Порядок выполнения лабораторной работы. 4.3.1.Определить границы пластов по предложенной преподавателем

4.3.1.Определить границы пластов по предложенной преподавателем

скважине.

4.3.2.Рассчитать статический потенциал для пласта малой мощности.

4.3.3.Расчленить разрез скважины, снять значения потенциалов для всех

пластов.

4.3.4.Выделить пласты коллекторы.

4.3.5.Результаты интерпретации занести в таблицу.

 4.3.6.Выделить в разрезе скважины пласты-коллекторы.

 4.3.7.Результаты интерпретации занести в таблицу.

Составление отчета

Отчет о проделанной работе должен содержать:

1.Задание

2.Цель работы.

3.Физические основы методов ИК,ПС.

4.Описание методики интерпретации диаграмм ПС

5.Таблицы обработки диаграммы по скважине.

6.Описание методики интерпретации диаграмм ИК.

   7.Таблицы обработки диаграмм ИК по скважине.

   

Контрольные вопросы

1 Физические основы метода ПС.

2.Прямое поле ПС

3 Обратное поле ПС

4.Область применения метода самопроизвольной поляризации.

5.Дайте характеристику глин, мергелей по диаграммам ПС.

 6.Дайте характеристику алевролитов по диаграммам ПС.

 7.Дайте характеристику песчаников по диаграммам ПС.       

 8.Дайте характеристику известняков, доломитов по диаграммам ПС.       

    9.Физические основы индукционного каротажа

10.Область применения метода ИК, решаемые задачи.                     

 11.Глубинность, вертикальное разрешение методов ПС,ИК по данным таблицы

    1 (лаб. 3)                         

                               

                                  

                                   

Лабораторная работа № 5

РАДИОАКТИВНЫЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

    Цель работы: познакомить бакалавров с несколькими радиоактивными методами исследования скважин, научить обработке и интерпретации диаграмм гамма-метода, нейтронного гамма-метода

         

Задание

5.1.1.По диаграммам, выданным преподавателем, провести расчленение

   разреза скважины.

5.1.2.Выделить в разрезе скважины пласты-коллекторы и определить ха-

  рактер насыщения коллектора.

5.1.3.По диаграмме гамма-метода определить глинистость коллектора.

5.1.4.По результатам нейтронных методов определить пористость пластов.

      5.1.5.Определите положения контактов ВНК, ГНК, ГВК по диаграммам РК.

      

Методические рекомендации.

  5.2.1.Метод естественной радиоактивности. Принцип гамма - каротажа (ГК) основан на регистрации скважинными приборами естественной радиоактивности горных пород слагающих разрез скважины.

   Естественной радиоактивностью называется самопроизвольный распад ядер некоторых химических элементов слагающих горные породы. Естественная радиоактивность слагается из способности горных пород испускать альфа- , бета- и гамма-излучение. Глубина проникновения альфа-излучения в горных породах составляет первые десятки микрон, бета-излучения – первые миллиметры, а гамма-излучения – от 30 до 40 см. Следовательно, с точки зрения изучения разрезов скважин только гамма-излучение представляет практический интерес.

  Величина естественной радиоактивности горных пород определяется в основном содержанием в них трех основных химических элементов: урана, тория и изотопа калия-40.

Основы применения ГК в скважинах пробуренных на нефть и газ связаны с четкой зависимостью величины гамма-излучения от характера горной породы. Самую высокую радиоактивность среди осадочных горных пород имеют глубоководные илы, черные битуминозные глины, аргиллиты, глинистые сланцы, калийные соли. Средняя радиоактивность характерна для неглубоководных и континентальных глин, глинистых песчаников, мергелей глинистых известняков и доломитов. К породам с низкой радиоактивностью относятся ангидриты, гипсы, песчаники, пески, доломиты, угли. В общем случае кривая ГК характеризует разрез скважины от величины глинистости горных пород, что облегчает выделение коллекторов, которые могут содержать подвижные флюиды, такие как нефть и газ.

