Интерпретация

Рис. 61. Результаты исследований кремнистых отложений окруrа Рашматаха (шт. Оклахома) с помощью спектрального гамма-метода, плотиостиого и ней­

тронного методов ( зачерii~ниые участки соответствуют интервалам перфора­ цин) (по Фертлу, 1983).

Кривые: 1-З- содержания калия, урана и тория, 4- rамма-метода, 5- изменевия

диаметра скважины, б - плотиостиого метода, 7 - иейтронного метода

чивается только перфорированными интервалами, а также отме­

чается и в неперфорированных участках колонны против обвод­

ненных пластов.

Задача 75. На рис. 64 приводятся результаты комплекса ГИС,

выполненные в длительно работающей эксплуатационной сква­ жине, расположенной в частично истощенной части залежи.

150

				llлantOCТIJOR Метод			3
Гамма­	К%		,_ = 2,71 r/ем			а,= 1,0 r/ем
метод			30	Пориетоеть, %
				20	10	о

Рис. 62. Пример успеmиою испо.пьзованиJI спектральною rамма-метода (в про­ тивоположность неудачиому нспользованию коl\ОШекса нейтронною и плomo­ cmoro методов) для выделения продуктивных интервалов в извесmяках ком­

плекса Освеrо, шт. Оклахома (по Фертлу, 1983).

Кривые: 1-3 - содержания калия, урана и тория, 4 - иейтроииоrо метода, 5 -

плотиостиого метода

Рис. 63. Использование данных спектральною гамма-метода для выделения

обводиеiDIЫХ интервалов в терршениом разрезе. Бассейн Сан-Хорхе, Арrеитииа (по Фертлу, 1983). . Кривые: 1 - потенциала собственной поляризации, 2 - удельиоrо электрическоrо

сопротивления, 3 - гамма-метода, 4-6 - содержания калия, урана и тория; 7 - обводненные интервалы разреза

Рис. 64. Выделе101е обводнеИНЬIХ и иефтеиаеыщеИНЬIХ mпервалов и определе­ IDiе положеИИJI водоиефтDоrо контакта в обеаже101ой екваж101е (Северная

Америка) по даин:ым импуJJЬеиоrо иейтро101оrо метода и eпeiC"QJaJJЪHoro rамма­

метода.

"Кривые: 1 - декремента затухания плотиосm тепловых нейтронов, 2 - rамма­

метода, З - пористосm, 4-6 - содержания калия, урана и тория; 7 - обводненные

интервалы; 8 - нефтеносные интервалы; 9 - воданефтяной коитакт

Комплекс ГИС включает ГМ-С, стационарный и импульсный нейтронные методы, выполненные в течение одного дня. Выде­

лить обводненные и нефтенасыщенные интервалы и определить текущее положение ВНК по имеющемуся комплексу ГИС.

§13. МЕТОД РАССЕЯННОГО ГАММА-ИЗЛУЧЕНИЯ

Вметоде рассеянного гамма-излучения, или гамма-гамма ме­

тоде [5], измеряется интенсивность вторичного гамма-излучения lyy, возникающего при облучении породы потоком гамма-квантов.

Различают плотностной ГГМ-П и селективный ГГМ-С варианты метода. Для изучения разрезов нефтяных и газовых скважин ис­

пользуют оба варианта.

ПЛОПIОСПIОЙ fАММА-fАММА-МЕI'ОД

В плотностной модификации метода поgода облучается пото­

ком жестких гамма-квантов от источника 7Cs с энергией излу­

чения Еуу = 0,662 МэБ. Регистрируется поток обратно рассеянно­ го в скважину гамма-излучения с энергией более 150 кэВ.

Регистрируемое рассеянное у-излучение определяется элек­

тронной плотностью породы 58 •

152

Электронная о.. и объемная о плотности среды, представлен­

ной одинаковыми атомами, связаны соотношением

011/о = 2(Z/М},

(41)

где Z - атомный номер; М - относительная атомная масса. По­

сколь~ для основных породообразующих минералов осадочных пород величина 2(Z/М} близка к единице, 011 = Оа и, следователь­

но, регистрируемая величина IYf характеризует объемную плот­ ность породы Ба (табл. 16). В отличие от других элементов для

водорода отношение Бе/5 = 1,9841. Аномальные свойства имеют также атомы железа, хлора и натрия. В связи с этим в породах,

содержащих эти элементы, особенно в высокопористых разностях

пород при заполнении пор водой, нефтью и газом, 011 отличается

от Оа (табл. 17).

