В скважинах, бурящихся на нефть и газ, потенциалы ПС возникают в основном благодаря диффузии ионов солей на контакте двух сред, содержащих растворы различной концентрации

На контакте свободного раствора, например фильтрата глинистого раствора с удельным сопротивлением ρф, с пористой средой, насыщен­ной раствором другой концентрации (пластовой водой с удельным сопротивлением ρв), возникает диффузионно-адсорбционный потенциал Ем, который, как и при контакте свободных растворов, приблизительно пропорционален логарифму отношения удельных сопротивлений рас­творов:

Рис. 4.5.6. Схема самопроизвольной поляризации в скважине:

в—минерализация пластовой воды больше минерализации промывочной жидкости; б — минерализация пластовой воды меньше минерализации промывочной жидкости. 1— песчаник; 2 — глина; 3 — токи ПС; 4 — график э. д. с. ПС; 5 — график ПС на границе пластов, обладающих равными адсорбционными способ­ностями (двух глинистых или двух песчаных пластов).

Потенциалы ПС в скважине могут возникать также в результате фильтрации промывочной жидкости в проницаемые пласты. Поровые каналы этих пластов образуют систему радиальных капилляров, через которые под действием перепада давлений в скважине и пластового продавливается промывочная жидкость. Это приводит к появлению на концах капилляров разности потенциалов Еф, называемой фильтрационным потенциалом.

Величина Еф пропорциональна удельному сопротивлению фильтрую­щейся промывочной жидкости и перепаду давлений ∆P.

Знак фильтрационного потенциала определяется направлением движения жидкости. Если гидростатическое давление столба промывоч­ной жидкости превышает пластовое давление, что обычно наблюдается в скважинах, стенка скважины против проницаемого пласта заряжается отрицательно.

Величина фильтрационных потенциалов обычно невелика и для проницаемых пластов составляет единицы милливольт на 1 МПа перепада давления при удельном сопротивлении раствора 1 Ом-м. Вследствие незначительной величины Еф наблюдаемые в скважинах потенциалы ПС обычно относят к потенциалам диффузионного происхождения.

Интерпретация диаграмм ПС. На диаграмме ПС нулевая линия отсутствует. Поэтому за условный нуль отсчета потенциалов ПС принимают линию глин — прямую, проведенную параллельно оси глубин через участки кривой ПС, соответствующие пластам глин. При ρф> ρв линия глин проходит по участкам кривой ПС с максимальными значениями потенциалов ПС. Против неглинистых пластов она отклоняется от линии глин в сторону отрицательных значений потенциалов ПС, образуя симметричные относительно середины пластов минимумы (отрицательные аномалии).

Когда ρф<ρв (этот случай встречается значительно реже), линия глин проходит по участкам кривой ПС с минимальными значениями потенциалов ПС. Против неглинистых пластов на кривой ПС наблю­даются симметричные относительно середины пластов максимумы (положительные аномалии).

При литологическом расчленении разрезов скважин по диаграммам ПС руководствуется следующим. В песчано-глинистых отложениях на кривой ПС наибольшими отрицательными аномалиями (при ρф> ρв) отмечаются неглинистые и слабоглинистые пески, песчаники, алевриты и алевролиты. Глины и сильноглинистые песчано-алевритовые породы отмечаются на кривой ПС большими показаниями, совпадающими с линией глин или близкими к ней. Песчано-алевритовые породы с промежуточными значениями глинистости отмечаются отрица­тельными аномалиями, амплитуда которых меньше, чем для неглинистых пород.

В интервалах залегания прослоев каменного угля в результате окислительно-восстановительных процессов на контакте с промывочной жидкостью возникают э. д. с. с положительным знаком в промывочной жидкости. Поэтому прослои угля отмечаются на кривой ПС положитель­ными аномилиями относительно линии глин.

