Гамма-каротаж

Проведение гамма-каротажа (ГК) Гамма-каротаж применяется для уточнения литологического состава пород, вскрытых скважиной, оценки глинистости пород, а также для проведения корреляции разрезов по скважинам.

     Основная  ценность гамма – метода при исследовании осадочных

горных  пород заключается в возможности  количественных определений по

его данным глинистости Сгл горных пород  или содержания в карбонатных

породах нерастворимого остатка Спо – параметров, знание которых

необходимо  при оценке коллекторских свойств  горных пород, а также при

количественной интерпретации данных других методов промысловой

геофизики.

     В основе количественных определений  лежит корреляционная связь

радиоактивности qп горных пород с содержанием в них глинистого

материала Сгл и нерастворимого остатка Спо, характеризующихся

повышенной  радиоактивностью. 

     На  рис. 1 представлена зависимость К_п=ƒ(К_гл) и сопоставление J_γотн с К_гл^керн для пласта.

Рис. 1 Корреляционная зависимость коэффициента пористости от коэффициента объемной глинистости 

     Для освобождения геофизических параметров, в частности естественной гамма-активности J_γ, от влияния ошибок в масштабах записи и сдвигов нуля рекомендуется использовать их  относительные параметры.

     Для расчета двойного разностного параметра показаний гамма-метода, при построении зависимостей К_п = ƒ(Ј_γ) для коллекторов пластов используются показания ГМ в относительных единицах по одному опорному пласту:

где Ј_γ^х и Ј_γоп – значения ГМ соответственно против интерпретируемых пластов и опорного глинистого пласта.

Рис. 2 Зависимости коэффициентов пористости от  относительных значений ГМ;  

     2.) Гамма-гамма-каротаж (ГГК) может использоваться как для уточнения литологического разреза скважин, оценки общей трещиноватости и пустотности пород, так и для определения объемного веса в  "сухих" скважинах (радиоизотопные определения объемного веса).

     До  начала и после проведения ГГК  в скважине, измеряют величину контрольного показания. Зонд укладывается горизонтально, на регистратор кладется эталон Zэф. Допустимое отклонение контрольного показания от значения, полученного при эталонировании, не более 5%. Градуировку проводят согласно ГОСТ 23061-78.

     При проведении ГГК в основном используется метод рассеянного первичного гамма-излучения  ГГК-П. Эталонирование аппаратуры ГГК проводят в эталонировочном устройстве, состоящем из бака с пресной водой (содержание солей не более 2 г/л). Диаметр бака не менее 0,5 м, высота столба воды в баке не менее 1 м.

     Селективная модификация ГГК. Метод позволяет определять,  например, зольность углей, а в комплексе с КС определять марку углей.

     Применение  ГГК-С решает, в общем случае, задачи по изучению вещественного, элементного  состава горных пород через определение  эффективного атомного номера Zэф.

Рис.2б. Петрофизическая характеристика петротипов углистых пород.

Петротипы в литологической колонке: 1 - аргиллит; 2 - аргиллит низкоуглистый; 3 - аргиллит среднеуглистый; 4 - аргиллит высокоуглистый; 5 - уголь высокозольный; 6 - уголь среднезольный; 7 - уголь низкозольный

Рис. 2.г. Связь относительных геофизических параметров с зольностью 

Метод НК

     Нейтронный  каротаж (НК) является одним из массовых методов геофизических исследований скважин. Диаграммами НК в варианте нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам (ННК-Т) охарактеризована большая часть месторождений.

     Основные  затруднения в обработке материалов. связаны с низким качеством эталонировки аппаратуры НК, не правильным выставлением масштабов записи, наличием сдвигов нуля. Все эти факторы искажают истинную нейтронную характеристику разреза. Поэтому для стандартизации кривых НК используется методика, предложенная Ш.А.Губерманом.

     Использование методики основано на постоянстве физических свойств разреза месторождения  по площади и, как следствие, правомочности  использования статистических характеристик для таких геологических разрезов.

     Методика  стандартизации кривых НК сводится к  нижеследующему. По каждой скважине с  записью НК в интервале пластов  БС, как наиболее выдержанных, рассчитывались статистические величины: среднее арифметическое значение метода J_нкср и среднее квадратичное отклонение σ_ср метода по формулам (1, 2):

где J_нкср – среднеарифметическое значение метода НК, J_нкi – показания метода в i-ой точке разреза, σ_ср – среднее квадратичное отклонение НК, n – число точек, участвующих в расчете.

