Радиоактивный каротаж. Гамма-гамма каротаж

В методе рассеянного гамма-излучения или гамма-гамма методе измеряется интенсивность вторичного гамма-излучения I gg, возникаю­щего при облучении породы потоком гамма-квантов. Различают плотностной ГГК-П и селективный ГГКК-С варианты метода. Для изучения разрезов нефтяных и газовых скважин используют плотностной вари­ант, в котором порода облучается потоком жестких гамма-квантов с энергией Е gg» 1 МэВ.

Регистрируемое значение рассеянного g - излучения определяется электронной плотностью породы s_е.

Электронная s_е и объемная s плотности среды, представленной оди­наковыми атомами, связаны соотношением:

s_е /s = 2 Z/M, ( 11.1)

где Z — атомный номер; М — относительная атомная масса. Поскольку для основных породообразующих минералов осадочных пород вели­чина 2Z/M близка к единице, s_е = s_п и, следовательно, регистрируемая величина I gg характеризует объемную плотность породы s_п. В отличие от других элементов для водорода отношение s_е /s= 2. В связи с этим в высокопористых породах при заполнении пор водой, нефтью и га­зом s_е отличается от s_п (табл.1)

Результат измерений при плотностном гамма-гамма-каротаже за­висит от способности среды рассеивать гамма-кванты и определяется ее плотностью.

От показаний ГГК-П можно перейти к плотности породы. Для этого следует воспользоваться зависимостью интенсивности рассеян­ного гамма-излучения от плотности породы для данной аппаратуры и данных условий измерений. Такая зависимость может быть получе­на по результатам измерений на моделях пластов различной плот­ности. Плотность породы б_п связана со средней плотностью 6 м минера­лов, составляющих эту породу, и пористостью к_а следующим соотно­шением:

Sn= (1—А_п)б_м+ А_пб_ж, (11.2)

где б_ж — плотность жидкости, заполняющей поровое пространство породы.

В осадочных породах с большим диапазоном значений пористости плотность породы в основном определяется величиной пористости: чем больше пористость, тем меньше плотность. Получив по результа­там ГГК-П плотность, можно, задавшись каким-либо значением ми­нералогической

Таблица 11.1

Минерал s * 10³ s_е * 10³ sе / s

кг/м³ кг/м³ кг/м³

Кварц 2,65 2,647 0,9988

Кальцит 2,71 2,709 0,9991

Доломит 2,85 2,844 0,9978

Ангидрит 2,95 2,949 0,9994

Гипс 2,32 2,37 1,022

Галит 2,18 2,09 0,959

Ортоклаз, микроклин 2,57 2,55 0,9916

Каолинит 2,65 2,63 1,0078

Монтмориллонит без межпакетной

воды 3,36 3,26 1,001

Монтмориллонит с массовым

содержание 3,36 3,26 1,001

воды 26 % 2,2 2,255 1,025

Плотность s и электронная плотность s_е некоторых минералов

плотности (например, для песчаников 2,65 г/см³, для карбонатных пород 2,75 г/см³),определить пористость породы.

Разделение гамма-гамма-каротажа на плотностной и селективный является в некоторой степени условным. На показаниях ГГК-П. в той или иной степени отражается и содержание в породе тяжелых элементов, а на показаниях ГГК-С — ее плотность. Это обстоятель­ство необходимо учитывать при интерпретации данных гамма-гамма-каротажа. Наилучшие результаты дает совместное рассмотрение данных обеих модификаций гамма-гамма-каротажа.

Скважинные приборы снабжены прижимным устройством и специальными экранами. Система пружинных рессор или шарнирно соединительных рычагов прижимает прибор стороной, на которой расположены источник и индикатор, к стенке скважины; с противоположной стороны в приборе помещены экраны, защищающие индикатор от гамма-излучения, рассеянного буровым раствором. Применяются также экраны с каналами (коллиматоры), направляющими рассеянное породой излучение на индикатор.