В карбонатном разрезе наибольшими отрицательными аномалиями на кривой ПС характеризуются неглинистые известняки и доломиты независимо от их пористости. Максимальные показания соответствуют глинам, а также известнякам и доломитам с наибольшей глинистостью, когда глинистая фракция полностью заполняет поровое пространство карбонатного скелета породы. Промежуточными показаниями на кривой ПС отмечаются карбонатные породы со средними значениями глини­стости.

Электромагнит­ный каротаж (ЭМК)

Индукционный каротаж – ИК.

Индукционным каротажем (ИК) изучают удельную электропроводность горных пород. В отличие от других электрических методов ИК пригоден для исследования скважин, пробуренных как с обычными пресными, так и с непроводящими (на нефтяной основе) растворами.

Через одну генераторную катушку пропускают переменный ток с частотой в несколько десятков килогерц. Переменное магнитное поле, создаваемое этим током, индуцирует в окружающих породах вихревые токи кольцевого направления. Последние, в свою очередь, создают вторичное магнитное поле, которое наводит электродвижущую силу

Измеренная э.д.с. пропорциональна кажущейся электропровод­ности Ок исследуемой неоднородной среды:

Кривая кажущихся электропроводностей имеет линейную шкалу. Следовательно, она соответствует перевернутой кривой КС с гиперболи­ческой шкалой записи: на участке низкого сопротивления шкала кривой КС растянута, на участке высокого сопротивления — сжата.

За единицу удельной электропроводности берут величину, обратную ом-метру: 1/Ом-м или См/м (сименс на метр). Обычно при измерениях пользуются тысячными долями этой единицы — мСм/м.

Радиоактивные виды каротажа (РК)

При исследовании разрезов нефтяных и газовых скважин применяют гамма-каротаж, основанный на изучении естественного гамма-излучения горных пород, и методы, в которых исследуют эффект взаимодействия с горными породами излучения, создаваемого в скважине либо источником гамма-излучения (гамма-гамма-каротаж), либо источником нейтронов (нейтронный каротаж). В отличие от электрических радиоактивные методы можно применять для исследования обсаженных скважин (на­ряду с необсаженными) ввиду большой проникающей способности гамма-лучей и нейтронов.

Диаграммы радиоактивых методов широко используются для литологического расчленения разрезов скважин, выделения нефтегазоносных пород и определения их коллекторских свойств.

При гамма-каротаже (ГК) изучают естественную радиоактивность гор­ных пород по данным измерений интенсивности естественного гамма-излучения вдоль ствола скважины. Радиоактивность осадочных горных-пород обусловлена присутствием в них радиоактивных элементов — урана, тория, актиния, продуктов их распада, а также изотопа калия ⁴⁰К.

Рис. 4.5.7. Схема измерительных установок радиоактивных методов исследования скважин

γ- детектор гамма-излучения; п - детектор нейтронов; Г - источник гамма-излучения; N - источник нейтронов; L — длина зонда. 1 - стальной экран; 2 - свинцовый экран; 3 - парафин(или другой материал с высоким водородосодержанием); 4 - точка записи результатов измерений

Из осадочных пород наибольшей радиоактивностью обладают глины. Содержание радиоактивных элементов в глинах достигает 30 мкг Ка-экв на 1 т и больше, причем более радиоактивны тонкодисперсные темноокрашенные битуминозные глины морского происхождения.

Радиоактивность песков, песчаников, известняков, доломитов меньше, чем глин, и не превышает 8 мкг Ка-экв на 1 т. Для этих пород установлена достаточно тесная прямая зависимость радиоактивности от содержания глинистого материала в породе, используемая на практике при оценке глинистости пород-коллекторов по данным гамма-каротажа. Наименьшую радиоактивность, измеряемую долями единицы микрограмма Ка-экв/т, имеют породы гидрохимического комплекса: гипсы, ангидриты, каменная соль, за исключением калийной соли. Высокая радиоактивность калийных солей (до 45 мкг Ка-экв на 1 т) связана с изотопом ⁴⁰К, содержание которого в природной смеси изотопов калия составляет 0,012%.

