Интерпретация

СЕJIЕКТИВНЫЙ ГАММА-ГАММА МЕrОД

Селективный гамма-гамма метод предназначен для выделения

литологических разностей пород по величине сечения фотоэлек­

трического логлощения Р, твердой части породы. Метод реги­

стрирует рассеянное гамма-излучение низких энергий (ниже

120 кэВ). В этой области энергий показания метода обусловлены

сечением фотоэлектрического логлощения Р,, которое связано с

присутствием элементов с высоким порядковым номером (табл.

20) соотношением, приведеиным в [31]:

Р, = (Z/10)3•6•

(49)

Величина Р, представляет собой сечение фотоэлектрического поглощения, выраженное в единицах барн на 1 электрон (б/е).

В области низких энергий на показания метода дополнитель­

но влияет плотность промежуточной среды, что тРебует совме­

стной одновременной регистрации обеих модификаций метода рассеянного гамма-излучения. В связи с этим разработана аппа­

ратура литолого-плотностного метода, позволяющая получать

кривые объемной плотности и сечения фотоэлектрического по­

глощения.

Сечение логлощения гамма-излучения в единице объема ве­

щества и называется индексом фотоэлектрического логлощения

и определяется формулой

и= Р,о,. (SO)

Таблица 20

Сечеине фотоэлектричесхоrо поrлощеИИJI некоторых элементов (31)

	Элемент	Сечеине фотоэлектрического по-	Атомный номер Z
		rлощеиия Р~ бjе

Водород	0,00025	1
Углерод	0,15898			6
Кислород	0,44784			8
Натрий	1,4093			11
Магний	1,9277			12
Алюминий	2,5715			13
Кремний	3,3579			14
Сера	5,4304			16
Хлор	6,7549				17
Калий	10,0810				19
Кальций	12,1260				20
Титан	17,0890					22
Железо	31,1860					26
Медь	46,2000					29
Стронций	122,2400					38
Циркон	147,0300					40
Барий	493,7200					56

160

Для поровой среды	индекс фотоэлектрического логлощения
U определяется как
U = kuUфJJ + (1 - ku)Uao	(51)

где UфJJ и Иск - соответственно индекс фотологлощения для

флюида, заполняющего емкостное пространство, и скелета поро­

ды. Величина U выражается в единицах барн на 1 см3. В табл. 21

приведены значения индекса U для некоторых минералов, пород

и пластовых флюидов.

Литолого-плотностной метод позволяет выделить литологиче­

ские типы в толщах сульфатно-карбонатных пород, при наличии

вразрезе чистых известняков, доломитов и кремнистых компо­

нентов, а также их смесей. На рис. 67 приводится палетка для оценки литологической принадлежности исследуемых в разрезе

скважины пород по показаниям литолого-плотностного метода.

Перспективен метод и в терригеиных разрезах, представленных

кварцев~ми и полевошпатовыми песчаниками, чередующимися с

глинистыми и плотными породами.

Таблица 21

Индекс фотоэлекrрическоrо пoглoщeiDIJI U некоторых минералов, пород и пластовых флюидов (31]

	Наименование				Р., бjе				U, б/см3
	Muнepa.!tьl
	Ангидрит				·2~~ggo				14,9~
	Барит								1070,00
	Кальцит				5,084				13,77
	Доломит				3,142				9,00
	Гипс				3,420				8,11
	Галит				4,65				9,65
	Гематит				21,480				107,00
	Ильменит				16,630				74,20
	Магнезит				0,829				2,51
	Пирит				16,970				82,00
	Кварц				1,806				4,79
	Рутил				10,080				40,80
	Сильвин				8;510				16,30
	Циркон				69,100				296,00
	Флюиды
	Вода пресная				0,358				0,40
	Вода минif.ализованная (С.= 120 гjл)				0,807				0,96
	Нефть: С t.В				0,119				0,11
	Нефть: сн2				0,125				0,12
	Породы
	Чистые песчаники				1,745		4,07
	Глинистые песчаники				2,700		6,52
	Смесь глинистых минералов				3,42		9,05
	Антрацит (С:Н:О - 93:3:4)				0,161		0,28
	Кероrеи (С:Н:О - 82:5:13)				0,180		0,26

161

...

;!а

~}

=Е

El

о

1:!

о

=

е

~

~

:r

111

са.

