Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Інтерпретація результатів ГК
Схема інтерпретації діаграм гамма-каротажу включає наступні етапи.
а) Границі пластів-колекторів за даними ГК проводяться наступним чином: підошва пласта проходить в точці різкого спаду кривої, а покрівля – різкого підйому.
б) Виміряна інтенсивність приводиться до умовної необмеженої товщини пласта за допомогою поправки ν. Тоді:
, (9.1)
де Івм – інтенсивність гамма-випромінювання нижче лежачих вміщуючи порід, ν - швидкість реєстрації діаграми ГК .
Дана поправка вноситься тільки при інтерпретації глинистих пластів.
в) Отримана інтенсивність І приводиться до стандартних свердловиних умов Іст за допомогою поправки η. Поправка ηγ вводиться в покази без фону за формулою:
. (9.2)
У результаті введення всіх поправок будуть отриманні
покази Іст, які приведенні до стандартних свердловинних умов при dс=dп. Це означає, що покази ГК корегуються тільки навпроти тих пластів, в яких є відхилення діаметра свердловини від номінального, тобто утворились каверни або глиниста кірка.
Отримана інтенсивність відноситься до інтенсивності, яка спостерігалась б в нескінченому об’ємі глинистого розчину (Іст-Іф)/(Ір-Іф). Для цього необхідно знати Ір, яка отримується в результаті вимірювань у великій ємності з глинистим розчином або шляхом розрахунку Ір=Сqp якщо визначена qp, або за даними вимірів у каверні, яку утворила порода низької активності.
За величиною відносної інтенсивності та відповідної номограми дійсне значення n=qп/qp, тоді при відповідному значенню qp розраховують qп.
г) Наступний етап обробки полягає у визначенні подвійного різницевого параметра:
, (9.3)
де Іоп1 та Іоп2 – опорні пласти, що відповідають пластам чистих глин та чистих пісковиків.
д) Кінцевим етапом обробки є використання імперичних зв’язків Іγ=f(Кгл) або Іγ=f(Сгл)
Інтерпретація даних НГК
Основні етапи інтерпретації діаграм, які отримані за допомогою зондів НГК-60 та НГК-50.
А) Залежність показів Іnγ і Ннм від водневого індексу середовища
Покази In на діаграмі НГК і Inn на діаграмі НК-Т у розрізах нафтових і газових свердловин визначаються, в основному, об’ємним вмістом водню СH у породах. Як еталонне середовище із СH=1 прийнято брати дистильовану воду при атмосферних умовах (р=0.1 МПа, t=20°С). Вміст водню в інших середовищах, зокрема, у гірських породах, характеризують водневим індексом і позначають або ВІ. Величину водневого індексу можна розглядати як обємний водневий вміст або обємну вологість середовища : Покази приладу НГК або НКТ в еталоні приймають за 1 познаяається як умовна одиниця.Покази приладу НГК In або НК-Т Inn в еталонному середовищі приймаються за одиницю і позначаються як “умовна одиниця”. Всі гірські породи, які досліджуються нейтронними методами мають <1. Основою кількісної інтерпретації діаграм НГК, НК-Т є залежності показів In, Inn, які виражені в умовних одиницях, від величини . Для побудови залежностей використовують відношення In=In/In ет, Inn=Inn/Inn ет, де: In, In ет – швидкості рахунку досліджуваного та еталонного середовищ при НГК; Inn, Inn.ет – те ж саме при НК-Т Дані залежності отримані на природних моделях для стандартних умов.
