/
Text
Д. И. ДЬЯКО1 ЮВ,
Г. И. JIEOIГГЬЕВ,
Г. С. КУЗНЕЦОВ
ОБЩИЙ
НУРС
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ
СНВАЖИН
ИЗДАНИЕ ВТОРОЕ, ПЕРЕРАБОТАННОЕ
Допущено Министерством высшего и среднего
специального образования СССР в качестве учебника
для студентов вузов, обучающихся по специальности
«Геофизические методы поисков и разведки
месторождений полезных ископаемых»
МОСКВА, «НЕДРА», 1984
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Основная
1. Вендельштейн Б. Ю. Исследование разрезов скважин методом потен-
циалов СП. М., Недра, 1966.
2. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика.
М., Недра, 1983.
3. Гречухин В. В. Геофизические методы исследования угольных сква-
жин. Изд. 2-е. М., Недра, 1970.
4. Дахнов В. И. Электрические и магнитные методы исследования сква-
жин. М., Недра, 1980.
5. Дьяконов Д. И., Леонтьев Е. И., Кузнецов Г. С. Общий курс геофи-
зических исследований скважин. М., Недра, 1977.
6. Кобранова В. И. Физические свойства горных пород. М., Гостоптех-
издат, 1962.
7. Ларионов В. В. Радиометрия скважин. М., Недра, 1969.
8. Померанц Л. И., Чукин В. Т. Аппаратура и оборудование для геофи-
зических методов исследования скважин. М., Недра, 1978.
Дополнительная
9. Варварин Г. Б., Филиппов Е. М. Плотностной гамма-гамма-метод
в геофизике. Новосибирск, изд. СО АН СССР, 1972.
10. Гулин Ю. А. Гамма-гамма-метод исследования нефтяных скважин. М.,
Недра, 1975.
11. Даев Д. С. Высокочастотные методы исследования скважин. М.,
Недра, 1974.
12. Дьяконов Д. И. Геотермия в нефтяной геологии. М., Гостоптехиздат,
1958.
13. Единые правила безопасности при взрывных работах. М., Недра, 1972.
14. Ивакин Б. И., Кару с Е. В., Кузнецов О. Л. Акустический метод ис-
следования скважин. М., Недра, 1978.
15. Комаров С. Г. Геофизические методы исследования скважин. Изд. 2-е.
М, Недра, 1973.
16. Ларионов В. В., Резванов Р. А. Ядерная геофизика и радиометриче-
ская разведка. М., Недра, 1976.
17. Латыиюва М. Г., Венделыитейн Б. Ю., Тузов В. П. Обработка и ин-
терпретация материалов геофизических исследований скважин. Учебник для
техникумов. М., Недра, 1975.
18. Мейер В. А., Ваганов П. А. Основы ядерной геофизики. Учебное по-
собие. Л., изд-во ЛГУ, 1978.
19. Скважинная рудная геофизика. Л., Недра, 1971.
20. Скважинная ядерная геофизика. Справочник геофизика. М., Недра,
1978.
21. Сохранов Н. Н. Машинные методы обработки и интерпретации ре-
зультатов геофизических исследований скважин. М., Недра, 1973.
22. Юровский Ю. М. Разрешающая способность газового каротажа. М.,
Недра, 1970.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие ......................................................... 3
Введение .......................................................... 4
Часть первая. Геофизические методы изучения разрезов скважин . 10
Глава I. Принципы получения информации при геофизических исследова-
ниях скважин.........................................................10
§ 1. Характеристика объекта исследования.....................10
§ 2. Основы телеметрии скважин............................ 13
Глава II. Теоретические основы электрических и магнитных методов ис-
следования скважин . . . ........................................... 16
§ 3. Уравнения электромагнитного поля........................17
§ 4. Классификация электрических методов исследования сква-
жин ....................................•....................20
Глава III. Методы потенциалов собственной поляризации горных пород 21
§ 5. Физические основы методов потенциалов собственной по-
ляризации ...................................................21
§ 6. Применение методов потенциалов собственной поляризации
горных пород в нефтяных и газовых скважинах..................28
§ 7. Применение методов потенциалов собственной поляризации
горных пород в рудных и угольных скважинах...................34
Глава IV. Методы кажущегося сопротивления............................38
§ 8. Физические основы методов кажущегося сопротивления . . 38
§ 9. Метод обычных зондов кажущегося сопротивления ... 44
§ 10. Боковое электрическое зондирование . . ................54
§ 11. Методы специальных зондов кажущегося сопротивления . 60
§ 12. Микрозондирование, пластовая паклонометрия.............60
§ 13. Резистивиметрия .......................................67
§ 14. Методы скважинной электроразведки на постоянном (ква-
зипостояшюм) токе............................................70
Глава V. Методы сопротивления заземления, регистрации тока и потен-
циалов вызванной поляризации ................................... 73
§ 15. Физические основы методов сопротивления заземления и
регистрации тока.............................................73
§ 16. Методы сопротивления заземления без автоматической фо-
кусировки тока.............................................. 75
§ 17. Метод сопротивления экранированного заземления с авто-
матической фокусировкой тока.................................76
§ 18. Метод микрозондов сопротивления экранированного зазем-
ления с автоматической фокусировкой тока.....................88
§ 19. Дивергентный метод.....................................91
§ 20. Метод сопротивления экранированного заземления с при-
менением аксиально фокусированных зондов.....................92
§ 21. Методы регистрации тока................................93
§ 22. Методы потенциалов вызванной поляризации горных пород 96 :
§ 23. Метод поляризационных кривых...........................100 '
Глава VI. Индукционные методы.................................... 102
§ 24. Физические основы индукционных методов................102
§ 25. Обычный низкочастотный индукционный метод с продоль-
ным датчиком............................................. .111
429
§ 26. Другие низкочастотные индукционные методы ..... 122
§ 27. Высокочастотные индукционные методы....................125
Глава VII. Диэлектрические методы и метод радиоволнового просвечива-
ния .............................................................. 131
§ 28. Физические основы диэлектрических методов и метода ра-
диоволнового просвечивания...................................131
§ 29. Диэлектрический индукционный метод '...................132
§ 30. Волновой диэлектрический метод.........................137
§ 31. Метод радиоволнового просвечивания.....................139
Глава VIII. Методы магнитного поля..................................140
§ 32. Физические основы методов магнитного поля..............140
§ 33. Метод естественного магнитного поля.................. 141
§ 34. Метод магнитной восприимчивости ......................143
§ 35. Ядерно-магнитный метод..................................148 .