~.,

~

•.,

111

.111,

t

1.1

.Dli,

.1,1

а

~

:2

	18 ....
			"'""'' О• ••• ~· "1"'''~"''~' •••i•m•~••

10

8

6

4

2,9 2,8

Кажущаяся плотность скелета 6....,., г/см3

Рис. 67. Палетка ДJIJI onpeдeлeiDIJI состава пород по noкaзВIDIJiм JJИТOJJoro­

ПJJOТНOC111oro метода [32]. Прибор Z-Densilog

Литолого-плотностной метод позволяет оценить состав скеле­

та неглинистых пород для двухкомпонентной смеси (известняк и

доломит, известняк и кремнистая компонента, доломит и кремни­

стая компонента), а также и коэффициент общей пористости для

полученной смеси, используя палетку, приведеиную на рис. 68.

В разрезах скважин селективный гамма-гамма метод в ком­

плексе с плотностным методом позволяет решать целый ряд важных для промышленности задач. В нефтяных и газовых

скважинах комплекс методов предназначен для определения ли­

тологического состава пород и коэффициентов общей пористо­

сти. В угленосных скважинах сочетание этих методов позволяет

выделять каменные угли и оценивать их зольность. В рудных

скважинах комплекс этих методов помогает выявлять скопления

рудных минералов, характеризующихся повышенными плотно­

стью· и эффективным порядковым номером по сравнению с вме-

162

Z-Den-

ПресныА фильтратПЖ, 6• • 1 r/см3

Сечеине фотоэлектрического поrлощення Р., б/е

Рис. 68. llaJJeткa ДJJЯ onpeдeJieiDIJI состава пород и коэффициеита общей по­ ристости по покаэаииJIМ JIИТOJIOro·ПJI0111ocтиoгo метода [32]. Прибор

stlog

щающими породами. Кроме того, эти методы позволяют выде­

лять хромитовые руды в толще вмещающих их змеевиков и сер­

пентинитов, корунды среди кварцитов, колчеданные, марганце­

вые и железистые руды, а также бокситы, флюориты и полиме­

таллические скопления в разрезах скважин.

Задача 77. Комплекс методов ГИС, приведенный на рис. VI,

выполнен в скважине, вскрывающей толщу карбонатных пород.

Комплекс представлен методами естественной радиоактивности,

нейтронным, плотностным, акустическим, сопротивления экра­

нированного заземления, селективным гамма-гамма методом и

кавернометрией. По показаниям комплекса плотностного и се­ лективного гамма-гамма методов оценить состав пород и коэф­

фициент пористости в некоторых интервалах разреза.

§ 14. НЕЙТРОННЫЕ МЕТОДЫ

Нейтронные методы исследования скважин регистрируют эф­ фекты, возникающие в процессе облучения породы потоком ней­

тронов. В скважинной геофизике используются импульсные и

стационарные источники быстрых нейтронов. В зависимости от

типа источника, нейтронные методы подразделяются на стацио­

нарные и импульсные. При стационарных методах облучение

породы осуществляется с помощью ампульных нейтронных ис­ точников, энергетический спектр которых не монохромный и

изменяется от 1 до 10 МэБ, в зависимости от типа применяемого

источника. Наиболее часто применяются полониево-бериллиевые

и плутониево-бериллиевые источники быстрых нейтронов. Вы­

ход нейтронов (количество нейтронов в секунду на 1 кюри)

для полониево-бериллиевого источника составляет примерно

1,9·106 нейтронов в секунду на 1 кюри полония.

Регистрация импульсных методов выполняется при облуче­

нии пород быстрыми моноэнергетическими нейтронами (энер­ гией 14 МэБ) скважинных генераторов нейтронов, работающих в

импульсном режиме. Выход нейтронов в зависимости от типа

используемого генератора изменяется от 2·106 до 3·108 нейтронов

в секунду.

СТАЦИОНАРНЫЕ НЕЙТРОННЫЕ МЕТОДЫ

(НГМ, НИМ-Т И ННМ-НТ)

Нейтронные методы исследования скважин основаны на раз­

личной способности горных пород рассеивать и поглощать ней­

троны.

164

Нейтроны высоких энергий по въtходе из источника замедля­

ются до тепловых (Е ~ 0,025 эВ). Наиболее интенсивный замед­

литель в породах - водород. Медленные или тепловые нейтроны

характерИЗУJОТСЯ балыпой вероятностью захвата их ядрами ато­

мов элементов той среды, в которой происходит замедление. В

породах типичного осадочного комплекса наиболее вероятной

реакцией при захвате нейтрона является пу-реакция радиацион­

ного захвата.

В результате пу-реакции возникает радиационное гамма­

излучение, которое является измеряемым параметром в нейтрон­

ном гамма-методе- НГМ (первая модификация). Во второй мо­

дификации нейтронных методов измеряется плотность нейтронов в пекотором удалении от источника. Если изучается плотность

нейтронов тепловых энергий (Е ~ 0,025 эВ), метод именуется нейтрон-нейтронным по тепловым нейтронам (НИМ-Т), если надтепловых (Е~ 1 МэБ),- нейтрон-нейтронным по надтепло­ вым нейтронам (ННМ-НТ).