   Для регистрации естественной радиоактивности горных пород разработаны и применяются два типа зондов:

-зонд для регистрации суммарного гамма – излучения, который записывает общий объем гамма – лучевой активности горных пород вскрытых скважиной вне зависимости от типа источника;

  -зонд для определения спектра источника гамма – излучения или спектральный гамма – каротаж, – который наряду с регистрацией суммарного ГК дает представление о концентрации каждого радиоактивного элемента (урана, тория и калия) в изучаемой горной породе.

  Наиболее часто в практике проведения ГИС применяются зонды для регистрации суммарного спектра гамма – излучения – гамма – каротаж.

  По данным ГК решают следующие задачи:

- литологическое расчленение различных типов горных пород. Интенсивность гамма-излучения зависит от содержания в породах радиоактивных элементов.

 - определение глинистости горных пород.

 Определение коэффициента глинистости по данным гамма-метода основано на близкой к прямой зависимости этого коэффициента от естественной гамма-активности песчано-глинистых горных пород;

- привязка к разрезу результатов исследования другими методами каротажа, интервалов перфорации и др. Основана на возможности проводить ГК в обсаженных скважинах.

   Максимальной радиоактивностью характеризуются глины, минимальной – чистые кварцевые песчаники. Полимиктовые песчаники даже при малой глинистости обладают значительной радиоактивностью, поскольку у них часть зерен скелетной фракции представлена калий содержащими минералами. Радиоактивность песчаников и алевролитов возрастает с увеличением глинистости. Радиоактивность карбонатных пород как правило низкая. Основной вклад в гамма-активность известняков и доломитов дают Ra (соответственно 64% и 75% ). Вклад Ra, Th, K в радиоактивность песчаников примерно одинаков ( Ra 23-26%, Th 40%, K 35%). В связи с этим спектр естественного гамма-излучения терригенных и карбонатных пород различен.

Исследование скважин гамма - методом (ГМ) заключается в регистрации кривой изменения интенсивности естественного гамма-излучения пород в раз резе скважины при перемещении в ней радиометра.

Теоретически при перемещении индикатора с бесконечно малой скоростью вдоль оси скважины пласт повышенной гамма - активности выделяется симметричной аномалией, величина которой при отсчете от вмещающих пород равна предельной аномалии в пласте бесконечной мощности.

  Границы пласта выделяются по точкам перегиба кривой. При уменьшении мощности пласта величина амплитуды снижается и точки, соответствующие границам пласта, смещаются к вершине аномалии.

   ГК-М.Модуль ГК-М предназначен для работы, как в составе комплекса программно-управляемых скважинных модулей МЕГА - Э, так и в автономном режиме, при исследованиях скважин диаметром 110 мм и более на месторождениях нефти и газа методами гамма-каротажа.

  Прибор обеспечивает измерение мощности экспозиционной дозы (МЭД) естественного гамма-излучения горных пород в скважинах (шифр GR), заполненных водной промывочной жидкостью с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH – 20%, нефти – до 10% и водородным показателем (pH) от 7 до 10, при верхнем значении температуры 120°С и гидростатического давления 80 Мпа.

Диапазон измерения МЭД обеспечиваемый прибором, - от 14´10^-14 до 18´10^-12 А /кг.

Чувствительность ГК-М по гамма-излучению источника радий-226 в точке 0.6 верхнего значения диапазона, указанного выше, - не менее 2.0´10¹⁴ кг/(А´с) (870 имп/мин на 1 мкр/час).

  Принцип измерения МЭД, реализованный в приборе ГК-М, основан на преобразовании регистрируемых сцинтилляционным блоком детектирования гамма-квантов, обусловленных естественной радиоактивностью горных пород, в электрические сигналы, средняя частота следования которых связана с МЭД гамма-излучения (Р, А/кг) функциональной зависимостью:

                                          N = P ´ S,

    где N – средняя частота следования импульсов, с^-1 ;

              S – чувствительность прибора, кг/(А ´с).

   В результате, измерение МЭД гамма-излучения сводится к определению чувствительности (коэффициента преобразования), являющейся величиной постоянной для данного экземпляра прибора, и измерения средней частоты следования его выходных импульсов в процессе каротажа.  

  Прибор связан с наземным комплексом трехжильным грузонесущим кабелем, по первой жиле относительно оплетки которого осуществляется электрическое питание прибора постоянным электрическим напряжением. По второй и третьей жилам кабеля осуществляется прием команд и передача измерительной информации.                       