     Аналогичные величины рассчитаны и в эталонной  скважине J_нкср^эт и σ_ср^эт. С помощью этих статистических характеристик разреза показания метода в каждой скважине приводились к показаниям в эталонной скважине по формуле:

                   ,    (3)

где J_нкср^эт, σ_ср^эт и J_нкср, σ_ср – статистические характеристики соответственно эталонного и стандартизируемого распределений, J_нкi – показания в i-ой точке стандартизируемой диаграммы метода, J_нк^ст – его стандартизированное значение.

     Выбирается  эталонная скважина, где качество диаграммных материалов ННК-Т и W_в удовлетворяет технической инструкции.

     Подобная  стандартизация аналогична методу двух опорных пластов, т.е. она не изменяет характер распределения показаний метода, но ограничивает его диапазон, согласно распределению в эталонной скважине. Это дает возможность использовать данную методику при отсутствии выдержанных по площади и свойствам опорных пластов. На рис.3. на примере нескольких скважин показан механизм изменения распределений показаний метода НК.   

а)

б)

Рис. 3. Распределения показаний метода НК по скважинам месторождения: а) до стандартизации; б) после стандартизации 

     По  материалам эталонной скважины между  показаниями большого зонда НК и объемным водородосодержанием W_в получают зависимость,  
рис. 4. С помощью этой зависимости для каждого пластопересечения рассчитывается объемное водородосодержание W_в по значениям J_нк^ст.

Рис. 4. Корреляционная зависимость объемного водородосодержания от стандартизированного значения нейтронного метода

     На  величину водородосодержания W_в, зарегистрированного против выделенных проницаемых прослоев, влияет определяется множество факторов:

• геологических – зависящих от свойств породы (коэффициента пористости породы К_п, состава и свойств порозаполнителя, минералогического состава и объема глинистой составляющей и скелета горной породы);
• технических – зависящих от скважинных условий проведения ГИС (длины зонда, диаметров скважины d_скв и прибора, минерализации промывочной жидкости; в обсаженных скважинах, так же от диаметра, толщины и материала обсадной колонны, наличия цемента в затрубном пространстве).

     Учет  всех факторов, определяющих показания  НК в отдельности трудноосуществим и в большинстве случаев может повлечь за собой внесение значительных погрешностей, ввиду отсутствия необходимой надежной априорной информации об условиях проведения ГИС.

     Поэтому в общем случае значение объемного  водородосодержания можно выразить формулой:

                          (4)

где К_п – коэффициент общей пористости породы, ∆W_в – поправка, зависящая от свойств породы, аппаратуры и условий проведения ГИС.

     Коэффициент общей пористости больше коэффициента открытой пористости на величину К_пз, характеризующую долю закрытых пор в объеме породы. Для полимиктовых коллекторов Западной Сибири величина К_пз изменяется в узких пределах (1-2%) и учитывается при нахождении зависимости между значением ∆W_в и геофизическим параметром, зависящим от свойств породы, так как при этом используются коэффициенты открытой пористости К_п^керн по лабораторным керновым определениям.

     Тогда, согласно формуле 4, значение ∆W_в для пропластков, охарактеризованных керном, равно:

                          (5)

где W_в^нк – водородосодержание, определенное по зависимости W_в^нк = 47.74∙J_нкст^0.6845  
(рис. 5.), К_п^керн – коэффициент пористости, определенный по керну, для исследуемого пластопересечения. 

     Таким образом, количественная интерпретация  материалов нейтронного метода выполняется в несколько этапов:

• с увязанных кривых НК снимаются значения в пределах выделенных границ проницаемых прослоев;
• для каждой скважины определяются статистические характеристики диаграмм НК (J_нк^ср , s_нк);
• отсчеты по каждой скважине пересчитываются с помощь формул (1 - 3.) в стандартизированные значения НК (J_нк^ст);
• по стандартизированным значениям НК (J_нк^ст) с помощью статистической формулы (в нашем случае) 
  W_в^нк = 47.74∙J_нкст^0.6845  рассчитывается значение водородосодержания W_в для каждого пластопересечения;
• определяются коэффициенты пористости К_п^нк по формуле

Рис. 5 Сопоставление коэффициентов пористости, определенных по керну и методу НК 
 

     Метод ГГК-П

     Определение коэффициента пористости для однородных пластов продуктивных отложений проводится по формуле:

                         (9)

где d_м - минералогическая плотность.; d_об^ст – стандартизованное значение объемной плотности, снятой с диаграмм ГГК-П; d_ж≈1 г/см³ – плотность флюида, заполняющего поровое пространство породы в радиусе исследования метода ГГК-П.