Кроме радиационного гамма-излучения (НГМ) и плотности

нейтронов (НИМ) изучается пространственный декремент зату­ хания плотности тепловых нейтронов сх., который связан с пол­ ной длиной миграции тепловых нейтронов Lм:

где L. и Lдсоответственно длина замедления и диффузии ней­

трона.

СуществУJОт приборы двух типов, позволяющие производить

измерения в скважинах - однозондавые и двухзондовые. По­

следние по сравнению с однозондовыми менее подвержены

влиянию скважинных условий и поэтому позволяют повысить

точность и надежность исследований. Скважинный прибор ней­

тронных методов имеет источник и один или два индикатора

того или иного излучения. Расстояние от источника до середины

индикатора есть длина зонда.

Нейтронные свойства пород характерИЗУJОТСЯ длиной замед­ ления L. и длиной диффузии Lд. Длина замедления уменьшается с увеличением суммарного водородосадержания среды. Наи­

меньшие длины замедления наблюдаются в породах с большим водородосодержанием. Диффузионная длина убывает с увеличе­

нием водородасодержания и содержания в породах элементов с

аномально высокими ядерными сечениями захвата. В осадочных

породах и пластовых водах наиболее распространенным из этих

элементов является хлор. Длина замедления и диффузионная

длина зависят также от минерального и химического состава

скелета породы.

165

Плотность тепловых нейтронов по мере удаления от источни­ ка нейтронов в однородных средах разного водородасодержания

снижается по разным законам. В среде с высоким водородосо­

держанием, где малы длина замедления и диффузионная длина, плотность тепловых нейтронов на малых расстояниях значитель­

на и быстро убывает по мере удаления от источника. В среде с

меньшим водородсодержанием плотность тепловых нейтронов вблизи источника меньше и снижается с удалением от него мед­

леннее, чем в первом случае.

Область пересечения кривых, выражающих указанные зави­

симости, именуется областью инверсионных зондов и соответст­

вует длинам зондов 15-30 см. При длинах нейтронных зондов,

больших инверсионных, плотность тепловых нейтронов в среде,

окружающей индикатор, ·убывает с увеличением водородосодер­ жания. Такие зонды используются на практике. Зо!fдЫ НГМ ча­ ще всего имеют размер 60 см, ННМ-Т и ННМ-НТ - 40-50 см.

При изучении декремента затухания плотности тепловых ней­

тронов используются два или несколько зондов, имеющих раз­

ные размеры.

В табл. 22 приведены краткие сведения о приборах стацио­

нарных нейтронных методов. Зарубежные фирмы используют

следующие приборы нейтронного каротажа: ~Westem Atlas• -

CN 2420 и CN 2435, ~Haliburton• - DSN-11, CNT-K и HDSN,

~schlumbeгgeг•- CNL.

Таблица 22

Основные характернСТИIСН 81П1аратуры ДJIJI исследования разрезов скважин стационарными нейтронными методами и гамма-методом [2)

Скважин-	Комплекс		Регистрируемые	d., мм	р,		t,
иый при-	исследо-	Тип прибора
бор	ваиий		величины		МПа		ас
ДРСТ-2	гм,нгм	Одиозоидовый	Интегральные вели-	65	70		120
	или ннм		чины n- и у-излуче-
			иий
ДРСТ-3	гм.нгм	•	Тоже	60, 90	60,		120
	илиНИМ				100
СП-62	гм,нгм	•	•	90	100		150
МНК-2	гм,	Миоrозоидовый	Мощиость экспози-	73	100		135
(МНК,К-7)	ннм		цяоиной дозы у-из-
			лучения и декре-
			мент простраиствеи-
			кого затухания пло-
			тиости иейтронов

166

Продолжение табл. 22

Скважин-

КоМПJiекс

Тип прибора

Реrистрируемые

d,., мм

р,

t, ос

вый при-

исСJiедо-

веJIИЧИНЫ

МПа

бор

ваний

РКС-2

гм,

Двухзондавый

МопtНость экспози-

128

80

120

ннм

цианной дозы у-из-

лучения

и порис-

ТОСТЪ ПОрод

РКС-2

гм,

•

МопtНость экспози-

90

40,

120

(К4-823)

ним.