Для измерения интенсивности естественного гамма-излучения в сква­жину опускают детектор гамма-излучения (разрядный или сцинтиляционный счетчик) и электронную схему, размещенные внутри металлического кожуха (рис. 4.5.7). Под действием гамма-квант-излучения пород в счетчике возникают электрические импульсы, которые усиливаются и по кабелю передаются на поверхность. С помощью наземной схемы импульсы тока стандартизируются по амплитуде и длительности и преобразуются в постоянный ток, сила которого пропорциональна сред­нему числу импульсов в единицу времени, т. е. скорости счета. Регистрируя этот ток, получают величину измеряемой интенсивности естественного гамма-излучения, а при перемещении прибора по скважине — кривую изменения гамма-излучения, называемую диаграммой ГК.

Определение литологического состава пород по диаграммам ГК основано на различии в естественной радиоактив­ности пород. Как отмечалось выше, среди осадочных пород наиболее радиоактивны глины и калийные соли. Поэтому на диаграммах ГК максимальные показания соответствуют глинам и калийным солям, минимальные — пескам, песчаникам, карбонатным породам и гидрохи­мическим осадкам, не содержащим калийных солей. Глинистые пески, песчаники, известняки характеризуются промежуточными показаниями, величины которых тем больше, чем выше содержание глин в породе.

У большинства пород диапазоны изменения естественной радио­активности перекрывают друг друга, поэтому для однозначного определе­ния пород кривые ГК рассматривают совместно с кривыми других геофизических методов. Исключением являются случаи простых разрезов, например песчано-глинистых. Когда разрез исследуемой скважины пред­ставлен песчано-глинистыми породами, на кривой ГК минимумы соответствуют пластам песков и песчаников, максимумы — пластам глин, а промежуточные показания — глинистым пескам и песчаникам.

В песчано-глинистом разрезе кривая ГК в основном повторяет кривую ПС, записанную при наличии пресной промывочной жидкости в скважине (когда рф>рв). Это свойство кривых ГК широко используется для литологического расчленения разрезов при заполнении скважин соленой водой. В этом случае кривая ПС слабо дифференцирована и не может быть использована, тогда как дифференциация кривой ГК сохраняется в результате отсутствия заметного влияния минерализации глинистого раствора на показания ГК.

В разрезах, представленных карбонатными и гидрохимическими породами, на диаграммах ГК практически одинаковыми низкими показаниями отмечаются - известняки, доломиты, гипсы, ангидриты, каменная соль (рис. 4.5.8). Показания ГК повышены против глинистых разностей этих пород и максимальны против пластов глин, калийных солей, а также против пластов, обогащенных радиоактивными вещества­ми. В подобных разрезах кривые ГК обычно используются только для выделения глинистых отложений, которые обычно не являются кол­лекторами.

Рис. 4.5.8. Характеристика горных пород по диаграммам радиоактивных методов исследования скважин:

Кривые I — ГК, II — ГГК, III - НГК, IV — ННКТ, V — ННКН. 1 — глины; 2 — пески и песчаники; 3 — известняки плотные; 4 — известняки пористые и кавернозные; 5— гипс; 6 — калийная соль; 7 — каменная соль; 8 — ангидрит

В гамма-гамма-каротаже (ГГК) регистрируют гамма-излучение, созда­ваемое источником, расположенным в скважинном приборе на некотором заданном расстоянии от детектора (см. рис. 4.5.7). Это расстояние называют длиной зонда ГГК.

Измеряемая интенсивность Jизм складывется из гамма-излучения источника Jγγ, рассеянного окружающей средой, естественного гамма-излучения среды Jγ, прямого, т. е. не испытавшего рассеяния в среде гамма-излучения источника J ф. Для более четкого выявления эффекта взаимодействия гамма-излучения с породами, положенного в основу метода ГГК, необходимо в наибольшей степени уменьшить влияние составляющих Jγ и J ф на измеряемую интенсивность

Влияние естественного гамма-излучения снижают, увеличивая мощ­ность источника в скважинном приборе. Для ослабления прямого гамма-излучения источника между источником и детектором устанавли­вается экран. В результате кривая изменения Jизм, полученная при измерениях в скважине, оказывается близкой к кривой изменения по скважине интенсивности рассеянного гамма-излучения.