Для полиминеральных горных пород электронная плотность

опреде~яется уравнением среднего:

(42)

где k; и oei или Оа;- объемное содержание и электронная плот­

ность (или плотность) i-го минерала.

Объемная плотность полностью воданасыщенной породы Оа

связана с коэффициентом пористости ka соотношением

Таблица 16

Атомный номер, относитеJIЬИаJI атомиаJI масса и величина 2(Z/М)

ДJUI некоторых породообразующих элементов

	Элемент	м	z		2(Z/М)
	н	1,008	1		1,9841
	с	12,011	6		0,9991
	о	16,00	8		1,000
	Na	22,99	11		0,9569
	Mg	24,32			0,9868
			12
	Al	26,98	13		0,9637
	Si	28,09	14		0,9968
	s	32,о7	16		0,9978
	Cl	35,46	17		0,9588
	к	39,10	19		0,9719
	Са	40,08	20		0,9980
	Fe	55,85	26		0,934

153

Таблица 17

Плоmость б и электро1П1аи rшоmость б. некоторых МIПiермов [3, 13]

	Минерм	8·103, кrjм3	8.·103, кrjм3	8./8
	Кварц	2,65	2,647	0,9988
	КаJIЬЦИТ	2,71	2,709	0,9991
	Доломит	2,85	2,844	0,9978
	Анrидрит	2,95	2,949	0,9994
	Гипс	2,32	2,37	1,022
	Г8JIИТ	2,18	2,09	0,959
	Ортоклаз, микрокJIИн	2,57	2,55	0,9916
	Альбит	2,52	2,498	0,9913
	Анортит	2,76	2,746	0,9951
	Каолинит	2,65	2,63	1,0078
	Монтмориллонит без межпакеmой воды	3,36	3;26	1,001
	МонтморИJiлонит с массовым содержани-	2,2	2,255	1,025
	ем воды 26%
	Гидрамусковит	2,78	2,78	1,0006
	Вода (пресная)	1	1,11	1,11
	Вода соленая (С.= 200 r/л)	1,146	1,237	1,0797
	Нефть n(CH2)	0,85	0,97	1,14
	Газ - метан СН4	-	-	1,245

(43)

где бсю б8 - плотности минерального скелета породы и воды, на­

сыщающей поры, кгjм3• При сложном составе скелета, содержа­

щего n компонент, бек рассчитывают по формуле (42).

Плотность воды б. зависит от ее минерализации с., пластовой температуры tпл и давления PDJI· Определить плотность водного

раствора NaCl при известных значениях концентрации соли с.,

температуры tDJI, выраженной в ос, и давления (в МПа) можно с помощью рис. 65.

При наличии в порах, кроме воды, нефти и газа плотность флюида, состоящего из смеси воды, нефти и газа, равна

(44)

где бн, бr и kн, kr - соответственно плотности и объемное содер­

жание нефти и газа в порах.

Для глинистых пород объемная плотность равна
бп =(1 - kпkrл)бск + kпбв + krлбrл1	(45)

где krл - объемное содержание глинистого материала в породе;

бrл - его плотность.

154

0,90 ----1

- 2

..•........... 3

Температура, 0С

Рис. 65. Зависимость плотиости водиоrо раствора NaCl от коJЩеитрации соли

при Д1111ИЬ1Х пластовых условиптемпературе tм и давJiеиии Рм (1-3- соот-

ветствеiDiо 0,1, 5,8 и 47,6 МПа) -

Величину 5CIC при известном минеральном составе породы бе­

рут из табл. 17. Для большинства породообразующих минералов

значения 5 и 5, отличаются незначительно. Для пород с мономи­ неральным составом скелета 5CIC = 5,. Исключение составляют

гипс, галит и некоторые глинистые и железосодержащие мине­

ралы, для которых в качестве бек берут значение электронной

плотности 5,.

Для исследования необсаженных нефтяных и газовых сква­ жин применяются двухзондавые приборы с автоматической об­ работкой измерений (табл. 18).