Розглянемо послідовність процедури к-ої інтерпретації діаграм НГК і НКТ, які отрим.за допомогою відповідних однозондових приладів:
1)Визначення границь пластів. Зняття показів
Границі пластів з аномальними показами відносно вміщуючи порід Інз, Інн (макс. або мін) визн.,за правилом, яке викор.при інтерпретації діаграм ГК
Покази НГК,НКТ, так само, як і покази ГК знімають
а)у потужності пласта з hV/1200, знаходячи сер.значення І у межех частини пласта за винятком зони з товщиною hV/1200,
б) у пластах де 1hV/1200 за макс. або мін. аномалії
2) Врахування впливу інерційності радіоц. або привед. показів до умов пласта не обмеж.товщини
Викон.так само. як і при інтерпретації діаграм ІК для пластів з hV/1200. Виправлене значення І∞ розраховують за ф-ю
І∞= І – Івм/ + Івм = - Івм
де І, Івм – інтенсивності, які реєстр. навпроти пласта, – навпроти коефіц( завжди ) який визн., а палеткою для заданих h,І,V
3)Врахув. впливу дану природ.радіоактивністі.Викон тільки при інтерпрет.діаграм НГК і розрах:
Ін = Ін – k І
Де Інr, Іr зареєстровані покази НГК та ГК, що виправлені за вплив радіації радіометра.
k- відношення ефективного рахунку в каналах НГК і ГК
4) Врахування технічних умов впливу вимірювання ( r, Cr, dc, Hгк, Р,t ) виконується наступним шляхом:
Кпн= Кпн*+ Кп
де Кпн*- уявна нейтральна пористість, яка знайдена за графіком.
Кп- сумарна виправлена, що враховує вплив технічних умов:
Кп=Кпс+Кпd+Кпt+Кпp
які знаходяться за спеціальними палетками або монограмами.
Отримаре значення Кпн відповідає шуканому параметру Кпзаг. тільки в розрізі, в розрізі який представлений чистими вапняками. У всіх інших випадках значення Кпн необхідно вводити поправку за літологію.
5)Врахування впливу літології.
Кпзаг= Кпн+Кпі
Де Кпі- поправка яка враховує вплив літологічного фактора. На практиці врахування найважливіших факторів проводиться окремо.
6) врахування вмісту елементів за аномальними нейтр. властивостями.
Найбільш розповсюдженими елементами з аномальними нейтр. властивостями, які є присутні у розрізах н і г родовищ є бор і залізо,
Б) Використовубчи відносний параметр IH i IHH при визначенні Кпн, Кпзаг за результатами НК.
Розглянута схема інтерпретації діаграм використовується в тих випадках коли діаграми отримані з дотримуванням правил еталування і калібрування радіометра апаратури
Після пунктів 1,2,3, проводять наступні операції: найчастіше використовують опорні пласти, у яких покази НК max і min.
Max значення інтенсивності характерні для пластів щільного вапняку з Кп=1,2%, а також ангідриту Кп1%.
Значення min характерні для пластів розмитих глин
Бажано щоб з max і min були неординарні в досліджених інтервалах розрізу і присутні у різних його ділянках, та дозволяли б провести на діаграмах НК лінії стійких заначень, які рівнобіжні осі глибин.
На діаграмах НКТ дані лінії проводять відповідно до показів у щільних пластах і розмитих глинах.
На діаграмах НКТ за показами в цих же пластах але виптавлені за вплив ом -фону. Замість шкали інтенсив. в умовн. один. складають шкалу відносного параметра н або нн.(подв. різниці параметрів)
IH=IHx-IHmin/IHmax-IHmin
IHH=IHHX-IHHmin/IHHmax-IHHmin
де IHx ; IHHX відповідно покази НГК(без впливу -фону); і НКТ навпроти пласта, що досліджується.
Подв. різниці параметрів змінюється від 0 розмитих глинах, до 1 в щільних породах. Шляхом статистичних побудов будуються графіки залежностей.
IH=f(Kпн) IHH= f(Kпн)
Інтерпретація даних гама-гама-густинного каротажу
В методі розсіюваного гама-випромінювання випромін. Інтенсивність гама-випромін. з індексом - , яке виникає при опроміненні породи потоком гама-квантів.
Розрізняють густинний ГГК і селективний ГГК-С методи. Для вивчення розрізів нафтових і газових свердловин використовують ГГК-Г,в якому порода опромінюється потоком твердих гама-квантів з енергією Е =1МеВ.
У цьому випадку значення І , що реєструється, визначається електронною густиною породи Е .
