазнають на шляху свого руху кілька актів розсіювання, значно зменшують свою енергію і поглинаються в результаті фотоефекту. Як наслідок, близько джерела встановлюється деякий їх розподіл (хмара), обумовлене властивостями довкілля, її здатністю розсіювати і поглинати гамма-кванти. В результаті в міру віддалення від джерела потік розсіяних гамма-квантів близько детектора, розташованого від джерела на досить значній відстані (в середньому 20 см), швидко убуває, особливо зі збільшенням щільності гірської породи і концентрації в ній важких елементів.
Відносна роль процесів комптонівського розсіювання і фотоефекту, крім перерахованих факторів, залежить від початкової енергії гамма-квантів. Відповідно до цього застосовують два варіанти ГГК: плотностной і селективний.
Плотностной варіант (ГГК-П). У варіанті ГГК-П породи опромінюються потоком жорстких гамма-квантів з енергією 0,5-2 МеВ; м'які гамма-кванти з енергією менше 0,2 МеВ поглинаються за допомогою фільтра. Величина вимірюваного в цьому випадку розсіяного гамма-випромінювання з енергією понад 0,2 МеВ буде визначатися кількістю електронів в одиниці об'єму середовища Ne,
Ne = (z / A) N? П,
де z - заряд ядра; А - атомна маса; N - число Авогадро; ? П - щільність середовища. У гірських породах, представлених в основному легкими елементами z / А ≈ 0,5, звідки Ne = cδп, де с - деяка постійна величина.
Оскільки Ne ≈? П свідчення ГГК-П залежатимуть лише від щільності середовища: чим більше щільність навколишнього середовища, тим менше свідчення ГГК-П, і навпаки. Довжина зонда ГГК-П 20 - 40 см.
Плотностной варіант ГГК - один з основних методів, що застосовуються для оцінки пористості гірських порід.
На діаграмах ННКТ водородсодержащие пласти виділяються низькими значеннями, малопорістие пласти - більш високими значеннями. Однак на показання ННКТ значний вплив мають елементи, що володіють великим перетином захоплення теплових нейтронів, тому ННКТ вельми чутливий до вмісту хлору і одержувані результати сильно залежать від мінералізації промивної рідини і пластової води.
Показання ННКН практично не залежать від вмісту в навколишньому середовищі елементів з великим перетином захоплення теплових нейтронів, в тому числі хлору. Вони визначаються головним чином уповільнюють властивостями середовища - водородосодержаніем. Отже, показання ННКН тісніше пов'язані з вмістом водню в породі, ніж свідчення НГК і ННКТ. Однак для ННКН характерна мала глибинність дослідження, яка змінюється в залежності від властивостей порід і їх водородосодержанія від 20 до 40 см, зменшуючись з ростом водородосодержанія. Найменший радіус дослідження характерний для ННКН, так як область поширення надтеплових нейтронів менше, ніж теплових.
За даними НК через вміст водню визначається загальна пористість порід. При цьому враховується ряд геологічних і технічних факторів.
За умовну одиницю виміру при нейтронном каротажі прийняті значення Iусл.ед, виміряні в баку з прісною водою. При використанні в якості еталонної рідини дизельного палива в вимірювання необхідно вводити поправки за рахунок різниці в водородосодержаніі нафти і води. При калібрування приладів НК виконуються вимірювання потоку гамма-випромінювання або нейтронів на імітаторах пористих пластів (ІПП). Отримані дані використовуються для побудови залежності Iусл.ед = f (kп). Похибка наведених вимірювань не повинна перевищувати ± 1% в робочому (лінійному) діапазоні зміни пористості від 3 до 20-30%.
Нейтронний каротаж проводиться за допомогою свердловинного приладу, що містить джерело нейтронів і розташований на деякій відстані від нього детектор гамма-випромінювання або нейтронів (див. Рис ..). Це відстань, відраховані до середини детектора, називають довжиною зонда.
Мал. Схема вимірювальних установок нейтронного каротажу: γ - детектор гамма - випромінювання; n - детектор нейтронів; N - джерело нейтронів; L - довжина зонда; 1 сталевий екран; 2 - свинцевий екран; 3 - парафін (або інший матеріал з високим водородосодержаніем); 4 - точка записи результатів вимірювань.