Таким образом, регистрируемая интенсивность рассеянного гамма-излучения изменяется в зависимости от плотности среды, окружающей скважинный прибор. С увеличением плотности регистрируемая интенсив­ность гамма-излучения уменьшается, с уменьшением плотности — растет. Следовательно, пластам, сложенным плотными породами, будут соответ­ствовать минимумы, а пластам, сложенным породами малой плотности,— максимумы на диаграмме ГГК.

Радиус исследования ГГК мал (около 10 см). Поэтому на результаты измерений сильно влияет среда вблизи скважинного прибора: диаметр скважины, ее конструкция, плотность промывочной жидкости. С увеличе­нием диаметра скважины и уменьшением плотности промывочной жид­кости показания ГГК резко возрастают. Наличие обсадной колонны и цемента за трубами снижает показания и ухудшает дифференциацию кривой.

Для уменьшения влияния скважины на показания источник и индикатор размещают в коллимационных каналах, а сам скважинный прибор снабжают устройством для прижатия его к стенке скважины так, чтобы окна коллимационных каналов были направлены к породе.

Эффективность применения ГГК для литологического расчленения разрезов скважин определяется тем, насколько различаются между собой породы разных литологических типов по объемной плотности, от которой показания ГГК находятся в обратной зависимости.

Плотность породы зависит от минералогической плотности скелета, коэффициента пористости и плотности флюида, запол­няющего поры породы:

Плотность песчано-глинистых и карбонатных пород в основном определяется их пористостью (пустотностью) и изменяется в относи­тельно широком интервале (1,3—3 г/см³). Это объясняется большой разницей между плотностью твердого скелета и плотностью флюида в порах и сравнительно малым изменением плотности основных породо­образующих минералов. Например, минералогическая плотность для песчаников около 2,65 г/см³, известняков 2,7 г/см³, доломитов 2,85 г/см³. Плотность пластовой воды не превышает 1,2 г/см³.

Интервалы изменения плотности песчано-глинистых и карбонатных пород перекрываются, что ограничивает возможность однозначного разделения этих пород по диаграммам ГГК.

Плотность гидрохимических осадков (ангидрит, гипс, каменная соль и др.) в основном определяется их минералогической плотностью, так как пористость этих пород незначительна и достаточно постоянна. У отдельных литологических разностей плотность изменяется незначи­тельно и в среднем составляет: для ангидрита 2,9 г/см³, гипса 2,3 г/см³, каменной соли 2,1 г/см³.

Таким образом, гидрохимические осадки хорошо дифференцируются по плотности. Плотность их обычно значительно отличается от плотности вмещающих пород, что позволяет уверенно выделить их по диаграм­мам ГГК;

Пониженную плотность, резко отличающуюся от плотности вмещаю­щих песчано-глинистых пород, имеют ископаемые угли: от 1,2 г/см³ для бурых углей до 1,65 г/см³ для антрацита. В соответствии с изложен­ным ископаемые угли, каменная соль, высокопористые разности песчаных и карбонатных пород отмечаются повышенными, плотные известняки, ангидриты—пониженными показаниями на кривых ГГК (см. рис. 4.5.8). Высокие показания наблюдаются также для глин, против которых обра­зуются каверны. Поэтому диаграммы ГГК рассматривают совместно с кавернограммами.

Нейтронный каротаж (НК) проводится при помощи скважинного при­бора, содержащего источник нейтронов и расположенный на некотором расстоянии от него детектор гамма-излучения или нейтронов (см. рис. 4.5.7). Это расстояние, отсчитанное до середины детектора, называют длиной зонда.