  5.2.2. Нейтронные методы исследования скважин. Под названием нейтронные методы объединяют различные варианты радиометрии скважин, для которых общим является изучение эффектов, возникающих при облучении горных пород потоком нейтронов. На производстве применяются ННМ-Т или метод плотности тепловых нейтронов, нейтронный гамма-метод (НГМ) и импульсные нейтронные методы.

  Для радиометрии скважин основное значение имеют процессы рассеяния и поглощения нейтронов. Рассеяние нейтронов, в основном упругое, обусловливает потерю ими энергии и замедление. Каждый акт столкновения нейтрона с ядром какого-либо элемента приводит к потере нейтроном части первоначальной энергии, причем наибольшие потери происходят на ядрах легких элементов, в первую очередь, на ядрах водорода. Если среда облучается быстрыми нейтронами (Е > 4 – 5 МэВ), рассеяние нейтронов способствует превращению быстрых нейтронов в медленные или надтепловые и тепловые (Е = 0.025 эВ), т.е. происходит замедление нейтронов, причем тем интенсивнее, чем больше в среде водорода. Для тепловых нейтронов при их взаимодействии с ядрами наиболее вероятен радиационный захват, сопровождаемый вторичным гамма-излучением. Среди ядер элементов, присутствующих в горных породах в значительном количестве, наибольшей активностью в отношении радиационного захвата нейтронов обладают ядра хлора.

    Таким образом, основными факторами, вызывающими замедление и поглощение нейтронов, являются водородосодержание и хлоросодержание среды.

    Результаты исследования нейтронными методами определяются пространственным распределением плотности тепловых и надтепловых нейтронов. Характер этого распределения в средах, не содержащих элементов с высоким сечением захвата (Сl, B, Cd и др.), зависит от длины замедления, т.е. от водородосодержания окружающей источник среды. Породы с высоким водородосодержанием на диаграммах нейтронных методов выделяются низкими показаниями на фоне более плотных пород.

  Если изучается радиационное гамма-излучение (нейтронный гамма-метод), влияние хлоросодержания приводит к некоторому возрастанию интенсивности наблюдаемого эффекта.

 Особенности зависимостей плотности тепловых нейтронов от водородосодержания, хлоросодержания и расстояния от источника нейтронов определяют глубинность исследования нейтронными методами и область применения каждого из них.

Глубинность нейтронных методов не велика и тем меньше, чем выше водородосодержание среды.

 В скважинах, бурящихся на нефть и газ, нейтронные методы используются для расчленения разреза по водородосодержанию, определения пористости пород и нахождения положения контактов вода-нефть, газ-вода, газ-нефть.

 Нейтронный гамма-метод и нейтронный метод по тепловым нейтронам чувствительны к хлоросодержанию, поэтому их используют для разделения коллекторов на водонасыщенные и нефтенасыщенные при высокой минерализации пластовых вод, поскольку хлоросодержание водоносного и нефтеносного коллекторов при одинаковой пористости существенно различается.

 Нейтронный метод основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного ампульного источника и измерении плотностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов и гамма -квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Измеряемая величина – скорость счета в импульсах в минуту (имп/мин); расчетная величина – водородосодержание пород в стандартных условиях в процентах.

 В зависимости от регистрируемого излучения различают: нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам – ННК-НТ; нейтронный каротаж по тепловым нейтронам - ННК-Т; нейтронный гамма-каротаж – НГК. Первые два вида исследований выполняют, как правило, с помощью компенсированных измерительных зондов, содержащих два детектора нейтронов (рисунок.1); НГК – однозондовыми или двухзондовыми приборами, содержащими источник нейтронов и один или два детектора гамма-излучения (рисунок 1).

     

 

                                 Рисунок 1. Схемы зондов ННК и НГК.

 

  Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам основан на облучении горных пород быстрыми нейтронами от ампульного источника и регистрации нейтронов по разрезу скважины, которые в результате взаимодействия с породообразующими элементами замедлились до тепловой энергии.