Глава IX. Теоретические основы радиоактивных методов исследования
скважин...................................................• -155
§ 36. Радиоактивность................................. ёх.х • 155
§ 37. Взаимодействие гамма-квантов с веществом..............X 159
§ 38. Взаимодействие нейтронов с веществом..................\164
§ 39. Классификация радиоактивных методов...................172
Глава X. Методы естественной гамма-активности горных пород .... 174^
§ 40. Физические основы методов естественного радиоактивного
поля . . : . . . .......................................... 174
§ 41Г Гамма-метод...........................................176
§ 42; .Грлектральный гамма-метод.............................193
Глава XI. Методы рассеянного гамма-излучения........................195
-X § 43. Физические основы методов рассеянного гамма-излучения 195
х § 44. Плотностной гамма-гамма-метод..........................197
§ 45. Импульсный гамма-гамма-метод...........................201
§ 46* Гамма-гамма-метод по мягкой компоненте.................202
§ 47к£елективный гамма-гамма-метод...........................204
§ 48; Рентгенорадиоактивный -метод...........................206
§ 49. Гамма-нейтронный метод.................................208
50. Метод индикации радиоактивными изотопами.............210
Глава^ХП. Методы стационарного нейтронного поля.....................214
§ 51. Метод плотности надтепловых нейтронов.................214
§ 52. Метод плотности тепловых нейтронов....................222
§ 53. Нейтронный гамма-метод................................227
§ 54. Спектрометрический нейтронный гамма-метод..............233
§ 55. Метод наведенной активности............................235
§ 56. Метод индикации элементами с аномальными нейтронны-
ми свойствами................................................239
Глава XIII. Методы импульсного нейтронного поля.....................240
§ 57. Физические основы импульсных нейтронных методов . . 240
§ 58. Импульсный нёйтрон-нейтронный метод по тепловым ней-
тронам . : . :...............................................242
§ 59. Импульсный нейтронный гамма-метод радиационного за-
хвата.. .....................................................248
§ 60. Другие импульсные нейтронные методы....................249
§ 61. Искажения диаграмм радиоактивных методов...............252
Глава XIV. Термометрические методы..................................253
§ 62. Физические основы термометрических методов.............253
§ 63. Метод естественного теплового поля Земли (геотермия) . 255
§ 64. Метод искусственного теплового поля . . ...... 264
Глава XV. Акустические методы...................................... 265
430
§ 65. Физические основы акустических методов..................265
§ 66. Ультразвуковой метод....................................268
§ 67. Низкочастотный широкополосный акустический метод . . 278
§ 68. Метод акустического телевидения..................'. . 280
§ 69. Сейсмометрия скважин . . . .............................282
Глава XVI. Геохимические и комплексные геофизические исследования
скважин в процессе бурения . ......................................287
§ 70. Газометрия скважин в процессе бурения...................287
§ 71. Газометрия скважин после бурения........................297
§ 72. Люминесцентно-битуминологический метод и метод избира-
тельных электродов............................................300
§ 73. Комплексные геофизические исследования скважин в про-
цессе бурения...............................................302
Часть вторая. Изучение технического состояния скважин и контроль
разработки нефтяных и газовых месторождений. Про-
стрелочно-взрывные работы.....................................312
Глава XVII. Методы изучения технического состояния скважин . . . .312
§ 74. Инклинометрия......................................312
§ 75. Кавернометрия и профилеметрия......................318
§ 76. Контроль цементирования скважин....................324
§ 77. Притокометрия......................................340
§ 78. Определение характеристик и дефектов обсадных колонн 342
Глава XVIII. Методы контроля разработки месторождений нефти и газа 346
§ 79. Исследование процесса вытеснения нефти и газа при за-
воднении пластов..............................................347
§ 80. Изучение эксплуатационных характеристик пластов . . . 355
§ 81. Определение состава флюидов в стволе скважины . . . 364
§ 82. Изучение технического состояния эксплуатационных и на-
гнетательных скважин..................................... 368
Глава XIX. Прострелочиые и взрывные работы в скважинах...............371
§ 83. Перфорация...........................................372
§ 84. Торпедирование.......................................375
§ 85. Другие виды взрывных работ......................377
§ 86. Отбор образцов пород, проб пластовых флюидов и испы-
тание пластов............................................ 379
Часть третья. Геофизическая аппаратура и оборудование. Проведе-
ние исследований в скважинах......................................383
Глава XX. Аппаратура и оборудование............................... 383
§ 87. Лаборатории..........................................383
§ 88. Скважинные приборы...................................389
§ 89. Подъемники...........................................393
§ 90. Блок-балансы.........................................394
§ 91. Кабели...............................................395
Глава XXI. Проведение исследований в скважинах.......................397
§ 92. Подготовительные работы на базе и на буровой .... 397
§ 93. Спуск — подъем приборов и кабеля.....................397
§ 94. Регистрация диаграмм.................................. 399
Часть четвертая. Комплексные геофизические исследования сква-
жин и использование ЭВМ при интерпретации
геофизических данных...............................................401
Глава XXII. Комплексы геофизических исследований скважин .... 401
§ 95. Роль комплексных геофизических исследований разрезов
скважин....................................................401
431
§ 96. Оптимальные, типовые и обязательные комплексы геофизи-
ческих исследований скважин................................403
Глава XXIII. Автоматизация процессов обработки и интерпретации ре-
зультатов геофизических исследований скважин .... 407
§ 97. Принципы автоматизации сбора геофизической информации 408
§ 98. Принципы автоматизированной • системы обработки и ин-
терпретации результатов геофизических исследований сква-
жин .................................409
Часть пятая. Организация, планирование, охрана труда и окружаю-
щей среды при геофизических работах в скважинах . 414
Глава XXIV. Организация и планирование геофизических работ .... 414
§ 99. Особенности производства геофизических работ в скважи-
нах . : : : ..........................................414
§ 100. Организация геофизических работ в скважинах и поря-
док их проведения....................................... 415
§ 101. Планирование геофизических работ в скважинах . . . 417
Глава XXV. Охрана труда и окружающей среды.........................417
§ 102. Основные правила техники безопасности при ведении гео-
физических работ в скважинах..............................418
§ 103. Работы электрическими методами . . . ...............420
§ 104. Работы радиоактивными методами..................: : 421
§ 105. Простреленные и взрывные работы.....................424
§ 106. Промышленная санитария и противопожарные мероприя-
тия . : : :............................................. . 425
§ 107. Охрана окружающей природной среды...................426
Список литературы...........................................: : . 428
ДМИТРИЙ ИВАНОВИЧ дьяконов,
ЕВГЕНИЙ ИВАНОВИЧ ЛЕОНТЬЕВ,
ГРИГОРИЙ СТЕПАНОВИЧ КУЗНЕЦОВ
ОБЩИЙ КУРС ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
Редактор издательства В. Н. Никитина
Переплет художника IO. Г. Асафова
Художественный редактор В. В. Шутько
Технический редактор Н. С. Гришанова
Корректор К- С. Торопцева
ИБ № 5093
Сдано в набор 29.09.83. Подписано в печать 10.01.84. Т-01915. Формат 60Х90’Лв. Бумага
книжно-журнальная. Гарнитура «Литературная». Печать высокая. Усл.-печ. л. 27,0. Усл.
кр.-отт. 27,0. Уч.-изд. л. 29,05. Тираж 8100 экз. Заказ № 1956/9159—3. Цена 1 р. 40 к.
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633, Москва, К-12,
Третьяковский проезд, 1/19
Ленинградская типография № 4 ордена Трудового Красного Знамени Ленинградского
объединения «Техническая книга» им. Евгении Соколовой Союзполиграфпрома при Го-
сударственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
191126, Ленинград, Социалистическая ул., 14.
УДК 550.83(075)
Дьяконов Д. И., Леонтьев Е. И., Кузнецов Г. С. Общий курс
геофизических исследований скважин.— Учебник для вузов. Изд.
2-е, перераб.— М.: Недра, 1984.— 432 с.
Рассмотрены основы геофизических методов исследований
скважин при поисках, разведке и разработке месторождений неф-
ти, газа, угля, руд и нерудного минерального сырья, принципы
измерения физических полей в скважинных условиях, аппаратура
и оборудование, интерпретация результатов исследований, охрана
окружающей среды. Во втором издании (первое издание —
1977 г.) переработаны с учетом новейших данных разделы, ка-
сающиеся методов исследования, способов получения, обработки
и интерпретации материалов, аппаратуры и оборудования.
Для студентов вузов, обучающихся по специальности «Гео-
физические методы поисков и разведки месторождений полезных
ископаемых».
Табл. 7, ил. 196, список лит.— 22 назв.
I
I
Рецензенты: Кафедра геофизики Ивано-Франковского
института нефти и газа, инж. А. А. Мухер (Миннефтепром).
1904050000—086
А 043(01)—84
© Издательство «Недра», 1984
Предисловие
В последние годы разработаны новые методы геофизических
исследований скважин (ГИС), сконструирована геофизическая
аппаратура (как скважинная, так и наземная), позволяющая
одновременно регистрировать несколько параметров комплекс-
ными и комбинированными приборами, производить обработку
и интерпретацию геофизической информации с помощью ЭВМ.
Некоторые виды геофизической аппаратуры, оборудования и
скважинных аппаратов сняты с производства и заменены но-
выми. В связи с этим назрела необходимость переиздания дан-
ного учебника.
Методы ГИС в учебнике изложены в строгой последова-
тельности в зависимости от рода физического или физико-хими-
ческого поля (электромагнитного, ядерного, теплового, акусти-
ческого и др.), природы его возникновения (естественное, ис-
кусственное), характера изменения во времени (постоянное,
квазипостоянное, переменное), вида взаимодействующих частиц
(гамма-кванты, нейтроны, электроны).
Во второе издание учебника включен новый материал, ка-
сающийся комплексирования методов ГИС, использования ЭВМ
при обработке и интерпретации геофизических данных и дан-
ных методов скважинной электроразведки, применения широ-
кополосного акустического метода, метода акустического теле-
видения и пьезоэлектрического метода. Существенно перерабо-
тан раздел «Аппаратура и оборудование» с учетом последних
аппаратурных разработок, изменен порядок изложения мате-
риала в главах по радиометрии скважин и методам контроля
разработки месторождений нефти и газа.
В учебнике «Введение», главы XIV, XXI, XXIV написаны
Д. И. Дьяконовым; «Предисловие», главы I—VIII (без § 35),
XVII—XX — Е. И. Леонтьевым, § 35 главы VIII, главы IX —
XIII, XV, XVI, XXII, XXIII, XXV, «Заключение» —Г. С. Кузне-
цовым.
Авторы выражают благодарность А. К. Маловичко.,
А. К. Аузину и В. Д. Шароварину за критические замечания и
пожелания, сделанные при подготовке второго издания учеб-
ника.
Предложения по улучшению содержания учебника авторы
просят направлять в адрес кафедры геофизических методов по-
исков и разведки месторождений полезных ископаемых Тюмен-
ского индустриального института имени Ленинского комсомола
(625036 Тюмень, Володарского, 38), а также в издательство
«Недра» (103633, Москва, Третьяковский проезд, 1/19).
1* 3
Введение
Геофизические методы исследования скважин — один из разде-
лов прикладной геофизики. Они применяются для решения гео-
логических и технических задач, связанных с поисками, развед-
кой и разработкой месторождений полезных ископаемых,
а также с изучением гидрогеологических и других особенностей
исследуемых районов.
Наиболее широкое применение геофизические методы полу-
чили при изучении нефтяных и газовых скважин в процессе их
бурения, опробования и эксплуатации.
Исследование скважин геофизическими методами прово-
дится в четырех основных направлениях: 1) изучение геологиче-
ских разрезов скважин; 2) изучение технического состояния
скважин; 3) контроль разработки месторождений нефти и газа;
4) проведение прострелочно-взрывных и других работ в сква-
жинах геофизической службой.