При розмірі зонда L >10см ( в практиці використовують L =15-40см) величина росте з пониженням електронної густини Е і зменшенням товщини проміжного пласта із пониженою густиною , що відокремлює прилад від стінки свердловини. При реєстрації приладом із притискним пристроєм проміжним пластом є глиниста кірка.
Електронна Е та об’ємна П густини середовища , представлені однаковими атомами пов’язаними наступним співвідношенням:
Е=(2Z/M)*
Де Z – атомний номер; М – відносна атомна маса. Оскільки для основних породоутворюючих мінералів осадових порід величина 2Z/М близька до 1.
ЕП
І отже величина І , що реєструється, характеризує об’ємну густину породи П . Для водню відношення Е/ =2, у зв’язку з чим у високо пористих породах при заповненні пор водою Е відрізняється від Е.
Для перевірки калібрування в свердловині використовують тов. покази ГГК навпроти пластів з відомою густиною, як еталонні середовища і опорні пласти в свердловині використовують матеріали та породи, густини яких приведені в свердловині 1.
У ній поряд з об’ємною приведена еквівалентна густина середовища, яка враховує відмінність п від е. +++++
Інтерпритація даних імпульсного ННК
Імпульсні нейтрони Використовують в основному для визначення нейтроно-поглинаючої активності г.п., яка залежить від наявності в породі аномально високим січенням поглинаючих теплових нейтронів і дозволяє виявити пласти, які збагачені такими елементами, а в спринятливих умовах визначити вміст вказаного елементу. У розрізі основні породи н і г родовищ до елементів які присутні в значній мірі головним чином відноситься хлор
ІНК базується на опромінені г.п. нейтронами від імпульсного джерела швидких нейтронів або гама-квантіврадіатійного захоплення через деякий час після спрацьованого джерела –т.з. часом затривки t*(0.2-2лк)
2-зондові модифікації ІНК дозволяє визначити водневий зміст г.п. іНК сприятливий і для визначення в розрізі свердловини хлорид них солей, а також суліфатів, які завдяки підвищеню перетину поглинаючих нейтронів сіркою мають ввідносно високу поглинаючу активність.
Відновлення розрізняють 2 модифікаціями:
Швидкі нейтрони, що випускають джерело протягом короткого часу сповільнює в навколишнім середовищі за деякий час (10⁻ -10⁻²) і далі поступово поглинають атоми середовища.
В однородному середовищі кількість нейтронів в часі зменшуються за експозиційним законом :
₀ * e-Аt* =N0*e-t/
Де N – константа пропорційна потужності джерела; А- нейтроно поглинаюча активність середовища
Τ=1 /А – середній час життя теплового нейтронного середовища
А = V * *i
Де V – швидкість теплових нейтронів ( 2200 м/секунду) при Т = 20
i– перетин поглинаючих нейтронів атома і-того елементу
n - консентрація атомів і-того елементу.
У неоднорідному середовищі закон зміни кількості нейтронів складніший, проте якщо нейтроно-поглинаюча здатність джерела нижча, ніж в свердловині середовища, то щільність нейтронів в свердловині поглинається з однаковим часом (перевищює 0,7-1 м/сек) також зменшується за екпонаційним законом при чому часовий декремент більша до нейтроно-поглинаючої здатності пласта , Ар.
Відмінність = - Ар залежності від нейтроно-поглинаючої властивості пласта, dсвр та її заповнення, а також від де яких особливостей приладу ( від довжини зонда). Побудування залежності для визначення для різних зондів. Найчастіше приймаєтьс язначення 0,3-0,5мс-1.
Збільшення довжини зонда приводить до зменшення і Поправки для ІНГК дещо менші.
Слабкіший вплив свердловини характери заповнення та розміщення приладу в свердловині є перевагою ІНГК перед ІННК. Недоліком є наявність фону гамма випромінювання від природно-радіоктивності порід, що ускладнюється проведення вимірювання при великих t*.