  Регистрируемая интенсивность тепловых нейтронов зависит от замедляющей и поглощающей способности горной породы. Наибольшая потеря энергии нейтрона наблюдается при соударении с ядром, имеющего массу равную единице, т.е. с ядром водорода. Для тепловых нейтронов, образующихся при замедлении быстрых нейтронов, наиболее характерен радиоактивный захват, сопровождающийся вторичным гамма-излучением. Таким образом, по данным ННК-Т  можно определять водородосодержание горных пород, которое для пластов-коллекторов напрямую связано с пористостью.

   При проведении измерений детектор тепловых нейтронов располагается на определенном расстоянии от источника нейтронов. Расстояние от источника до детектора выбирается таким, что при увеличении водородосодержания горных пород, зарегистрированная интенсивность тепловых нейтронов уменьшается, т.е. зонд является заинверсионным. Регистрация нейтронного излучения двумя зондами с разной длиной позволяет уменьшить влияние скважины на результат определения водородосодержания горных пород. Эффект основан на разной глубинности исследования при разной длине зонда. Малый зонд ННК-Т _МЗ несет информацию в основном о нейтронных свойствах скважины и околоскважинного пространства, тогда как на интенсивность, зарегистрированную большим зондом ННК_{Т БЗ}, большое влияние оказывают нейтронные свойства пласта. Поэтому для определения водородосодержания используют отношение скоростей счета в этих зондах. 

 Нейтронный каротаж применяют в необсаженных и обсаженных скважинах с целью литологического расчленения разрезов, определения емкостных параметров пород (объемов минеральных компонент скелета и порового пространства), выделения газожидкостного и водонефтяного контактов, определения коэффициентов газонасыщенности в прискважинной части коллектора.

    Областями эффективного применения НК при определении пористости и литологическом расчленении разреза являются:

- для ННК-НТ – породы с любым водородосодержанием, любыми минерализациями пластовых вод Спл и промывочной жидкости Спж (в том числе с любой контрастностью Спл и Спж в зоне исследования метода), при невысокой кавернозности ствола скважины;

- для ННК-Т – породы с любым водородосодержанием, невысокими Спл и Спж (меньше 50-70 г/л NaCl) и слабой контрастностью Спл и Спж;

- для НГК – породы с низким (меньше 8-12%) водородосодержанием и любыми Спл и Спж, а также породы со средним (8-20%) водородосодержанием, если Спл и Спж не превышают 100 г/л.

Областями эффективного применения НК при выделении газоносных пластов, газожидкостного контакта, определении коэффициента газонасыщенности являются:

- для ННК-НТ – породы с любым водородосодержанием при диаметре скважины, не превышающем 200 мм;

- для ННК-Т – породы с водородосодержанием более 10% при диаметре скважины, не превышающем 250 мм;

- для НГК – породы с водородосодержанием менее 20%.

Измерительный зонд НК содержит ампульный источник нейтронов и один или два (и более) детектора нейтронов (надтепловых или тепловых) или гамма-излучения. Точка записи – середина расстояния между источником и детектором для однозондовых приборов и середина между двумя детекторами для компенсированных (двухзондовых) приборов. Модуль НК комплексируется с другими модулями без ограничений

      5.2.3.Гамма-гамма каротаж плотностной. Регистрация плотностного гамма-гамма каротажа (ГГК-П) основана на эффекте рассеяния жесткого гамма-излучения в изучаемой горной породе. Идея ГГК-П основана на известных принципах взаимодействия g - излучения с различными веществами. Измеряя результат этого взаимодействия, можно, в частности определить и плотность горной породы. Основным фактором, влияющим на показания метода ГГК-П является эффект комптоновского рассеяния g - излучения или g - квантов. При котором происходит взаимодействие испускаемых источником g - квантов высоких энергий с электронами ядер минералов, слагающих горную породу. g - квант взаимодействуя с электроном теряет часть своей энергии и меняет траекторию движения (рисунок 2).