Изучение геологических разрезов сква-
жин—-наиболее важное направление. При этом используются
электрические, магнитные, радиоактивные, термические, акусти-
ческие, механические, геохимические и другие методы. Приме-
нение их основано на изучении физических естественных и ис-
кусственных полей различной природы. Интенсивность того
или иного поля определяется разными факторами, в первую
очередь физическими свойствами горных пород — электриче-
ским удельным сопротивлением, диэлектрической и магнитной
проницаемостью, электрохимической активностью, радиоактив-
ностью и т. д.
При геофизических исследованиях скважин регистрируются
диаграммы или производятся точечные измерения физических
параметров: кажущегося электрического сопротивления, потен-
циалов собственной и вызванной поляризации пород, силы тока,
сопротивления заземления, электродных потенциалов, интенсив-
ности гамма-излучения, плотности тепловых и надтепловых
нейтронов, температуры, напряженности магнитного поля, ско-
рости и времени распространения упругих колебаний, продол-
жительности бурения и др.
Характер изменения указанных параметров по стволу сква-
жины зависит главным образом от физических свойств пород.
Физические свойства, в свою очередь, находятся в тесной связи
с литолого-петрографической, коллекторской, продуктивной и
другими характеристиками.
При изучении геологических разрезов скважин на основе ин-
терпретации комплекса данных геологической и геофизической
4
документации решаются следующие задачи: 1) геофизическое
расчленение разрезов и выявление геофизических коррелятивов
(реперов); 2) определение пород, слагающих разрезы скважин;
3) выявление коллекторов и изучение их свойств (пористости,
проницаемости, глинистости и др.); 4) выявление и определение
местоположения различных полезных ископаемых (нефти, газа,
каменного угля, каменной соли, руды, термальных, минераль-
ных и пресных вод и Др.); 5) подсчет запасов полезных иско-
паемых.
Данные геофизических методов исследования скважин по-
зволяют определять геологическое строение месторождений и
продуктивных горизонтов как в локальном, так и в региональ-
ном масштабах.
Изучение технического состояния скважин
проводится с помощью комплекса геофизических методов для
определения искривления скважин, установления фактического
диаметра скважин, определения профиля сечения скважины и
обсадных колонн, высоты подъема, характера распределения и
степени сцепления цемента в затрубном пространстве, выявле-
ния мест притоков и затрубной циркуляции вод в скважинах,
выявления водопоглощающих горизонтов и контроля гидравли-
ческого разрыва пласта, определения уровней жидкости, место-
нахождения башмаков обсадных колонн и металлических пред-
метов, оставленных в скважинах при авариях, глубин рас-
положения забоев скважин и решения многих других важных
нефтепромысловых задач.
Контроль разработки месторождений неф-
ти и газа — решение следующих основных задач: 1) иссле-
дование процесса вытеснения нефти и газа в пластах; 2) изу-
чение эксплуатационных характеристик пластов; 3) уста-
новление состава флюидов в стволе скважины; 4) изучение
технического состояния эксплуатационных и нагнетательных
скважин.
Проведение прострел очно - в з р ы в н ы х и дру-
гих работ в скважинах — перфорация обсадных труб
для сообщения скважины с пластом, отбор образцов пород из
стенок пробуренных скважин для уточнения геологического раз-
реза и торпедирование.
Геофизические методы изучения скважин являются важней-
шим и неотъемлемым звеном в геологических буровых и экс-
плуатационных работах, проводимых на нефтяных и газовых
промыслах, угольных и рудных месторождениях, в гидрогеоло-
гических и инженерно-геологических изысканиях.
Первыми геофизическими исследованиями скважин следует
считать температурные измерения, проведение которых было
начато еще во второй половине прошлого столетия, главным об-
разом в артезианских скважинах. В нефтяной промышленности
систематические геофизические наблюдения относятся к 1906—
1916 гг., когда известный русский геолог-нефтяник Д. В. Голу-
5
бятников произвел температурные измерения более чем в 300
нефтяных скважинах Азербайджана и Дагестана. По получен-
ным данным впервые была установлена возможность исполь-
зования геофизических методов для решения различных геоло-
гических и нефтепромысловых задач.
В 1926—1928 гг. К. Шлюмберже (Франция) предложил и
опробовал электрический метод исследования геологических
разрезов скважин. Сначала он изучал разрезы скважин по их
удельному электрическому сопротивлению путем измерения
в скважинах физического параметра, названного кажущимся
сопротивлением и обозначенного рк. В 1931 г. в процессе иссле-
довательских работ, проводившихся советскими геофизиками и
сотрудниками фирмы «Шлюмберже» в объединениях Азнефть и
Грознефть, был разработан второй метод электрометрии сква-
жин— метод потенциалов собственной (естественной) поляри-
зации пород.
Геофизические данные позволили составить непрерывные
геологические разрезы скважин. Это способствовало быстрому
развитию промысловой геофизики и повышению ее роли в гео-
логическом изучении разрезов скважин.
В развитии промысловой геофизики в СССР большую роль
сыграл крупнейший советский ученый, основоположник совет-
ской нефтяной геологии, акад. И. М. Губкин, который придавал
огромное значение геофизическим методам исследования сква-
жин как новой, наиболее совершенной технике геологической
документации разрезов. Общее число промыслово-геофизиче-
.ских партий в СССР уже в 1932 г. в 1,5 раза превышало их
число во всех других странах мира, несмотря на относительно
меньший объем буровых работ.
Одновременно с расширением объема промыслово-геофизи-
ческих работ совершенствовались их техника и методика.
С 1931 г. начали применять инклинометр для определения уг-
лов и азимутов искривления скважин. Это обеспечило надеж-
ный контроль правильности бурения скважин и позволило учи-
тывать искривление скважин при геологических построениях
(Г. С. лМорозов, Г. Н. Строцкий, К. Н. Бондаренко, К. А. Вер-
патов) .
В 1932—1935 гг. были разработаны первые стреляющие пер-
фораторы, боковые грунтоносы и усовершенствованные тор-
педы, которые стали широко применяться в нефтепромысловой
практике.
При геологическом изучении разрезов скважин наибольшее
развитие получили электрические методы, которые до сих пор
являются основными методами бескериовой документации. Ме-
тоды кажущегося сопротивления и потенциалов собственной
поляризации пород в дальнейшем были дополнены многими
другими электрическими методами и их модификациями, на-
шедшими применение при исследованиях нефтяных, газовых,
угольных, рудных и-, других скважин.
В 1946 г. В. II. Дахнов предложил метод сопротивления эк-
ранированного заземления, состоящий в измерении сопротив-
ления заземлителя, экранированного двумя или несколькими
симметрично расположенными однополярными электродами.
Аналогичные схемы этого метода были разработаны фирмами
^Шлюмберже» (Франция) и «Халибартон» (США). X. Г. Долль
предложил наиболее эффективный метод сопротивления экра-
нированного заземления с автоматически управляемой фокуси-
рующей системой, названной «Латерлог» («Laterlog») (боковой
метод) и метод микрозондов СЭЗ с автоматической фокусиров-
кой тока «Мнкролатерлог» («Microlaterlog»).
В период с 1945 по 1955 г. сотрудниками кафедры промыс-
ловой геофизики Московского нефтяного института им.
11. М. Губкина (ныне МИНХ и ГП) под руководством В. Н.Дах-
пова был разработай комплекс методов микроисследований
скважин, включающий применение микрозондов, методов со-
противления экранированного заземления (СЭЗ) и потенциа-
лов вызванной поляризации пород. В 1948 г. X. Г. Долль
предложил и описал индукционный метод электрометрии
с использованием токов переменного электромагнитного поля.
Радиоактивные методы исследования скважин зародились
в СССР в 1933—1934 гг., когда советские специалисты
Г. В. Горшков, Л. М. Курбатов, А. Г. Граммаков, В. А. Шпак
и другие предложили и опробовали в скважинах гамма-
метод.
В 1941 г. известный советский физик Бруно Понтекорво
предложил использовать для изучения разрезов скважин ней-
тронный гамма-метод, состоящий в измерении интенсивности
гамма-излучения, возникающего при облучении горных пород
нейтронами. В 1942 г. А. И. Заборовский и Г. В. Горшков со-
здали иейтрон-нейтронный метод, основанный на измерении
плотности нейтронов. Кроме указанных выше методов, нашли
применение методы рассеянного гамма-излучения, наведенной
активности, гамма-спектроскопии и др.
Термометрические исследования скважин наибольшее разви-
тие получили в 1931—1932 гг. после внедрения в промышлен-
ность электрических термометров. Обобщающие работы
В. Н. Дахнова и Д. И. Дьяконова, выполненные в 1952—
1958 гг., показали значительную эффективность термометрии
скважин при решении многих геологических и нефтепромысло-
вых задач.
Магнитные методы изучения разрезов скважин в СССР на-
чали разрабатывать в 1934—1936 гг., когда К. П. Козин и
М. И. Бейсин исследовали магнитные свойства горных пород и
предложили по их магнитной восприимчивости изучать разрезы
скважин. В 1933—1935 гг. советские геологи-нефтяники
(П. И. Левуцкий и др.) применили для исследования геологи-
ческих разрезов метод измерения продолжительности бурения.