155

Таблица 18

Осиовиые характеристики двухзондоной аппаратуры плотностноrо rамма-rамма метода [2]

	Прибор		Комплекс исследо-			Диапазон измерения					d., мм			р,МПа		t, ос
			ваний			плотности 8·103, кr/мЭ
	РГП-2		ГГМм + ГГМв, ГМ			1,~2,7					125			80		135
	СГП-2		ГГМм + ГГМв. ГМ			1,8-2,7					130			120		165
	РКС-1		ГГМм + ГГМв			2-3					128			60		120
	ПКt-941		ГГМм + ГГМв, ГМ			1,8-3,0					102			100		200
Таблица 19
	Плотности эталоiDIЫХ сред и опорных пластов
			Материал				8.·10Э, кr/м3				8. = &ш·10Э, кrjм3
						Эталонные средw
	Алюминий						2,7						2,58
	Мрамор						2,7						2,7
	Сера						1,96						1,91
						Опорные nласты
	Плотный известняк (k. < 1 %)						2,7						2,7
	Плотный доломит						2,8						2,8
	Анrндрит						2,95						2,95
	Использование двух			зондов размерами						12-28			см с прижим­

ным устройством позволяет практически полностью исключить

влияние скважины как среды, сильно отличающейся от изучае­ мых пород по плотности, а также глинистой корки, при условии, что ее толщина не превосходит 2 см.

Для получения масштаба плотности аппаратура ГГМ калибру­

ется на поверхности с помощью эталонных сред. Для проверки

калибровки в скважинах используют показания ГГМ в пластах с

известной плотностью. В качестве эталонных сред и опорных

пластов в скважинах используют материалы и породы, плотности

которых приведеныв табл. 19.

Двухзондавые приборы обеспечивают получение диаграмм

плотности в автоматическом режиме. Во всех алгоритмах, спе­

цифичных для каждого прибора, исходными данными являются показания малого и большого зондов - lм и /5 , результаты ка­

либровки каналов и измерения в эталонных средах lмэ и /5э">.

•Jв качестве эталонной среды используется метролоrический об11азец плотно­

сти (МОП), выполненный из алюминия с плотностью 8. = 2,58 r;c.r.

156

Например, основой алгоритма полуqения диаграммы плотности с

аппаратурой РГП-2 является выражение [19]

(46)

где Kt и К2 - метрологические характеристики прибора; К1 на­

ходится по отношению Iмэ/Iвэ, а К2 = 0,6/Iмэ· Виды функций

F(8), регистрируемые аппаратурой РГП-2 и СГП-2, приведены на

рис. 66. Поскольку F(8) нелинейно зависит от плотности, шкала

плотности не линейна. Если регистрация диаграммы осуществля­

ется в двух масштабах (гальв~нометрами 1/1 и 1/5), второй масштаб представляет малые плотности, а первый - большие

(рис. IV).

Интерпретация диаграмм ГГМ-П аппаратуры РКС-1 основана

на алгоритме Iмэ/Iвэ = /(Iм/lмэ).

Правила определения границ пластов и отсчета значений 8п в предел~х аномалии ГГМ те же, что при интерпретации диаграмм

всех методов радиометрии.

Значения объемной плотности, найденные по основным зави­

симостям (см. рис. 66) для соответствующего типа аппаратуры,

требуют коррекции ·за .несоответствие общей и электронной

плотностей в полиминеральных породах и за естественную ра­

диоактивность породы, которая регистрируется аппаратурой од-

F(o.)
3,5
2,53
			\
			\		'
2
1,5				~				~
											~
								~				'-L-
1									prfu				СШ-2
											~	........		1'--
0,5
												...............					-
															г--		-		3
			1,9			2,1				2,3 2,5 2,7 2,9								о., г/см

Рис. 66. Вид функции F(бп) для аппаратуры РШ-2 и СШ·2 (Аrат) (по данным

вниmк) [19]

157

новременпо с рассеянным гамма-излучением. Вклад естественно­

го гамма-фона в породах с высокой радиоактивностью следует

учитывать по результатам записи метода в скважине при отсут­

ствии источника гамма-излучения. Учет вклада естественного излучения производится путем вычитания кривых скоростей сче­

та, зарегистрированных при наличии и отсутствии источника во

всем интервале глубин. В этом случае кривая естественного гам­

ма-излучения регистрируется теми же самыми детекторами в

аналогичных условиях, что и при основной записи плотностного

метода.

В высокопористых средах необходимо также учесть вклад

а11омальных свойств атомов водорода, что производится из рас­

чета значения 2(Z/М) = 0,998 при kп = О и 2(Z/М) = 1,032 при

kп = 30 %.