Джерелом нейтронів є вміщена в ампулу суміш порошкоподібної берилію з радіоактивним елементом, зазвичай полонієм. Нейтрони утворюються в результаті взаємодії ядер атомів берилію 49Ве з альфа-частками, що випускаються полонієм.
Форма кривих НК визначається наступними факторами: характером розподілу по стовбуру свердловини потоку випромінювання, що реєструється приладами; електричної інерційністю апаратури, зростає з збільшенням постійної часу інтегрує осередки τ і швидкості переміщення приладу по свердловині.
Мал. Криві радіоактивного каротажу проти одиночних пластів. Шифр кривих ντ.
При ντ = 0 (точкові виміри, немає спотворює впливу інтегрує осередки) крива симетрична відносно середини пласта.
При ντ> 0 крива стає асиметричною щодо середини пласта, розтягуючись в напрямку руху приладу (від низу до верху). Амплітуда кривою проти пласта починає знижуватися при більшій потужності пласта. Зі збільшенням параметра ντ відмічені спотворення кривої виражаються все більш різко. Межі пласта відбиваються по початку крутого підйому та початку крутого спаду кривої.
Акустичним каротажем називають методи визначення пружних властивостей гірських порід, що складають розрізи свердловин, за спостереженнями за поширенням в них пружних хвиль.
На відміну від сейсмічного каротажу, в якому для отримання середньої швидкості поширення пружних коливань в потужних пластах (від 20 м і більше) використовують частоти порядку 20 - 100 Гц, при акустичному каротажі визначають интервальную або пластову швидкість для малопотужних пластів (від 0,5 м і більше) з використанням частот близько 5 - 100 кГц.
Щоб отримати уявлення про принцип свердловинних вимірювань при акустичному каротажі, розглянемо поширення пружних хвиль від сферичного випромінювача І в свердловині постійного діаметра, заповненої глинистим розчином і перетинає пласт необмеженої потужності. Приймач П пружних коливань знаходиться на відстані L від випромінювача на осі свердловини. Спостерігається наступна картина. При порушенні пружних коливань від випромінювача І по глинистому розчину поширюється поздовжня пружна хвиля Р1 зі сферичним фронтом розповсюдження і швидкістю υ1 Досягнувши стінки свердловини, пряма хвиля Р1 утворює вторинні хвилі - відображену подовжню Р11 і проходять - подовжню Р12 і обмінну поперечну Р1S2 хвилі. У проходять вторинних хвиль швидкість поширення поздовжньої хвилі υр2, більше, ніж поперечної υs2 (υp2> υs2). Фронт прямого поздовжнього хвилі Р1 утворює зі стінкою свердловини критичний кут i (sin i = υp2 / υp2) в результаті чого проходять хвилі стають перпендикулярними до кордону розділу свердловина - Плавт (випадок заломлення, званий повним внутрішнім віддзеркаленням) і починає поширюватися уздовж стінки свердловини. Ковзаючи вздовж стінки свердловини проходять хвилі Р12 і Р1S2 випромінюють енергію в свердловину у вигляді головних поздовжніх Р121 і поперечних Р1S2P1 хвиль, а також хвиль типу Лемба - Стоунлі (L - St) (поширюються в рідині, що заповнює свердловину, і в гірській породі в пріскважінной шарі ).
Отже, від випромінювача І до приймача в умовах свердловини поширюються головний поздовжня хвиля Р121 головний поперечна хвиля P1S2P1, хвиля Лемба - Стоунлі (L - St) і пряма поздовжня хвиля Р1 (відбита хвиля Р11 зазвичай не доходить до приймача через малу її енергії) з наступним співвідношенням швидкостей: υp2> υs2> υL-St> υp1. В реальних умовах хвильова картина має більш складний вид.
1. Л. І. Померанц, М. Т. Бондаренко «Гофізіческіе методи дослідження нафтових і газових свердловин». - М .: Недра, 1981 г. - 376 с.
2. В. М. Добринін, Б. Ю. вендельштейн, Р. А. Резваном «Промислова геофізика». М .: Недра, 1986. -342 с.
3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Скважинная_геофизика
Оскільки Ne ≈?