Радіус зони дослідження ІНК за нейтроно-поглинаючию властивістю середовища росте і зростанням часу витримки, і при часах затримки – складається 20-30 см, в залежності від властивості пласта, тому дійсну нейтрону активність можна визначити тільки за відсутністю зони проникнення фільтра в пласт, тобто зазвичай в обсаджені свердловині після розформування зони. В даному випадку р-ти ІННК може бути використано для визначення коефіцієнта н/г насичення.
У необсаджені свердловині дійсне значення нейтроно-поглинаючигї активності може бути отримане тільки в пластах без проникнення. У колекторах за наявності зони проникнення зареєстровані значення ІННК характеризують нейтроно-поглинаючі зони проникнення.
Зіставлення значень А визначене за даними ІНК в не обсаджені свердловині із з наченням пористості пластів за іншими даними дозволяється визначати нейтроно-поглинаючіи активності заповнення пластів, в ближній зоні пласта і за нею стверджувати про наявність або відсутність проникнення фільтрату, тобто виділяти колектор.
Нейтроно-поглинаючи активність пласта є середнім від нейтроно-поглинаючи активність окремих фаз породи.
Аn =Ack (1-Kп)+ (Ар*Кп)
Де Ack, Ар – відносяться до нейтроно-поглинаючи активність скелету і рідини:
Ар = Ав * Кв + Кн + Аr*Kr
Для глинистої породи Ап = Аск * (1- Кп – Кгл) +(Агл* Кгл) + (Ар *Кп)
Вплив густини на щільність нейтронів при задоному часі затримки – великі, щільність нейтронів збільшується при збільшені dсвр.
Віддалення приладу від стінки свердловині, а також при збільшені нейтроної активності рідини, яка заповнюється.
Вплив свердловинина щільність гамма випромінювання радіаційне захоплення менше, вплив свердловини декретним затуханням часу визначаєтьс я за вимірами головних і більше часових каналів порівненно не великих, якщо рідина в породі більш поглинаюча ніж пласт, тому необхідно вводити поправки за вплив свердловини, використовувати спеціальні палетки.
За показником ІНК, І1 і І2 при різних затримання часу визначається , яке відповідає уявному значенню нейтроно-поглинаючи активність пласта.
= ln I1 –Ln I2 / t2* -t1*
Якщо виміри проводяться великою кількістю каналів доцільно побудованих залежність ln I від t* в напівлогарифмічному масштабі.
За сукупність точок на границі відповідних каналів за різноманітністю t* проводиться середня лінія , при t* 0,7 1 мкс може бути апроксимована прямою лінією нахил цієї кривої становлюється середній час життя теплових нейтронів, який протилежний декременту = -1
Визначення Ан і Кн при відомих Асс, Агл, Кп, Кгл проводиться за спеціальною монограмою.
Визначення Ан і Кг в пластах з 3-х фазним насичення за коничним . значень питомого електричного опору нейтроно-поглинаючи активність скелету води,газу, нафти в пластових умовах.
За значеням визначення Кв, по залежності Ап –велеке Ар,а потім розвивається із відносно Кн і Кг систему рівнянь:
Ар = Ав*Кв + Ан*Кн +Аг*Кг
Кв + Кн +Кг = 1
Для підвищення точності визначення Кн і Кг необхідно знати коефіциент зміщуваності пластової води і фільтрату в зоні проникненя з метою визначення мінерала зв’язаної води вказані зоні.
Розділення водо насиченості пласта за даними ІННК базується на хлор вмисності
Кн визначає задовільно тільки при достатній мінералізації води – 50 г/п в пластово високій пористості 25-30 і 100 г/п – в пластово середній пористості (10-15)
Якісне розділення водо- і нафто насиченості пласта можливе при мінералізації, яка в 2 раза відносно вказуємої величини. При розділені водо – і газонасиченості пласти впливають С вод зниження по мірі зменьшенння Рпл.
Якісно визначити Кн і Кr вдається тільки при достатньо точному значені нейтроно-поглинаючи активність скелету глинистих компонентів, ії об’ємного вмісту.