Нейтрон-нейтронный каротаж надтепловых нейтронов (ННК-НТ)

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

 

Институт/

Факультет – Институт природных ресурсов

Направление – Геология и разведка полезных ископаемых

Кафедра – Геофизики

 

«ИНТЕРПРЕТАЦИЯ МЕТОДОВ ИК, ГК, ННК-НТ И АК»

 

Отчет по лабораторной работе по курсу «ГиРС»

Вариант № 5

 

 

Выполнил студент гр. 2А090 _______ Дыбов А.Р.

^{Подпись Дата}

 

Проверил старший преподаватель _______ _______ Никольский А.А.

^{Подпись Дата}

 

Томск – 2013

Цель работы: ознакомиться с методикой обработки и геофизической интерпретации диаграмм гамма каротажа (ГК), индукционного каротажа (ИК),нейтрон-нейтронного каротажа надтепловых нейтронов(ННК-НТ), акустического каротажа (АК) и принципами определения ФЕС пластов-коллекторов.

 

Гамма-каротаж

Литологические различия осадочных пород в значительной степени определяются содержанием в них глинистой фракции. По содержанию глинистой компоненты существует серия непрерывных рядов: пески - глины, алевролиты-глины, известняки - глины, доломиты-глины. При сочетании этих рядов могут образовываться трехкомпонентные породы, такие как песчано-алевритовые суглинки, доломитовые глинистые мергели и т.д. Очевидно, что содержание глинистой компоненты в этих рядах растет по мере приближения к их крайнему члену - глинам. В том же направлении увеличивается и общая радиоактивность этих пород. Связано это с тем, что частицы глинистой фракции обладают максимальной удельной поверхностью и как следствие повышенной адсорбционной способностью.

В данной лабораторной работе мы будем рассматривать трехкомпонентный литологический ряд пески-алевролиты-глины:

Табл.1.

Литотип	Сгл, %
Песчаники	0 - 5
Слабо глинистые песчаники	5 - 20
Сильно глинистые песчаники	20 - 50
Алевролиты	50 - 80
Аргиллиты	> 80

 

Зависимость интенсивности g - излучения (Jg) горных пород от содержания в них глинистой компоненты изображена на рис. 1.

 

рис.1

Можно видеть, что с увеличением содержания глинистой фракции интенсивность излучения сначала увеличивается значительно, а затем градиент роста интенсивности снижается. Характер этой зависимости одинаков для осадков различного возраста во всех регионах страны.

При измерении интенсивности гамма - излучения в реальных условиях и в зависимости от конструкции скважины на общую интенсивность гамма-излучения, ее величина будет представлять сумму излучений горных пород J_gп, бурового раствора J_gб.р., цементного камня J_gц.к. и колонны J_{g к}

J_gрег = J_{g п} + J_gб.р + J_gц.к. + J_gк .

 

В тоже время буровой раствор, цементный камень и колонна выступают как экраны гамма – излучения горных пород.

Поскольку полезную информацию несет только I_gп,искажающее влияния остальных компонентов учитывается с помощью специальных палеток.

Кроме причин, перечисленных выше, на амплитуду аномалии J_gп,фиксируемую над пластом, будут влиять:

1) мощность ненасыщенного пласта (h), 2) инерционность аппаратуры (постоянная времени интегрирующей ячейки t) и 3) скорость движения зонда по стволу скважины.

Чтобы зарегистрировать над пластом интенсивность J_g^max, отвечающего его глинистости, зонд должен находиться в насыщенной части пласта время, не меньшее 3 t. Отсюда, при конкретных V и t, минимальная мощность пласта, над которым регистрируется Jg, отвечающая его глинистости должна быть

h=3tv +1, (1)

где t =[сек], V =[м/сек].

Если мощность пласта меньше h=3tv +1, необходимо ввести поправку за влияние мощности пласта на величину J_g^max по формуле:

J_¥^max= J_g^max/β (2)

Величина поправки определяется по кривым (шифр кривых vt, где t =[сек], V =[м/час]).

Мощность пласта определяется разностью глубин подошвы и кровли пласта, положение которых соответствует экстремальным точкам начала спада и подъема кривой гамма-каротажа с внесением постоянной поправки, не зависящей от Vt и равной 0,3 м по направлению перемещения прибора. В силу того, что гамма-излучение представляет собой явление, носящее статистический характер, даже над однородными пластами на каротажных диаграммах наблюдаются флуктуации, составляющие 5 – 7% от номинальной интенсивности. За амплитуду интенсивности гамма-излучения принимается осредненное в прикровельной части пласта значение.

 

Ход работ обработки ГК:

1. Произвели расчленение разреза. Для каждого выделенного пласта определили глубины залегания кровли и подошвы (с точностью 0,1 – 0,2м). Вычислили мощности пластов.Значения записали в 2 столбец таблицы 2.