ЦИОННОЙ ДОЗЫ у-из-

80

лучения и объемное

влагасодержание

РКС-3

гм,

•

Тоже

90

80

120

ннм

РК4-841

гм,

•

•

90

100

200

ннм

СРК

гм

•

89

120

200

нгм

Однозондавый

НИМ-Т

Двухзондавый

НИМ-

•

нт

МАРК-1

гм,

МопtНость экспози-

73

80

120

ГГМ-П

цианной дозы у-из-

НИМ·

Двухзондавый

лучения,

объемная

плоТНость и объем-

вое влаrосодержа-

ние

РК-9-1

гм

Моюцность экспози-

75

100

120

нгм

Однозондавый

ЦИОНИОЙ ДОЗЫ у-из-

НИМ-Т

Двухзондавый

лучения и объемное

влагасодержание

РК-9-2

гм

Тоже

90

120

75

нгм

Однозондавый

НИМ-Т

Двухзондавый

ГК/2ННК

гм

•

89

120

120

(МодуJIЬ

НИМ-Т

Двухзондовый

(мак-

нпц

НИМ-

•

си-

-.Тверьrео-

нт

маль-

физика.)

вый)

РКЛ-М

гм

•

90

80

120

(Сборка

ним-т

Двухзондавый

МЕГА)

РК-02 (Мо-

гм

•

73

80

120

дуль 000

нм

Двухзондовый,

ГЕОМЕТР)

трехдетектор-

иый, повышен-

ной точности

167

ВОДОРОДОСОДЕРЖАНИЕ ОСАДОЧНЫХ fОРНЫХ ПОРОД

В осадочных горных породах, поры которых насыщены водой

или водой, нефтью и газом, общее содержание водорода оценива­ ется водородным индексом, который равен отношению объемной

концентрации атомов водорода в данной среде к его концентра­ ции в пресной воде при нормальных условиях. В горных породах эту величину именуют эквивалентной влажностью w. Таким

образом, водородный индекс для пресной воды w. = 1. Объем­

ная атомная концентрация водорода в нефтях близка к характе­ ристике воды. Поэтому эквивалентная влажность нефти w. ~~::~

11::1 w. = 1.

Водородный индекс минерализованной воды определяется

формулой [13]
w. =(1 - 0,36С.)б./б.о,	(52)

где с., б. и б.о - соответственно минерализация воды (в гjсм3),

плотность воды в пластовых и в нормальных условиях (при температуре 20 ос и давлении 0,1 МПа).

Водородный индекс нефти или газа Wв(r) оценивается по фор­

муле

Wв(r) = 9убв(r)/(12х +у),

(53)

где б.(r) - плотность нефти или газа в пластовых условиях; х и

у- индексы в формуле состава нефти или газа СхНу.

Плотность газа определяют по формуле

(54)

где z - коэффициент сверхсжимаемости, оцениваемый по специ­

альным палеткам, приведеиным в работе [27]; бr0 - плотность

газа в нормальных условиях (ро, Т0); Pu и Тu - пластовые давле­ ние и температура (То и Tu11 выражаются в кельвинах).

Для метана водородный индекс рассчитывается по формуле

(55)

где величина бсн4 оценивается с помощью графика, приведеино­

го на рис. 69.

Водородный индекс чистых, не содержащих химически свя­ занной воды пород, насыщенных водой или нефтью с водой,

(56)

168

б,., r/см3								v
0,2						/	v /
				/	v
0,1			/	/
		/~

v

о

0,04

0,08

0,12

р!Т,МПа!К

Рис. 69. Зависимость мотиости метана от абсототной температуры и давлении

Поэтому водородный индекс (эквивале~тная влажность) чис­

тых пород численно равен их пористости. Для газонасыщенных

пород

(57)

Поскольку за счет низкой плотности газа по сравнению с во­

дой и нефтью Wr < W8 ~~:: w., эквивалентная влажность газонасы­

щенных коллекторов меньше, чем водо- и нефтенасЫщенных.

в глинистых коллекторах, скелет которых содержит кристал­

лизационную (химически связанную) воду,

	Wвп ~~:: Wвп = kп + krлWcв,			(58)
	где Wсвсодержание связанной воды (табл. 23).
	Таблица 23
	Содержаине св.изаииой воды в некоторых минералах и породах [3]
	Минерал	Wco, М3/м3	Порода"	Wcoo м3/м3
	Каолинит	0,36	Гипс	0,49
	Хлорид маrнези	0,34	Глина Волrо-Уральской провинции,	0,25
	альный		гидрослюдистаи
	Гидрамусковит	0,17	Глина, представленная смесью рав-	0,3
	Монтмориллонит	0,13	ных объемов каолинита, rидрослюды
			и хлорита

169