В 1935 г. геофизики С. Я. Литвинов и Г. Н. Строцкий предло-
7
жили метод кавернометрии скважин — измерение изменений
диаметра ствола скважины.
Первый пластовый наклономер был использован фирмой
«Шлюмберже» в 1933 г.
Газометрию скважин начали применять в СССР в 1932 г.
(М. В. Абрамович, М. И. Бальзаминов и др.).
В 1938—1941 гг. по предложению К. П. Козина, Н. А. Шле-
зингер, В. Н. Фроловский и других специалистов в СССР были
проведены исследования скважин люминесцентно-битуминоло-
гическим методом.
Начало широкого развития акустического метода относится
к 50-м годам XX века. В 1948 г. фирмой «Хамбл ойл энд ри-
файнинг компани» (США) был создан первый образец аппара-
туры акустического метода для регистрации скорости распро-
странения упругих волн по разрезу скважины. Позднее мето-
дика и аппаратура акустического метода разрабатывались
в Институте физики Земли (ИФЗ) АН СССР, во Всесоюзном
научно-исследовательском институте методики и техники раз-
ведки (ВИТР), ВНИИГеофизике и других организациях.
Одновременно с расширением комплекса ГИС и совершен-
ствованием отдельных методов развивались основная наземная
измерительная аппаратура и спуско-подъемное оборудование.
На первых порах выполнялись точечные измерения (через каж-
дые 0,5—1,0 м глубины) с помощью потенциометров, включен-
ных в специальную измерительную установку. В 1932 г. начали
применять полуавтоматические регистраторы в комплекте
с пульсаторами, что дало возможность производить непрерыв-
ную и одновременную запись диаграмм кажущегося сопротив-
ления и потенциала собственной поляризации пород.
В результате работ многих производственных и научно-ис-
следовательских организаций были созданы автоматические гео-
физические лаборатории типа АКС (С. Г. Комаров, Л. И. По-
меранц, А. А. Дацкевич), ОКС (В. М. Запорожец, Г. В. Вой-
швило, 3. В. Фельгейс и др.) и АЭКС (В. X. Шульгин,
И. Я. Ривкин, Т. Б. Щербаненко и др.). Применение автомати-
ческих геофизических лабораторий в промышленности было на-
чато в 1950 г.
Научные основы геофизических методов исследования сква-
жин разработали Л. М. Альпин, Ю. П. Булашевич, В. Р. Бур-
сиан, Б. Ю. Вендельштейн, В. Н. Дахнов, В. М. Добрынин,
С. А. Кантор, С. Г. Комаров, О. Л. Кузнецов, В. В. Ларионов,
В. А. Мейер, В. А. Фок и другие советские ученые.
Техника и методика геофизического исследования скважин
развивались усилиями многих советских геофизиков и приборо-
строителей, к которым принадлежат С. Я. Выборных, Г. В. Горш-
ков, В. Н. Дахнов, С. Г. Комаров, А. А. Коржев, С. Я. Литви-
нов, В. Ф. Печерников, Г. Н. Строцкий, И. В. Шевченко и др.
В изучении физических свойств горных пород и развитии
интерпретации данных геофизических методов исследования
8
к па ж и и существенную роль сыграли работы Г. М. Авчяна,
II II. ,/!,;> х нонл, JI. II. Долиной, Б. Ю. Вендельштейна,
В. М. Добрынина, В. II. Кобраповой, А. К- Козырина, С. Г. Ко-
марова, В. В. Jlapuouoiui, М. Г. Латышовой, Г. С. Морозова,
А. М. 11ечая, II. А. Псрьшша и др.
В го. । да 11 и е автоматн шропанных систем обработки и интер-
претации геофизических данных большой вклад внесли
III. А. ГуОермаи, Г. II. .Чпсрсв. С. М. Зуиделевич, А. Е. Кулин-
hoiiii'i, II. II. ('о.храпов, М, М. Нлланский и др.
За рубежом 111 л ч । гг» ’Л и к >»1 влияние па развитие геофизиче-
ских метопов iirr.nc/ioiiaiiiin скважин оказали теоретические и
• KciicpiiMririлл1.пы(' раьоты К. Шлюмберже, Г. Долля, Г. Арчи,
Л.. Деванл, Г. ГюГю, М. Мартена, С. Пирсона, В. Рассела,
М. Вилли, В. Вин laycpa, В. Дебрапда, М. Тиксье и многих дру-
гих 1!гследо|1ЛТглгГ|.
I lepciicKTiiвы дальнейшего развития геофизических методов
исследования скважни связаны с решением следующих вопро-
сов.
I. (’овершепсгвовлппг теоретических основ и создание но-
вых геофизических методов исследования разрезов скважин,
базирующихся па изучении электромагнитных, радиоактивных,
акустических и других нолей.
Проведение комплектных петрофизических исследований,
япля ки।i nхги основой геологической интерпретации результатов
геофизических исследований разрезов скважин.
3. Внедрение в практику геофизических работ цифровых
лабораторий и разработка комныотизированных лабораторий,
которые позволят полностью автоматизировать процесс получе-
ния, обработки и интерпретации геофизических данных.
4. Выбор наиболее оптимального комплекса геофизических
исследований скважни для конкретного района в зависимости
от задач, решаемых бурением, типа геологического разреза и
технологии бурения скважин.
5. Разработка и совершенствование скважинной аппаратуры
и методик проведения геофизических исследований в различ-
ных геологических и скважинных условиях измерений.
С>. Совершенствование способов количественной геологиче-
ской интерн ротации результатов геофизических исследований
скважин и полная ее автоматизация.
7. Подготовка высококвалифицированных специалистов-гео-
физиков, владеющих современными и полными знаниями
в областях геологии, теоретической физики, математики, фи-
зической и коллоидной химии, радиоэлектроники и оперируемых
современными методами обработки получаемой информации
с помощью электронно-вычислительных машин.
Часть первая
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ
РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
Глава I
ПРИНЦИПЫ ПОЛУЧЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ
ПРИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ
СКВАЖИН
§ 1. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ
В геофизике как прикладной науке главным объектом изучения
являются горные породы и связанные с ними полезные иско-
паемые. Сведения о составе пород, глубине и форме их залега-
ния и наличии в них полезных ископаемых получают путем изу-
чения физических и физико-химических полей разной природы,
интенсивность которых зависит от петрофизических характери-
стик объекта, его геологического строения и мощности источ-
ника поля.
При геофизических исследованиях горные породы и полез-
ные ископаемые изучаются в разрезах скважин. Скважина пред-
ставляет собой вертикальную или наклонную цилиндрическую
горную выработку, длина которой значительно больше ее диа-
метра. Она состоит из трех основных частей: устья — ее верх,
забоя — ее дно и ствола — вся цилиндрическая часть от устья
до забоя. Скважины бурят с целью поисков месторождений
нефти, газа, угля, руд, пресных и термальных вод, а также для
решения различных геологических задач. Значительный объем
скважин приходится на эксплуатационные и нагнетательные,
которые бурят при разработке месторождений нефти и газа.
Скважина—это сложное и дорогостоящее сооружение, по-
этому получение наиболее полной и качественной информации
о ее техническом состоянии, вскрытых горных породах, про-
цессе выработки нефтяных и газовых, угольных и рудных пла-
стов является важной задачей. Геофизические методы исследо-
вания скважин играют при этом первостепенную роль, так как
только они дают наибольший объем непрерывной информации,
позволяющей обнаруживать месторождения полезных ископае-
мых, обоснованно вести их разработку.
Вскрывая толщи горных пород, скважина нарушает их есте-
ственное залегание. В результате частично изменяются физико-
10
хиMii'K'Chiic условии окружающей среды и петрофизическая ха-
рпк герце । пк;1 iiopo,/i„ 111* । ин * га к >1 Hi । х к стоике скважины. Изменя-
ются также перш ю а чал ьн ые гсостатическое давление и темпе-
ратура.
l opiii.ic порой,1.1 поллдают различными механическими свой-
< ниши, 11л1»гп1.1о сцементированные породы при разбуривании
iiioiii.iii ск'нкн скважины не разрушаются, рыхлые, хрупкие,
।peiiiiiinii.iT порол.ы, нзопорот, размываются промывочной жид-
кое П.Ю, велел,с।пит чти* оора.зуются каверны, т. е. увеличива-
<1 ся дпамм р г । ноли скважины.
