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 Jgп, бурового раствора Jgб.р., цементного камня Jgц.к. и колонны Jg к
Jgрег = Jg п + Jgб.р + Jgц.к. + Jgк .
В тоже время буровой раствор, цементный камень и колонна выступают как экраны гамма – излучения горных пород.
Поскольку полезную информацию несет только Igп,искажающее влияния остальных компонентов учитывается с помощью специальных палеток.
Кроме причин, перечисленных выше, на амплитуду аномалии Jgп,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 Jgmax, 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 Jgmax по формуле:
J¥max= Jgmax/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 Jγи 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 δJγ, которые равны разности амплитуд обрабатываемого и вышележащего пластов. Внесли в столбец 4 таблицы 2.
5. Привели значения Jγ 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 σпл. 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
№ | ![]() | ![]() | ![]() |
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 Wmax=45% (угли, отмечающиеся кавернами, при этом не учитывали) и карбонаты Wmin=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 Kгл – 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 Кп получиться также в долях единиц. Рассчитанные значения приведены в таблице 4.
Сравнивая коэффициент пористости , полученный по данным ННК-НТ, с коэффициентом КпПС, 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 Кп),; 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.