 

 

 

 

                  Рисунок 2.Взаимодействие гамма - кванта с электроном

 

 После неоднократного повторения подобной реакции g - квант изменяет свою траекторию настолько, что может быть зарегистрирован детектором, находящимся в приборе. По сути, прибор ГГК-П измеряет электронную плотность горной породы, которая тесно связана с плотностью минералов слагающих ее. Поскольку облучение горных пород в скважине происходит жестким g - излучением, то регистрируемая детекторами мощность экспозиционной дозы рассеянного g - излучения находится в обратно пропорциональной зависимости от плотности среды. Следовательно, метод ГГК-П позволяет выполнять литологическое расчленение разреза, выделять пласты – коллектора и рассчитывать коэффициент пористости Кп. Для производства работ применяется двухзондовая аппаратура ГГК-П (рисунок 3)

 

                              

                          Дальний зонд

 

                       Ближний зонд

 

                                     экран

            Источник g - излучения

        

     

     Рисунок.3. Схема зонда для регистрации интенсивностей ГГК-П

    

  Наличие двух зондов продиктовано тем, что при подобной регистрации рассеянного g - излучения малый зонд позволяет более точно учесть влияние ближней зоны скважины (глинистой корки, бурового раствора), а дальний зонд регистрирует рассеянное g - излучение от горной породы. При производстве работ, с целью устранения влияния скважины на результаты измерения зондовая часть прибора в обязательном порядке прижимается к стенке скважины прижимным устройством.

    В качестве источников жесткого g - излучения в скважинных приборах применяются ампульные источники, содержащие изотопы ⁶⁰Со или ¹³⁷Сs.

 Гамма-гамма-каротаж (ГГК) – один из важнейших методов исследования разрезов нефтегазовых скважин. ГГК применяется для количественного определения плотности и эффективного атомного номера горных пород. Метод рассеянного гамма излучения (ГГМ) основан на измерении интенсивности 1_γγ гамма-излучения породы при облучении ее потоком гамма - квантов. При гамма-гамма-каротаже горная порода облучается g -квантами и регистрируется g -излучение, достигшее детектора, расположенного на некотором расстоянии (длине зонда) от источника.

   В плотностном ГГК (ГГКП) - породы облучают источником жестких гамма-квантов. В качестве источника чаще всего используется радиоактивный изотоп цезия (¹³⁷Cs) с энергией гамма - квантов 0,662 МэВ, а регистрируется рассеянное гамма-излучение с энергией более 0,2 МэВ. Основным процессом взаимодействия гамма - квантов с веществом горных пород при ГГКП является комптоновское рассеяние. Вероятность рассеяния пропорциональна числу электронов па пути пучка гамма - квантов, а число электронов в единице объема породы пропорционально ее плотности. Установлено, что если порода состоит из элементов, атомный номер которых меньше 30, то между интенсивностью рассеянного гамма-излучения и плотностью породы наблюдается обратная зависимость. Измеряемым параметром плотностной модификации ГГКП является "эквивалентная плотность" пород, равная такой плотности водонасыщенного известняка, у которого электронная плотность равна электронной плотности исследуемой породы. Устройство скважинных снарядов показано на рисунке 4.

    Установлено, что если порода состоит из элементов, атомный номер которых меньше 30, то между интенсивностью рассеянного гамма-излучения и плотностью породы наблюдается обратная зависимость. Измеряемым параметром плотностной модификации ГГКП является "эквивалентная плотность" пород, равная такой плотности водонасыщенного известняка, у которого электронная плотность равна электронной плотности исследуемой породы. Зависимость для определения значений плотности по данным измерений двухзондовым прибором ГГК-П приведена на рисунке 5.

                                            

                                                          

      Рисунок 4.Зависимость для определения плотности по ГГК-П.                                           

 

Применяемые приборы, комплексы исследований, условия измерений приведены в таблице 1,в таблице 2 приведены плотности эталонных сред и опорных пластов.

  Таблица 1.

 

 Таблица 2.

   В породах с одинаковой электронной плотностью показания ГГКП совпадают. Дифференциация пород по плотности и наличие зависимости между их плотностью и пористостью позволяют проводить по данным ГГКП литологическое расчленение разрезов скважин и оценивать пористость пород.

  В комплект метрологических образцов входят также имита­торы глинистой корки, изготовленные из резины, толщиной 1 — 2 см с плотностью 1,4 г/см³.