Искры hit пород ври (lypciiiiii производится, как правило,
при л,а пл< в в и и скважине, превышающем пластовое, поэтому
в пористые, проницаемые породы проникает промывочная жид-
косп.. Норы пород, коллекторов обычно имеют небольшие ра-
диусы (от единиц до сотен микрометров), и в такие породы по-
ступает только фильтрат промывочной жидкости, а глинистые
частицы оседают пл стенке скважины, образуя при этом гли-
п п с т у ю к о р к у. Глинистая корка препятствует разрушению
породы и гппжягт дальнейшее поступление фильтрата жидко-
сти и пласт,
В результате воздействия промывочной жидкости на прони-
цаемый пласт под, давлением, превышающем пластовое, образу-
ется зона нро в в кпо иени я фильтрата промывоч-
ной жид, кости (рис. I). В зоне проникновения физические
свойства породы изменены. Прежде всего изменяется физико-
химический состав флюида в поровом пространстве. При взаи-
модействии фильтрата промывочной жидкости с породой про-
исходят различные физико-химические процессы: набухание
глинистых частиц, реакции окисления и восстановления, образо-
вание потенциалов фильтрации и т. д. Диаметры зоны проник-
новения в радиальном направлении могут изменяться в доста-
точно широких пределах — от единиц сантиметров до десятков
метров. Вблизи стенки скважины фильтрат промывочной жид-
кости вытесняет в значительной мере первоначальный флюид
(пластовую воду, нефть, газ). Наиболее измененная часть пла-
ста вблизи стенки скважины называется промытой зоной.
При изучении физических характеристик неизмененной ча-
сти пласта геофизическими методами сама скважина, промытая
зона и зона проникновения фильтрата промывочной жидкости
являются препятствиями для установления истинных парамет-
ров породы — се пористости, проницаемости, глинистости, неф-
тсгазопасыщсиия и т. д. Для устранения влияния измененной
части пласта на показания геофизических методов созданы спе-
циальные аппаратурные устройства, позволяющие увеличить
глубинность метода в радиальном направлении, и разработаны
способы интерпретации, исключающие влияние скважины и
промывочной жидкости, промытой зоны и зоны проникновения.
При использовании установок с малым радиусом исследования
(микрометоды) на показания геофизических методов оказывают
П
||~~]g I °0O0° I 7 [ ~ |g
Рис. 1. Схема участка разреза горных пород с необсажеиной (а) и обса-
женной колонной (б) скважинах.
/ — известняк плотный; 2 —глина; 3 — песчаник проницаемый; 4 — зона проникновения
фильтрата промывочной жидкости; 5 — промытая зона; 6 — глинистая корка; 7 — це-
мент; 8 — колонна; $ —промывочная жидкость, dK» dQ к, l>3^ Z>nn —Диаметры
скважины, каверны, обсадной колонны, зоны проникновения и промытой зоны соот-
ветственно; hrK—толщина глинистой корки; h — мощность пласта.
влияние, кроме того, толщина и физические свойства глинистой
корки.
При бурении скважин в качестве промывочных жидкостей,
используемых для выноса на поверхность выбуренных частиц
горных пород, а также для укрепления стенок скважин и вра-
щения долота при турбинном бурении, применяются специально
приготовленный глинистый раствор с добавлением различных
реагентов и утяжелителей, техническая вода, обогащенная гли-
нистыми частицами из разбуриваемых глинистых толщ, и так
называемые нефильтрующиеся растворы на нефтяной или дру-
гих основах. Промывочные жидкости характеризуются опреде-
ленной плотностью, вязкостью, водоотдачей, содержанием пе-
ска, концентрацией растворенных солей и т. д. От физико-хи-
мических свойств промывочной жидкости зависит эффектив-
ность методов ГИС.
После окончания бурения и проведения геофизических ис-
следований в открытом стволе скважину укрепляют обсадными
металлическими колоннами. В зависимости от конструкции
скважины в нее опускают одну или несколько колонн. Про-
странство между опущенной колонной и стенкой скважины ук-
репляют с помощью цементного раствора для разобщения от-
дельных пластов и раздельного их опробования при поисках,
разведке и разработке месторождений. Исследования разрезов
12
('hit.'tжпи, обсаженных металлическими трубами, можно прово-
/IIIи. только методами радиометрии, термометрии, сейсмомет-
рии.
При измерениях радиоактивных, тепловых, акустических по-
лги из показания методов в обсаженных скважинах искажаю-
III,<(* влияние оказывают не только сама скважина, промытая
.юн.! и зона проникновения, по и толщина стенок обсадных ко-
лонн п их материал, толщина цементного камня в затрубном
пространстве и качество его сцепления с колонной и породами.
Существуют способы, позволяющие исключить или учесть влия-
ние колонны и цемента па показания геофизических методов.
'} ОСНОВЫ ТЕЛЕМЕТРИИ СКВАЖИН
'Г е л е. м е т р и я (телеизмерения) — измерение сигналов на
расстоянии с помощью каналов связи. Телеизмерительная си-
стема представляет собой совокупность измерительных и пре-
ооразовательиых приборов с линиями связи между ними.
11рн геофизических исследованиях получают информацию об
изучаемом объекте, находящемся в околоскважинном простран-
стве или в самой скважине. Глубина скважин колеблется от
десятков метров до нескольких километров. В зависимости от
этого сигналы регистрируются телеизмерительными системами
дистанционного и ближнего действия.
Но тину линий связи различают телеизмерительные системы
нсэлсктрические (гидравлические) и электрические (проводные,
радио). При исследовании скважин основную роль играют си-
стемы с электрическими проводными линиями. Гидравлическая
линия связи — промывочная жидкость скважины — использу-
ется лишь при газометрии скважин.
Телеизмерительную систему при скважинных измерениях
можно представить в следующем виде. В скважине находится
первичный преобразователь сигнала (электрического или не-
электрического)— датчик, который преобразует ту или иную
физическую величину (напряженность электромагнитного поля,
скорость распространения упругих колебаний, силу электриче-
ского тока, энергию или плотность радиоактивных частиц,
температуру, механическое перемещение и т. д.) в сигнал, удоб-
ный для передачи на расстояние, преобразования и регистра-
ции (рис. 2). Датчик — один из основных элементов в устрой-
ствах дистанционных измерений и телеизмерений.
Датчик состоит из воспринимающего (чувствительного) ор-
гана и одного или нескольких промежуточных преобразователей
(рис. 3). В геофизике преобладающая часть датчиков работает
на основе измерения электрических и неэлектрических величин
и преобразования их в электрические сигналы. Датчики харак-
теризуются законом изменения выходной величины у в зависи-
мости от изучаемой величины х, пределами изменения изучае-
мого параметра хюах—хтт=Дх и выходного сигнала г/тах—
13
Рис. 2. Обобщенная
структурная схема
телеизмерительного
устройства.
ПУ — приемное устрой-
ство; РП — регистри-
рующий прибор, Г —
генератор.
Рис. 3. Структурные схемы датчиков.
а — простейший вид датчика; б — каскадное соединение
преобразователей; в — дифференциальный датчик; г —
компенсационный датчик. 1— воспринимающий орган
(чувствительный элемент); 2 — выходной орган; 3 — изме-
ритель рассогласования (вычитающий элемент); 4 — уси-
литель; 5 генератор; 6 — промежуточный преобразова-
тель; 7 — приемное и регистрирующее устройства; 8 —
блок питания датчика и наземного устройства; 9 — ли-
нии связи (кабель); 10 —- стенка скважины.
—Ут1п=Д//, чувствительностью S = Ay/Ax, порогом чувствитель-
ности (нижним и верхним) —величинами минимального и мак-
симального воздействия, на которое реагирует и при котором
стабильно работает датчик, и временными параметрами (по-
стоянными времени). В датчик могут входить также генератор,
усилитель и другие преобразователи сигналов.
К датчикам, работающим в скважинных условиях, предъяв-
ляются повышенные требования в отношении работоспособно-
сти при высоких температуре и давлении. Температура в сква-
жинах может достигать нескольких сотен градусов, а гидроста-
тическое давление — нескольких десятков мегапаскалей. Для
изготовления датчиков используются термостойкие детали и
материалы, с помощью защитных корпусов из металлов или
диэлектриков обеспечивается их герметизация.
Телеизмерительные системы делятся на токовые, частотные,
цифровые, системы напряжения и времени.
Токовые телеизмерительные системы основаны на том, что
измеряемая физическая величина (удельное электрическое со-
противление, температура, механические перемещения и т. д.)
преобразуется в электрический ток, сила которого пропорцио-
нальна интенсивности изучаемого поля. Для передачи сигналов
по линии связи используется как постоянный, так и перемен-
ный ток. Токовые системы делятся на некомпенсационные и
компенсационные. Компенсационные системы менее чувстви-
тельны к утечкам и помехам в линии связи.
14
В телеизмерительных гнетем ах напряжения физическая ве-
'iii'iiina преобразуется в напряжению постоянного или перемен-
ном» тока, которое поступает в линию связи. Системы напряже-
ния sарактерпзуюгея высокой точностью измерения, но чувстви-
ti'.Hbin.i к утечкам тока в липни связи.
В частотных системах физическая величина преобразуется
в импульсы постоянного тока (частотно-импульсная система)
и ли в переменный ток (частотная система). Частота импульсов
и частота тока ироиорииоиллы1Ы измеряемой величине. Эта си-
стема пенользуегея при регпетран.нп сигналов радиоактивными
MiTo/iiiMii и» । л» »пЧ1Я11НЯ » 1313/кпи, а также методами кажуще-
I о» Я »Л< I'lpIHHi I.OIO еоиро I ППЛГ1111Я.