Конечной целью интерпретации диаграммы пл<lтностного ме­

тода является обычно определение не плотности Оп, а связанной

с ней пористости пород. Эти определения основываются на ис­

пользовании выражений (43)-(45), которые содержат в общем случае достаточно большое число неизвестныхплотности ком­ понент и доли их объемов в изучаемой породе. Из этих же вы­

ражений вытекают возможности метода.

1. В низкопористых разрезах типа гидрохимических отложе­

ний, где kп ~ О, плотность Оп ~ Оа. В этом случае в соответст­ вии с табл. 17 плотностной метод служит для определения лито­

логического состава пород (соль, ангидрит, известняк, гипс).

2. В разрезах с известным мономинеральным скелетом пород при насыщении пор водой плотностью 08 (или фильтратом оФ в

зоне исследования метода- 10-15 см) выражение (42) содержит

только одну неизвестную величину - пористость, которую доста­

точно надежно определяют по формулам

3. При исследовании нефтяных и газовых коллекторов значе­

ние оФЛ можно найти по формуле (44). Однако ее использование

требует знания плотности фильтрата оФ, 08 или Or и таких коэф­

фициентов, как kн = kн.пп или kr = kr.пп• что достаточно трудно.

Обычно эти значения подбираются как средние, характеризую­ щие данный коллектор, либо устанавливаются в процессе итера­ ционного подбора.

4. В том случае, когда скелет породы представлен нескольки­

ми минералами, формула (42) используется также с некоторым

приближением. Здесь обычно находится средняя характеристика скелета Оа.ср• определяемая на основании обобщения данных

керна или в комплексе с другими геофизическими методами

158

(ИМ, АК), способами, рассматриваемыми в гл. V, посвященной

комплексной интерпретации.

5. При наличии глинистого цемента в породе определение ко­

эффициента пористости выполняют по следующей формуле:

(48)

Глинистые минералы в цементе коллекторов представлены

каолинитом, хлоритом и Гидрослюдами с небольшими примесями

других минералов. Минералогическая плотность глинистых ми­

нералов изменяется от 2,62 гjсм3 для каолинита до 2,81 гjсм3

для гидрослюд при среднем значении для смеси глинистых ми­

нералов 2,67-2,72 гjсм3, что мало отличается от плотности скеле­

та известняков и песчаников. Таким образом, разница (бсх - бrл)

невелика, и разность (бек - бФ) составляет приблизительно 1,7.

Тогда коэффициент пористости равен

kп = (3сх - 31!)/1,7 - krл(бсх - бrл)/1,7

и практически не отличается от значения kп = (бсх - бп)/1,7, рас­ считанного без учета наличия глинистого материала. Абсолютная

погрешность Ми составит -0,6+0,8% на каждые 10% содержания

гидрослюды и +0,35 % на каждые 10 % каолинита [19). Таким

образом, наличие глинистого вещества в цементе породы слабо

влияет на результаты оценки коэффициента пористости.

Пример 4!J. Найти пористость kп rrм-п в интервале 28322842 м разреза (см. рис. IV); 3п = 2,32 гjсм3. Если породы пред­

ставлены переелаиваннем кварцевых песчаников и глин, то в

коллекторе бсх = 2,65 гjсм3. При этом условии, если скважина

заполнена раствором с Ppt~ = 8 Ом·м и 3р = 1,19 гjсм3, имеем

РФ = 3,2 Ом·м и 3Ф = 1 г/см. Отсюда

kп = (3сх - бп)/( бек - бф) = (2,65 - 2,32)/(2,65 - 1) = 0,2.

Следовательно, неоткорректированная пористость по данным плотностного метода, если скелет породы кварцевый, составляет

0,2 (20 %). Это значение справедливо, если в порах коллектора

преобладает фильтрат бурового раствора с плотностью 1 гjсм3.

Если же имеет место остаточный газ или нефть, полученное зна­

чение также нуждается в корректировке.

Задача 76. По диаграмме плотностного метода (см. рис. IV)

произвести послойное определение пористости kп rrм-П· Опреде­

лить диапазоны изменения значений этого параметра в коллек­ торах, глинах, плотных породах. Определить, какая дополнитель­

ная информация необходима для получения откорректированных

значений пористости по этим данным.

159