    Поверка аппаратуры РГП-2 производится с помощью па­летки (рисунок 3) , по ординате которой отсчитывают I_δ /I_М, по абсциссе — I_м/ I_{м1 .}

Уравнение палетки имеет вид

                                        С I_δ /I_М =F(δ) + 0_.6 I_м/ I_м1                    

       

где F(δ)- функция только плотности пород, не зависящая от промежу-

                   точного слоя;   

     С - отношение I_м/ I_б1получаемое на мет­рологических образцах

   плотности, изготовленных из алюминия без  имитатора глинистой

            корки.

 При поверке аппаратуры на имитаторах допустимо среднее колебание измерений не более ±0,03 г/см³. Поступающая от каналов двух зондов информация о значе­ниях I_б и I_м преобразуется в кривую F(б) по алгоритму

                                                  

                           F (δ) = L (СI_б / I_м-0,6I_м / I_м1)         

 При поверке аппаратуры на имитаторах допустимо среднее колебание измерений не более ±0,03 г/см³.  Поступающая от каналов двух зондов информация о значе­ниях I_м преобразуется в кривую F(б) по алгоритму                              

 

                         F (δ) = L (СI_б / I_м-0,6I_м / I_м1),             

      

   где L— отклонение кривой на 1 усл. ед. (обычно 10 см).

     При одновременной регистрации двумя зондами с помощью аналогового счетно-решающего устройства, расположенного на поверхности, автоматически исключается влияние промежуточ­ного слоя между прибором и стенкой скважины. Счетно-решаю­щее устройство по показаниям большого зонда определяет неис­правленное значение плотности породы и по показаниям обоих зондов устанавливает поправку влияния промежуточного слоя. Запись диаграмм осуществ­ляется в условных единицах плотности или непосредственно в значениях плотности δ.     Переход от условных единиц к значениям плотности пород осуществляется с помощью гра­фической зависимости F (δ) от δ. Возможность перехода от плотности породы к ее суммар­ной (общей) пористости выте­кает из зависимости:                                               

                                           

                                         δ_п=(1-k_п ) δ_{м +} k_п δ_ж                                                   

       Решая уравнение относительно k_п имеем:   

                              kп =( δм - δп ) / (δм - δж ) .                      

    

   В связи с этим на диаграмме плотностного варианта ГГМ показания тем ниже, чем выше плотность изучаемой среды. Поскольку при постоянном минеральном составе (δ_ск = const) пород плотность увеличивается с уменьшением пористости, диаграмма 1_уу прямым образом отражает изменение к_п (рисунок 5).

5.2.4 Определение характера насыщения коллекторов по диаграмм

нейтронныхметодов.При разделении методом НГМ коллекторов на нефтеносные и водоносные используют различие в хлоросодержании нефтеносных и водоносных пластов, а при выявлении газоносных коллекторов – их пониженное водородосодержание по сравнению с нефте – и водонасыщенными коллекторами.

    Характер насыщения определяют обычно не по стандартным диаграммам НГМ, а путем использования специальной методики исследований, а также по данным комплексной интерпретации диаграмм НГМ и НМ-Т. При одинаковых пористости и минерализации пластовых вод хлоросодержание нефтеносного коллектора меньше, чем водоносного, поэтому для водоносного коллектора характерны большее макроскопическое сечение захвата и более высокая интенсивность гамма-излучения радиационного захвата.

 

 

а - РГП-2;                   б - I_δ = f /( I_м), РКС-1.

Рисунок 5.Основные зависимости для двухзондовых приборов ГГКП

 

Плотность тепловых нейтронов при переходе от нефтеносной к водоносной части коллектора  уменьшается. В связи с этим на диаграммах НГМ и НМ-Т, зарегистрированных в неперфорированной скважине при расформированной зоне проникновения, ВНК  отмечается уменьшением показаний НГМ и ростом показаний  НМ-Т при переходе из водоносной в нефтеносную часть коллектора.

Выделение газоносных коллекторов по диаграммам НГМ основано на том, что один и тот же коллектор при насыщении его газом имеет более низкое во дородосодержание, чем при насыщении водой или нефтью.  

 

Порядок выполнения работы

5.3.1. По диаграммам, выданным преподавателем, провести расчленение разреза скважины.

53.2.Выделить в разрезе скважины пласты-коллекторы и определить характер насыщения коллектора.