В II Н(|»ро1П.1 \ тел» II IMepin гЛЬНЫХ СИСТСМаХ ИЗМСрЯСМЗЯ фиЗИ-
чегкая велii'iiiibi iiepr/iастся по липин связи цифровым кодом,
г е. с 1ЮМОП1.Ы1» онр»‘и<’л<ч11п»н комбинации импульсов. Эта си-
стема получила так/he 11азiia111ic кодоимпульспОЙ.
Ilpn комплск!'111.11 геофп 1пческпх исследованиях наиболее
часто использую г чагнино модулированные системы с частот-
ным разделением сигналов в приемных устройствах на поверх-
ности с ПОМОВ1ЫО различных фильтров.
11о квантованию измеряемой величины по времени и по
уровню спг1Ь1л.'1 т»'л<ч1 змерптельпыс системы делятся на три
группы' I) аналоговые (। в* 11 рер ы виз я регистрация величины);
'*) пмпую.< пыс (i.ibiiilonaiiiie измеряемой величины по вре-
мени); 3) цифровые (кантование измеряемой величины по вре-
мени п ио уровню). К аналоговым системам относятся токовые,
системы 11 hi 11) я /К । hi 11 я, частотные и фазово-синусоидальные,
к импульсным время импульсные, амплитудно-импульсные и
импульсно частотные.
Датчики и измернтельные устройства питаются на поверх-
постп от стабилизированных источников постоянного или пере-
менного 11 а п р я ж е 1111 я.
В канале связи, кроме полезного сигнала, возникают раз-
личного рода помехи, связанные с нарушением изоляции
связи, появлением промышленных электрических полей, изме-
нением температуры п давления. Следовательно, телеизмери-
тельные системы должны обладать достаточной помехоустой-
чивостью.
Способность телеизмерительной системы сохранить работо-
способность при наличии случайных помех называется ее по-
м е х о у с т о и ч и в о с т ь ю. И а дежность — вероятность без-
отказной работы аппаратуры и линии связи в определенном ин-
тервале времени и длительность срока службы аппаратуры и
линии связи.
Большое будущее принадлежит цифровым телеизмеритель-
ным системам, которые обладают высокой помехоустойчиво-
стью, высокой точностью, обеспечивают возможность представ-
лять и регистрировать измерительную информацию в цифровой
форме.и обрабатывать измерительную информацию с помощью
15
Рис. 4. (‘xt'M.'i Телем»'। pii'h'CKoii cu
с тс‘.vi i л д.ч я rc< x|) 11 ui’irck и \ iicc.jic;iob;|”
ii ini с к в ;i ж 1111.
/ r.uiiii.i; ?. inureтнмк; J lire‘i.niim; •/
;i и rnji.pirr; 5 11 p< »m i.i ii< >ч и <i и mniiKorri,; 6’
цементный k.'imciii.; ’/ o(h;ihiiuh в<>jkиiii,i.
электронно - вычислитель-
ных машин.
Практическая реализа-
ция телеизмерительной си-
стемы при геофизических
исследованиях скважин со-
стоит в следующем (рис. 4).
К кабелю II, намотанному
па барабан лебедки V
) подъемника VI, подсоеди-
няется скважинный прибор
Л в котором находятся дат-
чик и электронные узлы.
Скважинный прибор опус-
кается в скважину через
направляющий блок IV и
подвесной блок-баланс III.
Кабель выполняет две
функции: является сред-
ством передачи сигналов и
несет механическую на-
грузку при спуске и подъ-
еме прибора. Лебедка вра-
щается с помощью двига-
теля автомобиля. Сигналы
с кабеля передаются в гео-
физическую лабораторию
VII через соединительный
провод «коллектор лебед-
ки — лаборатория» VIII.
К блок-балансной системе
подсоединяются датчики
глубин, натяжения и мсткоуловнтель, сигналы от которых пе-
редаются по многожильному проводу «датчик — лаборатория»
IX. В качестве заземления служит специальный провод, укреп-
ленный вблизи скважины.
Глава II
H-OPkllPIICKIII ОСНОВЫ
ЭЛ11< ГРП'П СКНХ II МАГНИТНЫХ МЕТОДОВ
ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Электрические ii магнитные методы исследования разрезов
скважин включают м * • ч 11 ф 11 к a 11,11 и, основанные на изучении элек-
тромагнитных нолей различной природы в горных породах.
Электромагн1Г1 пью поля делятся иа естественные и искус-
ственные'. I'C I ее I II* ПН Ыс злектромагнптпые поля в земной коре
обусловлены тлевiрохимическими процессами, магнитотеллури-
16
к'скнми токами и другими природными явлениями. Искусствен-
ные электромагнитные поля создаются в горных породах гене-
раторами переменного или постоянного тока различной мощ-
ности. Искусственные электромагнитные поля есть непосред-
ственный результат деятельности человека, направленной на
изучение строения земной коры, поиски, разведку и разработку
месторождений полезных ископаемых.
По характеру изменения во времени различают статические,
стационарные (постоянные), квазистационарные (квазипостоян-
пые) (частота поля до сотен герц) и переменные электромагнит-
ные поля. Переменные поля делятся на низкочастотные (ча-
стота поля от сотен герц до сотен килогерц) и высокочастотные
(частота ноля от сотен килогерц до сотен мегагерц).
§ 3. УРАВНЕНИЯ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ПОЛЯ
Дж. К. Максвелл создал единую теорию, связывающую яв-
ления электричества и магнетизма. В горных породах, так же
как и в других средах, существует единое электромагнитное
поле, которое описывается системой уравнений Максвелла,
имеющих в дифференциальной форме следующий общий вид:
rot Н = ]Пр + д Did т; (1)
rot Е = — д Ыд т; (2)
div В = 0; (3)
divD = 63, (4)
где Е, Н — векторы напряженности электрического и магнит-
ного полей; D, В — векторы электрической и магнитной индук-
ции; jnp — плотность тока проводимости; 63 — плотность заря-
дов; т — время.
Физический смысл уравнения (1) состоит в том, что при на-
личии токов проводимости плотностью jnp и токов смещения
плотностью jCM = dD/dr образуется магнитное поле; эти токи яв-
ляются вихрями магнитного поля. Закон изменения электриче-
ского поля во времени определяет закон распределения магнит-
ного поля в пространстве.
Физическое содержание уравнения (2) следующее: перемен-
ное магнитное поле создает электрическое поле, вихри которого
обусловили скорость изменения магнитной индукции во вре-
мени. Закон изменения магнитного поля во времени определяет
закон распределения электрического поля в пространстве.
Физический смысл уравнения (3): магнитное поле не имеет
ни стоков, ни источников, т. е. силовые линии магнитного поля
замкнуты. В природе свободные магнитные заряды отсутствуют.
Уравнение (4) означает, что наличие объемных электриче-
ских зарядов обусловливает стоки и источники электрического
поля. В частном случае, когда электрические заряды в объеме
изучаемой среды отсутствуют (63 = 0), выражение (4) прини-
ж. • ♦* ’***
в 'рл'-yv vV-* 17
t; а %
мает вид div D = 0, т. е. такое электрическое поле не имеет сто-
ков и истоков.
Распределение электромагнитных полей в горных породах
зависит от физических свойств последних, геометрических фак-
торов, термодинамических условий залегания геологических
тел, взаимодействия сред, а также от природы электромагнит-
ных полей и мощности источников, возбуждающих эти поля.
Основные электрические и магнитные параметры, характе-
ризующие физические свойства любых сред,— удельная элек-
тропроводность о (или электрическое удельное сопротивление
р), диэлектрическая абсолютная проницаемость sa = seo (в — от-
носительная диэлектрическая проницаемость, во — электриче-
ская постоянная, равна 8,85 • 10-12 Ф/м) и магнитная абсолют-
ная проницаемость ра = |1Цо (ц— относительная магнитная про-
ницаемость, цо — магнитная проницаемость, равная 4л*10-7
Гн/м), которые связаны с величинами электромагнитного поля
с л е ду ю щи м и соотношениями:
Ьр = « Е; (5)
D = еа Е; (6)
В=ц»Н. (7)
Выражение (5) есть не что иное, как закон Ома в диффе-
ренциальной форме. Оно справедливо для изотропной среды.
Величина k, связывающая основные параметры горных по-
род и круговую частоту w электромагнитного поля, называется
волновым числом среды и является комплексной:
k == л/со2 8 iij 1 4- i <j/(08 ) — a -J- bi,
V a ~ a \ 1 a ‘ ’
где коэффициенты при действительной и мнимой частях
Волновое число связано с длиной волны X электромагнит-
ного поля соотношением /г = 2лД, показывающим число воли на
длине 2л.
Уравнения Максвелла (1) — (4) с учетом параметров среды
и выражений (5) — (7) принимают вид
rot Н — а Е + еад Е/д т; (11)
rot Е - — цад Н/д т; (12)
divH—0; (13)
divE = 63/8a (divE-0). (14)
18
Уравнения Максвелла (11) —(14) для гармонически изме-
няющегося поля имеют вид
rot Н = о Е — i (йва Е;
rot Е = i со|1а Н;
div Н -^0;
div Е = 63/еа = 0.
(16)
(17)
(18)
Плотность полного тока согласно (1) состоит из двух сла-
гаемых: плотности тока проводимости jn₽ и плотности тока сме-
щения jCM> Т. с. jnoan = jnp + jcM.