Источником нейтронов является помещенная в ампулу смесь порошкообразного бериллия с радиоактивным элементом, обычно полонием. Нейтроны образуются в результате взаимодействия ядер ато­мов бериллия Ве с α-частицами Не, испускаемыми полонием:

Испускаемые источником нейтроны обладают скоростью свыше 10⁹ см/с. Такие нейтроны называют быстрыми. При движении в среде, окружающей источник, нейтроны благодаря отсутствию у них электри­ческих зарядов свободно проникают через электронные оболочки атомов среды и взаимодействуют с ядрами атомов. Это взаимодействие происходит последовательно в виде рассеяния, диффузии и захвата нейтронов ядрами атомов среды.

Для элементов среды, окружающей источник нейтронов, наибольшая потеря энергии, в среднем равная половине начальной, происходит при столкновении нейтрона с ядром атома водорода. Это объясняется практическим равенством масс нейтрона и ядра атома водорода. Поэтому замедляющая способность среды определяется в основном ее водородосодержанием. С увеличением водородосодержания уменьшается число соударений, после которых нейтрон становится тепловым, длина замедления также уменьшается.

В наибольшем количестве водород содержится в воде и нефти. Поэтому замедляющая способность горной породы в основном зависит от объема заключенной в ней воды или нефти (от пористости породы) и мало зависит от литологического состава ее.

Следующая за замедлением фаза движения нейтронов называется диффузией тепловых нейтронов. При диффузии тепловой нейтрон движется в среде без изменения своей средней энергии, пока не будет поглощен ядром одного из атомов среды.

При захвате теплового нейтрона ядром атома какого-либо элемента Х образуется изотоп исходного элемента и испускается один или несколько гамма-квантов:

Возникающее гамма-излучение на­зывается радиационным или вторич­ным.

Результаты измерений методами НК в основном определяются водородосодержанием пород. Чем больше последнее, тем меньшими показаниями характеризуются породы на диаграммах НК.

В горных породах водород содержится в воде, нефти и углеводород­ных газах, заполняющих поры породы, а также в химически связанной воде, присутствующей в глинистых минералах, гипсе и не­которых других минералах. Среди горных пород в наибольшем коли­честве водород находится в глинистых породах (глинах, аргиллитах, мергелях), заключающих значительное количество как поровой, так и химически связанной воды. Поэтому глинистые осадки отмечаются минимальными показаниями на диаграммах НК (при зондах больших размеров). Плотные породы (малопористые известняки и доломиты, ангидриты, плотные сцементированные песчаники), содержащие мало воды вследствие низкой пористости, характеризуются максимальными показаниями на диаграммах НК.

Промежуточные показания наблюдаются против песков, песчаников, алевролитов, пористых разностей карбонатных пород,

В разрезах нефтяных и газовых скважин встречаются породы, обладающие аномальными нейтронными свойствами. К ним относятся гипсы, содержащие большое количество химически связанной воды и отмечаемые минимальными показаниями, и каменная соль, которая обладает высокой поглощающей способностью для тепловых нейтронов благодаря большому содержанию хлора и отмечается неодинаково на диаграммах различных методов НК. На диаграммах НГК против пластов каменной соли наблюдаются аномально высокие значения интенсивности вторичного гамма-излучения. На диаграммах ННКТ эти пласты отмечаются минимумами, а на диаграммах ННКН они не выделяются среди других плотных пород.

Содержание водорода в нефти и воде примерно одинаково. Поэтому нефтеносные и водоносные пласты с одинаковым литологическим составом и пористостью не различаются по данным нейтронных методов. Исключение составляют случаи, когда пластовая вода сильно минерализована (содержит много хлора). Тогда против водоносных пластов показания повышены на диаграммах НГК и понижены на диаграммах ННКТ по сравнению с показаниями против нефтеносных пластов.

Газоносные пласты отмечаются высокими показаниями, близкими к показаниям против плотных пород, что связано с незначительным содержанием водорода в газе.