2. Сняли значения J_γи записали в 6 столбец таблицы 2.

3. По формуле (1) вычислили предельную мощность ненасыщенного пласта. По палетке определили величины поправочных коэффициентов β для ненасыщенных пластов. Коэффициенты внесены в 3 столбец таблицы 2.

4. Определили относительные амплитуды δJ_γ, которые равны разности амплитуд обрабатываемого и вышележащего пластов. Внесли в столбец 4 таблицы 2.

5. Привели значения J_γ в ненасыщенных пластах к значениям в насыщенных пластах:

Записали в 7 столбец.

6. Определили минимальное значение и вычислили отношение для всех пластов.Внесли в 8 столбец.

7. Используя отношение из п.6, по палетке, представленной на рис. 2 определили коэффициент η (столбец 8) для приведения к единым скважинным условиям (столбец 9).

8. Определили эталонные значения и , соответствующие чистым песчаникам (минимальное значение в выделенных коллекторах) и чистым глинам (максимальное значение в обрабатываемом интервале). При определении эталонных значений исключили из рассмотрения угли, отложения Баженовской свиты и пласты с аномально большим диаметром скважины (Исключенные пласты выделены в 10 столбце).

9. Вычислили для каждого выделенного пласта двойной разностный параметр:

Значения в столбце 11.

10. По зависимости, изображенной на рис. 1 определили коэффициент глинистости.

11. Согласно классификации литотипов (таблица 1), определили горные породы и построили литологическую колонку. Особо отметили породы, которые по соотношению песчаного и глинистого компонентов могут быть отнесены к коллекторам.

Табл. 2. Результаты обработки ГК

								h		ΔJ	Сгл	Лит.
№	h	β	dJ	dJ/ β	Jg		
	4,6			0,00		35,00	7,00	1,33	46,55			Б
	1,4		25,4	25,40	9,6	9,60	1,92	1,16	11,14	0,25	0,09	слг
	1,6		15,4	15,40		25,00	5,00	1,28	32,00			Б
	1,6		16,2	16,20	8,8	8,80	1,76	1,15	10,12	0,06	0,02	песчаник
	3,2		1,4	1,40		10,20	2,04	1,15	11,73	0,36	0,13	слг
	1,6		3,6	3,60	6,6	6,60	1,32	1,11	7,33			уголь
	1,5		8,4	8,40		15,00	3,00	0,21	15,00	0,96		уголь
	1,8			5,00		10,00	2,00	1,15	11,50	0,32	0,11	слг
	1,5		2,8	2,80		12,80	2,56	1,19	15,23	1,00	1,00	аргиллит
	2,2		7,8	7,80		5,00	1,00	0,92	4,60			уголь
			3,8	3,80	8,8	8,80	1,76	1,11	9,77	0,00	0,00	песчаник
	1,4		1,2	1,20	7,6	7,60	1,52	1,09	8,28			к
	4,6			2,00	9,6	9,60	1,92	1,14	10,94	0,22	0,07	слг
	2,8			2,00		11,60	2,32	1,15	13,34	0,65	0,30	сг
		0,97	2,8	2,89	8,8	8,89	1,78	1,12	9,95	0,03	0,01	песчаник
		0,97	1,6	1,65		10,45	2,09	1,15	12,02	0,41	0,16	слг
	1,8		0,7	0,70	9,7	9,70	1,94	1,15	11,16	0,25	0,09	слг
	6,4		1,3	1,30		11,00	2,20	1,16	12,76	0,55	0,24	сг
	1,3	0,99	1,4	1,41		12,41	2,48	1,18	14,65	0,89	0,57	алевролит
	1,1	0,98	1,8	1,84		10,64	2,13	1,16	12,34	0,47	0,18	слг
	2,6			2,00		12,60	2,52	1,18	14,87	0,93	0,81	аргиллит

Обозначения литологии: Б – Боженовская свита (битуминозные аргиллиты), слг – слабоглинистые песчаники, сг – сильноглинистые песчаники, уг – угли, арг – аргиллиты, к – карбонатизированные песчаники.

 

Индукционный каротаж

Индукционный каротаж (ИК) первоначально был предназначен для электрических исследований в сухих скважинах, бурящихся на непроводящих (нефтяных) растворах. Может применяться в случае обсадки скважин асбоцементными или пластмассовыми трубами. Особенно хорошие результаты дает при изучении пластов низкого сопротивления (от 0 до 50 Ом*м).

Метод основан на изучении кажущейся удельной электропроводности посредством индуцированных токов.