Плотность тока проводимости в твердой фазе определяется
выражением jnp==oE, плотность тока в средах с ионной прово-
димостью jnp=oE+j\, где — плотность тока диффузии, возни-
кающего в растворе при движении ионов из участков с боль-
шей их концентрацией в участки с меньшей концентрацией. Ве-
личина плотности тока диффузии играет решающую роль при
изучении постоянных естественных полей, на исследовании ко-
торых базируются методы потенциалов собственной поляриза-
ции горных пород.
В геофизических методах, основанных на изучении стацио-
нарных, квазистационарных и низкочастотных полей, величина
сигнала определяется главным образом токами проводимости
[см. (П), (15)], т. е. зависит от значения электропроводности
(удельного сопротивления) пород. В методах, изучающих пере-
менные высокочастотные электромагнитные поля, величина сиг-
нала обусловлена как токами проводимости, так и токами сме-
щения, т. е. зависит и от электропроводности, и от диэлектри-
ческой проницаемости среды.
Из (15)—(18) легко получить системы уравнений, характе-
ризующих электростатическое поле и поле постоянного тока.
При (о->0 выражения (15) и (16) принимают вид rotH = oE,
rotE = 0, т. е. стационарное и квазистациоиарное поля обуслов-
лены токами проводимости.
При jnP=0 система уравнений Максвелла (15) и (18) для
электрического поля имеет следующий вид:
rot Е — 0;
div Е = 6о/еа.
(19)
(20)
Для электростатического поля В=Н = 0 и dD/dr=0. Соотно-
шение (19) указывает, что поле электрическое, а не магнитное,
соотношение (20) говорит о том, что поле статическое. Это ос-
новные уравнения электростатики.
Решение главной задачи электростатики состоит в том,
чтобы по известному распределению зарядов найти величину
электрического поля (значение потенциала или напряженности
поля). В этом случае необходимо иметь в виду известное из
19
теории поля равенство, связывающее величину напряженности
электрического поля со значением потенциала U:
Е =—grad (Л (21)
§ 4. КЛАССИФИКАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МЕТОДОВ
ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Классификация электрических методов исследования сква-
жин основана на характере происхождения изучаемого электро-
магнитного поля и его изменении во времени — на частоте.
По происхождению изучаемого поля методы электрометрии
скважин делятся на две большие группы — естественного и ис-
кусственного электромагнитного поля (табл. 1), а по частоте
поля — на методы постоянного, квазипостоянного и переменного
поля. Среди методов переменного поля следует различать низ-
кочастотные и высокочастотные.
Для изучения стационарных естественных электрических по-
лей применяются методы потенциалов собственной поляризации
горных пород (СП). Искусственные стационарные и квазиста-
ционариые электрические поля исследуются методами кажуще-
Классификация электрических методов исследования скважин
Методы естественного электриче-
ского поля (постоянного тока)
Методы
постоянного и квазипо
потенциалов соб-
ственной поляри-
зации
в нефтяных
и газовых скважи-
нах
потенциалов
собственной
поляризации
в рудных
и угольных
скважинах
кажущегося сопротив- сопротивления заземле-
ления ния
Обычный метод
потенциалов СП
Метод градиента
СП
Метод селектиро-
ванных зондов
СП
Метод квазиста-
тических потен-
циалов СП
Метод специаль-
ных зондов СП
Метод элек-
тродных по-
тенциалов
(МЭП)
Метод галь-
ванических
пар (МГП)
Метод обычных зон-
дов
Метод бокового
электрического зон-
дирования (БЭЗ)
Метод специальных
зондов
Метод микрозонди-
эования (МКЗ)
Резистивиметрия (Р)
Электрометрия сква-
жин в процессе бу-
рения
Методы скважинной
электроразведки
Неэкранированный
метод СЗ
Метод СЭЗ без авто-
матической фоку-
сировки тока
Метод СЭЗ с автома-
тической фокуси-
ровкой тока
Метод микрозондов
СЭЗ без автомати-
ческой фокусировки
тока
Метод микрозондов
СЭЗ с автоматиче-
ской фокусировкой
тока
Дивергентный ме-
тод
Метод СЭЗ с акси-
ально-фокусирован-
‘ными зондами
20
пня сопротивления (КС), сопротивления заземления (СЗ), ме-
...а мн регистрации тока (ТМ) и потенциалов вызванной поля-
ки 1,1111111 (ВИ). Искусственные переменные электромагнитные
ноля научаются индукционными (ИМ), диэлектрическими (ДМ)
и радиоволновым методами.
Глава III
Ml ГОДЫ ПОТЕНЦИАЛОВ СОБСТВЕННОЙ
ПОЛЯРИЗАЦИИ ГОРНЫХ ПОРОД
В »ту группу методов входят обычный метод потенциалов
<11, метод градиента (Л, метод селектированных зондов СП,
мсто/1, квазнстагпческих потенциалов СП, метод специальных
iiiii./i.'Hi (31, метод электродных потенциалов (МЭП) и метод
। алi.naiiiinei'KHX пар (МГН) (см. табл. 1).
<! I.. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДОВ
ПОТЕНЦИАЛОВ СОБСТВЕННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
Методы потенциалов собственной поляризации горных по-
род основаны на изучении естественного стационарного элек-
трического поля в скважинах, образование которого связано
Таблица 1
IK Ц усспм и КОГО ’UiPHTpOMBPII итпого ноля
\ игл иного тока
переменного тока
регистрации
тока
потенциалов
вызванной поля-
ризации
индукционные
диэлектрические
и радиоволновой
низкочастотные высокочастотные
( ИН.1Ч11ЫЙ то-
ковый метод
(ТМ)
Метод
СКОЛЬЗЯЩИХ
контактов
(МСК)
Экраниро-
ванный то-
ковый ме-
тод (ЭТМ)
Обычный ме-
тод потенциа-
лов ВП
Метод гра-
диента потен-
циала ВП
Метод поля-
ризационных
кривых
(КСПК)
Обычный ин-
дукционный
метод с про-
дольным дат-
чиком
Индукцион-
ный метод
с поперечным
датчиком
Индукционное
боковое зон-
дирование
Методы сква-
жинной ин-
дукционной
электрораз-
ведки
Индукцион-
ный метод
переходных
процессов
Индукцион-
ный метод
(В ИМ)
Волновой ме-
тод проводи-
мости (ВМП)
Метод высоко-
частотного ин-
дукционного
изопараметри-
ческого зон-
дирования
(ВИИЗ)
Диэлектриче-
ский индук-
ционный метод
(ДИМ)
Волновой ди-
электрический
метод (ВДМ)
Метод радио-
волнового
просвечивания
Рис. 5. Возникновение диффузионно-адсорбционной э. д. с. в скважине.
а — при рф>Рв; б—при Рф<Рв» I — вмещающие породы (глины); 2 — песчаный пласт; 3 —
двойной электрический слой. I — электрический контур; II — график статистического
потенциала СП— Е$; III — кривая потенциала t?cn; IV—линия тока СП, э. д. с.
двойных электрических слоев на поверхности разделов скважина — вмещающие по-
роды р Eq вмещающие породы—пласт ^2, з скважина—пласт
с физико-химическими процессами, протекающими на поверхно-
стях раздела скважина — породы и между пластами различной
литологии (рис. 5). На поверхностях раздела образуются двой-
ные электрические слои, различные потенциалы которых со-
здают определенные величины напряженности электрического
поля между горными породами и скважиной.
Потенциалы собственной поляризации пород обусловлены
следующими физико-химическими процессами: 1) диффузией
солей из пластовых вод в промывочную жидкость и наоборот,
а также адсорбцией ионов на поверхности минеральных частиц
горной породы; 2) фильтрацией вод из промывочной жидкости
в породы и пластовых вод в скважину; 3) окислительно-восста-
новительными реакциями, происходящими в породах и на кон-
такте их с промывочной жидкостью и металлами.
Способность горных пород поляризоваться под действием
указанных физико-химических процессов называется естест-
венной электрохимической активностью. В ре-
зультате этих процессов возникают диффузионно-адсорбционные
t/да, фильтрационные t/ф и окислительно-восстановительные
Uов потенциалы.
Величина и знак потенциалов UR&, U$ и t/0B определяются
соотношениями минерализации пластовых вод и фильтрата про-
мывочной жидкости, минеральным составом и структурой гор-
ных пород и другими факторами. Измерение потенциалов
естественного электрического поля дает возможность получать
информацию о литологии разреза скважин и коллекторских
свойствах пород, о наличии в них полезных ископаемых.
22
.11,иффузпоино-адсорбциоппые потенциалы
1''.<'Т(ттиг||||.-1я электрохимическая активность в скважинах оп-
ргасдистся в первую очередь процессами диффузии электро-
4 111 ОН.
11а контакте' растворов электролитов пластовой воды кон-
ikii грации и фильтрата промывочной жидкости концентра-
ции Сф неодинаковой минерализации и различного химического
hht;iii;i возникает диффузионная э. д. с., определяющаяся фор-
мулой Игриста
/:„ /<„ In (С»/Сф), (22)
I /II' коэффициент диффузионной э. д. с.