Измеряемое при плотностном гамма-гамма-каротаже {ГГКП) рассеянное гамма-излучение определяется в основном электронной плотностью среды. Для элементов, составляющих горные породы, число электронов в единице объема пропорционально плотности среды s и, следовательно, показания ГГКП отражают плотность пород и мало зависят от их состава. Объемная плотность породы с пористостью k_пи известными плотностями скелета s_ск и жидко­сти s_ж, насыщающей поровое пространство.

k_п = (s_ск - s) / (s_ск - s_ж) (11.3)

Величину s_ж обычно принимают равной плотности фильтрата глинистого раствора или (если есть основание считать, что глубина проникновения не более 3 – 5 см) пластового флюида. При температуре пласта выше 100-150^оС следует ввести температурную поправку по формуле

s_{ф о}

s_{ф = --------} , (11.4)

ν

s_{ф о} – плотность флюида при атмосферных условиях;

ν = V / V_о- поправки за рост объёма жидкости при увеличении температуры, определяемая для воды по рис.11.1, (V_о жидкрсти при атмосферных условиях)

Зависимость удельного объёма воды ν от температуры t и давления p. Шифр кривых – р в кгс/см²

Теоретические кривые интенсивности излучения против пластов ограни­ченной толщины для всех методов радиометрии практически симмет­ричны относительно середины пласта, если подстилающие и покрываю­щие породы обладают одинаковыми свойствами. При регистрации диаграмм интенсивности излучения Iγγ в скважинах наблюдаются иска­жения теоретических форм кривых в пластах ограниченной толщины за счет инерционности измерительного канала.

В связи с этим на форму кривой интенсивности Iγγ против тонкого пласта влияют скорость регистрации диаграммы uи постоянная времени интегрирующей ячейки t,включенной на выходе измерительного канала. Для учета влияния этих факторов на амплитуду аномалии и форму кри­вой используются расчетные зависимости n ¹ = DI / DI_¥ = f (h, u,t) (рис.11.2).

Здесь DI_¥ = I_¥ -I _вм — амплитуда, полученная при неогра­ниченной толщине пласта, либо при бесконечно малой скорости пере­мещения скважинного снаряда; DI = I - I _вм — регистрируемая ампли­туда.

С удовлетворительной для практики точностью определяют границы пластов по данным радиометрии по точкам, соответствующим началу подъема и началу спада кривой против пласта повышенной интенсивнос­ти излучения

Кривые зависимостей n ¹ = f(h). Шифр кривыхut

Примерная форма аномалии на диаграмме ГМ против пласта повы­шенной радиоактивности: ut = 4800, м/ч -с;1 — глина (пласт повышенной радиоактивности); 2 — известняк (пласты пониженной радио­активности)

Для исследования необсаженных нефтяных и газовых скважин применяются двухзондовые приборы с автоматической обработкой измерений. Использование двух зондов размерами 15 – 40 см с прижимным устройством позволяет практически полностью исключить влияние скважины, как среды, сильно отличающейся от изучаемых пород по плотности. Такое устройство прибора не снимает влияние промежуточного слоя низкой плотности – глинистой корки, которое на зондах, больших 10см, приводит к увеличению рассеянного γ-излучения. Наличие в приборе двух зондов исключает этот эффект.

Двухзондовые приборы обеспечивают получение диаграмм плотности в автоматическом режиме. Во всех алгоритмах, специфичных для каждого прибора, исходными данными являются показания двух зондов I_М и I_Б, результаты калибровки каналов и измерения в эталонных средах I_МЭ и I_БЭ. Основой алгоритма получения диаграммы плотности является выражение

F(σ) = K₁(I_Б / I_М) – K₂I_М, (11.5)

Где К₁ = I_МЭ / I_БЭ, а К₂ = 0,6 / I_МЭ. F(σ) нелинейно зависит от плотности

Зависимость F = ƒ(σ) для аппаратуры РГП-2

Для аппаратуры РГП-1 палетка для определения плотности имеет иной вид. Эта палетка является обобщённой, т.е. получена путём усреднения данных для песчаников и известняков

Палетка для определения объёмной плотности по относительным показаниям большого и малого зондов ГГК (А,А¹ – линии нулевой толщины глинистой корки при диаметре скважины соответственно 190 и 245мм, шифр кривых – σ в г/ см³.