     Между показаниями метода ГГК-П (δ_об) и коэффициентами пористости существует линейная зависимость. Ввиду плохой эталонировки приборов, наличия сдвигов нуля и неправильно выставленных масштабов записи эта зависимость является индивидуальной для каждой скважины. Установить ее возможно только в скважине, имеющей достаточный массив представительных керновых данных с широким диапазоном изменения ФЕС. Качество диаграммного материала метода ГГК-П в эталонной скважине исправляется с учетом керновых данных.

     По  методике Ш. А. Губермана осуществляется стандартизация всех диаграмм аналогично методу НК (сдвиг нуля и масштаб записи по каждой скважине приводились к эталонной скважине, где качество метода ГГК-П исправлено с учетом керновых данных), то есть показания метода пересчитываются в стандартизированные значения  
(δ_об → δ_об^ст) по формулам аналогичным (1 – 3). Основанием для такой процедуры служит предположение о выдержанности плотностных свойств разреза по площади.

Рис. 6 Сопоставление коэффициентов пористости, определенных на керне и по методу ГГК-П,  

     Анализ  результатов определения  пористости

     Метод ГК является самым массовым методом исследования юрских отложений и наиболее эффективным для определения коэффициентов пористости коллекторов пластов ЮС₁, ЮС₂. Для этих отложений получены уверенные связи К_п=f(Ј_γ), отклонение от К_п по керну составляет ±1.6% абсолютных (рис.6.4.).

     Сопоставление коэффициентов пористости, определенных по ГК и по АК и ГГК-П, для всех скважин с АК и ГГК-П, вскрывших юрские отложения, так же показывает хорошую сходимость результатов: расхождения находятся в допустимых пределах ±2.0 % абсолютных (рис. 7.).

Рис. 7. Сопоставление коэффициентов пористости пластов ЮС₁ и ЮС₂, определенных по ГК и К_п по методам АК и ГГК-П, для скважин Тевлинско-Русскинского месторождения

     Метод НК является одним из массовых методов определения коэффициента пористости. Диаграммами метода НК охарактеризована большая часть продуктивных отложений Тевлинско-Русскинского месторождения.

     По  нейтронному методу получены достаточно уверенные результаты определения коэффициентов пористости во всем диапазоне изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов изучаемых отложений (рис. 6.8. составляет в среднем ±2.5-2.7% абсолютных. То есть погрешность определения коэффициентов пористости по методу НК выше чем по методам ПС и ГК, где среднее отклонение составило соответственно ±1.9-2.3% и 1.6-2.0% абсолютных.

     По  методу ГГК-П получены достаточно достоверные результаты определения К_п, сопоставимые с данными К_п по керну. Однако коэффициент пористости по ГГК-П не использовался по следующим причинам. Во-первых, замеры ГГК-П проведены всего в 26 скважинах, 19 из которых вскрыли юрские отложения, и малое количество пластопересечений, охарактеризованных керном, не дает возможности сделать вывод о точности определения К_п. Во-вторых, во всех скважинах, где есть запись ГГК-П, присутствует и метод АК, принятый в качестве основного метода для определения коэффициентов пористости для продуктивных пластов Тевлинско-Русскинского месторождения.

     Таким образом, для всех продуктивных пластов  Тевлинско-Русскинского месторождения  в качестве подсчетного параметра  коэффициент пористости определялся  по АК в скважинах, исследованных  этим методом, в остальных скважинах  для пластов БС₁₀, БС_11-12, ачимовской толщи – коэффициент пористости определялся по ПС, а для пластов ЮС₁ и ЮС₂ – по ГК.   

Предназначены для исследования рудных и угольных скважин комплексом радиоактивных  методов ГГК-П и ГГК-С. Скважинные приборы рассчитаны на работу с цифровым регистратором типа ГЕКТОР и др., имеющими соответствующую плату сопряжения.

Достоинства и преимущества

• малый диаметр скважинных приборов;
• оригинальная конструкция управляемого прижимного устройства;
• двойной зонд плотностного ГГК-П,позволяющий осуществлять исследование скважин в широком диапазоне диаметров и отрыве от стенки скважин до 10 мм;
• большая амплитуда выноса зонда ГГК-С (до 200 мм);
• малые линейные размеры зонда ГГК-С (240 мм);
• наличие метрологического обеспечения и контрольно-калибровочных устройств.

Решаемые  задачи

• литологическое расчленение пород;
• определение плотности, содержания полезных ископаемых и зольности углей по корреляционным связям с эффективным атомным номером и плотностью.

Технические характеристики

 
По желанию заказчика возможно изготовление прибора без канала ГК.