В общем случае:

В индукционных методах измеряется эффективная удельная электропроводность, зависящая от проводимостей пласта, промывочной жидкости, вмещающих пород, от диаметра скважины, мощности пласта, а также от размера и конструкции зонда. В связи с этим эффективная электропроводность в общем случае отличается от истинной удельной электропроводности изучаемого пласта σ_пл. Для того, чтобы учесть некоторые из этих факторов, применим следующую эмпирическую формулу:

Результаты расчетов удельных сопротивлений приведены в таблице 3.

Табл. 3. Результаты обработки ИК

№		(ИК)	(БК)
		89,11689
		3,942798
		10,93898	34,72
		6,22035
		17,57442
		9,713537
		14,62203
		8,734137
		19,54512
		8,734137
		10,93898
		5,80216
		8,314679
		6,703178
		7,266859
		6,22035
		4,695839
		8,314679

 

Все значения УЭС, рассчитанные по ИК, практически совпадают с значениями, рассчитанными по БК, кроме коллекторов. Т.к. все эти сопротивления меньше 50, а ИК работает лучше при УЭС меньше, то за истинные будем считать данные полученные по ИК.

Нейтрон-нейтронный каротаж надтепловых нейтронов (ННК-НТ)

Метод ННК-НТ основан на регистрации интенсивности надтепловых нейтронов по разрезу скважины, возникающих при облучении горной породы источником быстрых нейтронов.

HHK применяется при разведке и эксплуатации месторождений полезных ископаемых для количественного определения пористости и других коллекторских свойств горной породы, корреляции разрезов скважин; контроля продвижения пластовых вод, выявления интервалов обводнения пластов и положения водонефтяного контакта, определения поглощающих и неработающих пластов; контроля гидроразрыва, соляно-кислотных обработок пластов и испытаний скважин; контроля технического состояния скважин, количественного определения содержания химических элементов (редких, рассеянных и др.), изучения изменения водо-, нефте- и газонасыщенности (повторными наблюдениями), а также для контроля за сооружением и эксплуатацией подземных газохранилищ, интенсификации разработки месторождений, проведения мероприятий по охране недр и окружающей среды.

При наличии значительной зоны проникновения, заполненной пресным фильтратом, пористость по ННК-НТ определяется однозначно независимо от характера насыщения пласта. Определением пористости мы и занимались в ходе интерпретации ННК-НТ.

Плотность нейтронов главным образом определяется водородосодержанием (W). Эту величину мы снимаем с кривых ННК-НТ графическими методами. Так как зонд, используемый при проведении каротажа, заинверсионный, то с увеличением интенсивности на диаграммах содержание W– уменьшается.

Границы пластов отбивались на 20-30 см выше начала изменения характера диаграммы, т.к. этого промежутка достаточно, чтобы зонд успел набрать достаточное количество нейтронов из нового пласта. Далее снимали значения водородосодержания (приведены в таблице 4). Для снятия W построили на кальке логарифмическую линейку. Началом и концом линейки служили 2 эталона. За эталоны брали глину W_max=45% (угли, отмечающиеся кавернами, при этом не учитывали) и карбонаты W_min=7%.

Табл. 4. Результаты обработки ННК-НТ

Пласт No	W, доли единиц	Kгл, доли единиц	Кпн, доли единиц	КпПС, доли единиц
	0,12
	0,28
	0,11
	0,39
	0,085
	0,19	0,055	0,18	0,19
	0,085
	0,13	0,02	0,13	0,21
	0,07
	0,19	0,05	0,19	0,19
	0,24	0,19	0,22	0,16
	0,18	0,04	0,18	0,20
	0,23	0,18	0,21	0,16
	0,31
	0,21
	0,45

После определения водородосодержания для коллекторов (пласты №4-6 и 11-17) вычислили значения нейтронной пористости по формуле:

Где K_гл – коэффициент глинистости полученный по данным ПС и эмпирическим зависимостям (Курсовой проект, 7 семестр); – содержание связанной воды; – коэффициент пористости по данным нейтронного каротажа. Если будем выражать все величины в долях единиц, то К_п­ получиться также в долях единиц. Рассчитанные значения приведены в таблице 4.

Сравнивая коэффициент пористости , полученный по данным ННК-НТ, с коэффициентом К_пПС, полученным по данным ПС, видим, что большинство данных совпадают. Исключения: 1) 10 пласт, в которой на ННК-НТ, по всей видимости очень сильно повлиял нижележащий пласт (судя по всем кривым – карбонатный пласт, т.е. менее водородосодержащий, следовательно с меньшим К_п),; 2) пласты 13 и 15, на которые также повлияли нижележащие пласты, по всей видимости глины. Эти несоответствия связаны с недостаточной детальностью диаграмм ННК-НТ. Объясняется различие тем, что при малой мощности пластов и сильной контрастности в водородосодержании в них счетчик просто либо не успевает набрать достаточное кол-во нейтронов, либо не успевает «сбросить» ту интенсивность, которая была.