Различия в показаниях против коллекторов, обусловленные характе­ром насыщающего их флюида, часто не наблюдаются на диаграммах, зарегистрированных в необсаженных скважинах. Это объясняется про­никновением фильтрата промывочной жидкости в пористые и проницае­мые пласты и оттеснением ею пластовых флюидов за пределы радиуса исследования.

По диаграммам радиоактивных методов определяют глинистость (ГК) и пористость (ГГК, НК) коллекторов.

Нейтронный гамма-каротаж (НГК). При НГК измеряют интенсив­ность вторичного гамма-излучения возникающего при облучении пород нейтронами. При измерениях суммируются естественное гамма-излучение пород и гамма-излучение источника нейтронов, которое достигает детектора прямо, а также после рассеяния породами.

Искажающее влияние естественного гамма-излучения на результаты измерений НГК невелико в связи с применением в скважинном приборе источника нейтронов достаточно большой мощности. Влияние гамма-излучения источника нейтронов уменьшают с помощью экрана, устанавливаемого между источником и детектором. В результате полу­чают кривую, близкую к кривой изменения вторичного гамма-излучения вдоль ствола скважины.

Интенсивность вторичного гамма-излучения пропорциональна плот­ности тепловых нейтронов в зоне расположения детектора, т. е. в основном определяется водородосодержанием пород. На практике обычно при­меняют зонд НГК длиной 60 см. На диаграмме НГК, полученной с этим зондом, будет наблюдаться обратная зависимость между величиной интенсивности вторичного гамма-излучения и водородосодержанием (водосодержанием) пород.

Значительное влияние на показания НГК оказывает содержание в породах хлора, обладающего высокой поглощающей способностью. Поэтому в интервалах разреза с повышенным содержанием хлора (например, в пластах каменной соли) показания НГК возрастают.

При измерениях в обсаженной скважине интенсивность вторичного гамма-излучения уменьшается в результате экранирующего влияния обсадных труб. Однако относительные изменения показаний на кривой НГК, соответствующие изменению водородосодержания по разрезу, остаются практически такими же, как и в необсаженных скважинах.

Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКТ). В этом методе измеряют плотность тепловых нейтронов на заданном расстоянии от источника нейтронов. Аппаратура, применяемая при измерениях ННКТ, такая же, как других радиоактивных методов, только в качестве детектора вместо счетчиков гамма-квантов используют счетчики тепловых нейтронов. Под действием тепловых нейтронов, попавших в цилиндр этого счетчика, возникают электрические импульсы. Число импульсов в единицу времени характеризует плотность тепловых нейтронов. Для защиты счетчика от прямого воздействия нейтронов источника между ними устанавливается экран, состоящий из стали и водородосодержащего материала (пластмассы и т. п.).

Показания ННКТ в основном соответствуют показаниям НГК. На диаграммах ННКТ пористые породы отмечаются низкими показания­ми, а плотные породы с незначительным содержанием водорода — высокими. Однако при ННКТ увеличивается влияние элементов с большой поглощающей способностью, в частности хлора. В отличие от НГК показания ННКТ уменьшаются с ростом содержания хлора в породах и промывочной жидкости.

Нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННКН). В этом методе измеряют плотность медленных нейтронов. Медленными, или надтепловыми, называют нейтроны, энергия которых больше энергии тепловых нейтронов. В качестве детектора надтепловых нейтронов применяют счетчик тепловых нейтронов, окруженный слоем замедлителя и снаружи слоем кадмия. Кадмий поглощает тепловые и пропускает к счетчику только надтепловые нейтроны. Последние замедляются водородосодержащим слоем до энергии тепловых нейтронов и от­мечаются счетчиком.

Плотность надтепловых нейтронов не зависит от содержания хлора в породах и промывочной жидкости, так как для этих нейтронов сечение захвата ядер атомов хлора мало отличается от сечения захвата ядер атомов других элементов. Поэтому показания ННКН определяются главным образом замедляющими свойствами пород и, следовательно, более тесно связаны с водородосодержанием' (пористостью) пород, чем данные НГК и ННКТ.,