5.3.3.По диаграмме гамма-метода определить глинистость коллектора.

5.3.4.По результатам нейтронных методов определить пористость пластов.

5.3.5.Результаты интерпретации занести в таблицу.

Составление отчета

Отчет о проделанной работе должен содержать:

1.Задание

2.Цель работы.

3.Физические основы методов РК.

4.Описание методики интерпретации диаграмм РК

5.Таблицы обработки диаграмм РК по скважине.

Контрольные вопросы

1 Физические основы метода ГК.

2 Физические основы метода НГК.

3. Физические основы метода ГГК-П.

4. Физические основы метода ННК-НТ

5. Физические основы метода ННК-Т

6.Дайте характеристику глин, мергелей по диаграммам РК.

7.Дайте характеристику алевролитов по диаграммам РК.

8.Дайте характеристику песчаников по диаграммам РК.       

9.Дайте характеристику известняков, доломитов по диаграммам РК.       

 10. Область применения гамма-метода.

   11.Для решения каких геологических задач применяется нейтронный гамма-метод?

   12.Как по диаграммам нейтронных методов определить характер насыщения коллекторов?

13. Методика определения глинистости пластов по диаграммам гамма метода.

14.Определение пористости пластов по диаграммам нейтронных методов.

                                  

Лабораторная работа № 6

                                     

АКУСТИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ

 

Цель работы:изучение физических основ акустического метода, методики проведения исследований, обработки и интерпретации результатов.

Задание

   6.1.1.По диаграмме интервального времени расчленить разрез предложен-

     ной скважины

   6.1.2.По диаграммам комплекса геофизических методов по скважине вы-

делить в разрезе коллекторы

   6.1.3. Определить пористость «чистого» пласта по диаграмме интерваль-

ного времени.

  6.1.4. Определить пористость «глинистого» пласта по диаграмме

интервального времени

   6.1.5.Обработать диаграммы амплитудного каротажа.

Методические рекомендации.Акустический каротаж (регистрация кинематических и динамических параметров продольных и поперечных волн и их относительных параметров) относится к основным методам, проводится в открытом стволе во всех поисковых скважинах, перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разрезу, исключая кондуктор.

При наличии в разрезе газонасыщенных пластов акустический каротаж рекомендуется проводить в интервалах каждого стандартного каротажа, т.е. в условиях, когда зоны проникновения еще не достигают критических для АК значений.

Метод АК обеспечивает высокое вертикальное расчленение разреза (выделяются контрастные по кинематическим и по динамическим параметрам прослои 0,4-0,6м). На показания АК практически не влияют диаметр скважины, наличие и свойства глинистой корки, тип и характеристики промывочной жидкости, свойства вмещающих пород, температура в интервалах замеров, что переводит АК в разряд эффективных методов с минимальным числом поправок при определении пористости.

Акустический каротаж основан на возбуждении в жидкости, заполняющей скважину, импульса упругих колебаний и регистрации волн, прошедших через горные породы, на заданном расстоянии от излучателя в одной или нескольких точках на оси скважины. Возбуждение и регистрация упругих волн при АК осуществляется с помощью электроакустических преобразователей.

При воздействии на элементарный объем породы с помощью ультразвуковой волны (10-75 кГц) происходит деформация частиц породы и их перемещение. Во всех направлениях от точки приложения возбуждающей силы изменяется первоначальное состояние среды.

Процесс последовательного распространения деформации называется упругой волной. Различают продольные и поперечные волны. Продольные волны связаны с деформациями объема твердой или жидкой среды, а поперечные с деформациями только твердой среды. 

Продольная волна представляет собой перемещение зон сжатия и растяжения вдоль луча, а поперечная - перемещение зон скольжения слоев относительно друг друга в направлении перпендикулярном лучу. Продольные волны распространяются в 1,5 -10 раз быстрее поперечных.

Упругие свойства горных пород, а значит и скорости распространения упругих волн в них обусловлены их минеральным составом, пористостью и формой порового пространства и, таким образом, тесно связаны с литологическими и петрофизическими свойствами. 

   Скорость распространения упругих волн в различных средах следующая:

---

Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 987; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!