д- RI 1кПк (23)
/кЛк?к ^аПага
lii.eta. /к, /н подвижности катиона и аниона; /гк, Зк, —
число катионов и анионов, па которые диссоциирует одна моле-
кула электролита, и их валентности соответственно; Т — абсо-
лютная температура; /? — универсальная газовая постоянная,
ранная 8,3 Дж/°С • М; F — число Фарадея, равное 96500 Кл.
Уравнение (22) справедливо для идеальных растворов
иссьма пизкоп концентрации. Принимается, что в таких раство-
рах отсутствует взаимодействие между ионами. В случае реаль-
ных электролитов необходимо в выражении (22) вместо концен-
траций С'в и (?,j, использовать значения активностей Цв = АСв и
"ф М'ф, где h п /2 — коэффициенты активности, учитывающие
плпяине сил взаимодействия между ионами в реальных раство-
рах. Коэффициент активности, следовательно, «исправляет» кон-
центрацию так, что уравнения, полученные для идеальных элек-
тролитов, становятся справедливыми и для реальных раство-
ров. Только в сильно разбавленных растворах активность равна
концентрации раствора, т. е. коэффициент активности равен
единице. Таким образом, активность есть некоторая функция
концентрации.
Для реальных растворов выражение (22) примет вид
= Кд In (ав/аф). (24)
В случае одно-одновалентиого раствора (Як=Яа=1, ^к=^а =
I) с учетом числовых значений констант при температуре
/ 18 °C и замены натурального логарифма десятичным па ос-
новании выражений (22)— (24) получим
= 58 1g. (25)
т *а Яф
Для пластовых вод и фильтрата промывочной жидкости про-
стого состава (преобладание анионов и катионов одного типа)
наблюдается обратно пропорциональная связь активности элек-
23
тролита и его удельного сопротивления, поэтому выражение
(25) можно представить в виде
£д — Кд 1g (рф/рв)
(26)
где рф и рв — удельные электрические сопротивления раство-
ров концентраций Сф и Св;
КД = 58-К=К.
Zk + 1а
(27)
Величина зависит от химического состава контактирую-
щих электролитов. Например, если в пластовой воде и филь-
трате промывочной жидкости преобладают ионы натрия и
хлора, характеризующиеся при Z=18 °C подвижностями ZK = 45
и Za--67, то (ZK—Za)/(ZK + Za)=—0,2, а Кд на основании (27) бу-
дет равно —11,6 мВ.
Итак, для растворов NaCl при £=18 °C
Ед= — ИД1^(Рф/рв).
(28)
Из формул (22) — (28) следует, что на границе двух раство-
ров с одинаковой концентрацией диффузионная э. д. с. отсут-
ствует. Более общие выражения для диффузионной э. д. с.
в смешанных растворах выведены Гендерсоном и Планком.
При контакте пород разного состава или раствора и породы
возникает диффузионно-адсорбционная разность потенциалов
Еда = Кда 1g = (Кд + А дз) 1g (Кд + Дда) 1g -Й-, (29)
где /Сда^Кд+^да — коэффициент диффузионно-адсорбционной
э. д. с.; 4да — диффузионно-адсорбционная активность породы.
Образование диффузионно-адсорбционных э. д. с. в горных
породах обусловлено прежде всего наличием двойных электри-
ческих слоев па поверхности раздела твердых минеральных вы-
сокодисперсных частиц и раствора.
Величина Дда и, следовательно, значение Еда зависят от хи-
мического состава и концентрации контактирующих растворов,
вещественного и гранулометрического состава породы, плотно-
сти упаковки частиц и степени водонасыщепия (нефтегазонасы-
щения) коллектора, температуры и давления в скважине.
Диффузионно-адсорбционная активность рассчитывается по
формуле
Физический смысл диффузионно-адсорбционной активности
состоит в том, что ее величина определяется разностью коэф-
фициентов диффузионно-адсорбционной э. д. с. горной породы
и диффузионной э. д. с. данной пары растворов удельных со-
24
при।iinjK'titift рф и рп. Для риз-
ничных lOplll.lX Пород /1Д;| пз-
гн пчги я oi К) до | 70 мВ.
’ in Hii.i пк'П нем содержания
।ППННГ1ОГО материала в пи-
ринг ini.iparгает, и в сква-
'lllllr lipin пн однородных вы-
/ о(.1>;1НГПГр1'НЫХ ГЛИНИСТЫХ но-
рии III III. К' I СП 11Л 11 ( И >Л I >111.3 я
III I 'И 1.1. II 11 Л 1.1001 lir.ll 11' I Illi л p.'l.l
io и in in > 11 ННН.1ЛОП /'jin. 11 л и
i\ i г 111,11111 мн и i a 'Hi 111 ',i м 11 Лдц ха-
ри i, iгрн iy и >।oi чистые ii(‘C'i;i-
ni.n и hapiinii.Ti in.ie породы
i II1.1Г1 11.111\ 111 III ipllCTOC 1'1,10 II
II ри| 111II .ir Moi I |,|o, Il КОТОрЫХ
npri ii ooi/| ,i io г 111 n <• 111i.ii;iл ы дпф-
фу uni, л роли двойных элек-
ipii'irrijix 1'лигц ц создании
/11|фф\' IIIIIIIIIO ЛД(’< > | > О11,11 <) Il 111 >1 X
I II Г 1111'1 ГоЖНЛ.
Для и лгалоно адсорби-
рующей породы, II nyrpci III я я
11г IИ > и II11/К 11.1 Я 'I.H'II, ДВОЙНОГО
• ЛГ|\ I рпнегкого слоя которой
• формирована л пионами (С =
О), н.1 основ,-1111111 (25)
Дни IIIIIK • (Рф/(>«). (30)
ВсЛ 11'111113 /'.’ди шах В ГОрПЫХ
Рис. 6. Зависимости диффузионно-
адсорбционной э. д. с. £ла (•//) и
диффузионной э. д. с. Ел (/) .от от-
ношения удельных сопротивлений
фильтрата промывочной жидкости рф
и пластовой воды рв для пород
с различной емкостью обмена
(шифр кривых).
,£да'п’ £да п+гл — диффузионно-адсорбци-
онные э. д. с. чистого и глинистого пес-
чаника.
породах с отрицательным £-по-
।гпиiL'i.'ii>м зависит от изменения концентрации растворов и на-
сидится в области, ограниченной предельными выражениями
( И (30) (рис. ()).
На контакте чистого песчаника (Ада=Кда—/Сд=О) с глиной
(Лд„ 58 мВ при 1-18 °C) па основании (28) и (30) полная
величина
a max
Ед) — (л да max
~ -Ксп 1g (Рф/Рв),
^д) 1g (Рф/рв) —
(31)
। де /\(UI.коэффициент аномалии СП.
При контакте чистого песчаника с чистой глиной (Лда =
58 мВ, /\д — 11,6 мВ) наблюдается максимальная статиче-
ская амплитуда СП:
Es max — 69,6 1g (Рф/рв)-
В общем случае величина Леи изменяется от 0 до 69,6 мВ
и зависимости от глинистости песчаной породы и песчанистости
глии.
25
В скважинах регистрируется не статическая, а наблюденная
амплитуда СП (Д/7сп )> которая составляет часть статической
амплитуды и равна падению напряжения на участке цепи, об-
разованной скважиной:
А ^СП = ДлТ^Р — Es — Лл1 С^пл + ^вм)» (32)
где J?p, /^пл, Явм — сопротивления участков цепи скважины, пла-
ста, вмещающих глин; /Сп—сила тока.
Если мощности глинистых и песчаных пластов весьма ве-
лики (А—>оо), то сечения для тока /Сп на этих участках цепи
большие и Лпл->-0, 7?вм-Н). В связи с этим в пластах большой
мощности на основании выражения (32) Д£7СП =ES.
Из (31) следует, что £да чистого песчаника определяется ал-
гебраической разностью коэффициентов диффузионно-адсорб-
ционной э. д. с. вмещающих пород и песчаной породы, отноше-
нием удельных сопротивлений фильтрата промывочной жидкости
и пластовой воды. При рф = рв величина ЕЛ!1 = 0 и анома-
лия At/cn =0. Если рф>рв, то Е'да<0 и песчаный пласт отме-
чается отрицательной аномалией Д£7СП; при рф<рв значение
Рда>0 и песчаному пласту соответствует положительная анома-
лия Дб/'сп (см. рис. 5).
Статическая и наблюденная амплитуды СП зависят от тем-
пературы пласта. Например, связь величины Es с температу-
рой пласта t определяется выражением
к- _ р I + 273
291 ’
где Es\$>—статическая амплитуда СП при £=18 °C.
На практике при качественной и количественной интерпрета-
ции данных метода СП часто используют относительную ам-
плитуду СП асп — Д С7сп/Д (7Сп оп, где ДUcn — амплитуда
СП против изучаемого пласта, Д^споп—амплитуда аномалии
СП против пласта большой мощности, для которого Д£/сп Оп~
*ES.
Фильтрационные потенциалы
В случае течения жидкости через горные породы при опре-
деленных условиях возникают потенциалы фильтрации. Меха-
низм возникновения фильтрационных потенциалов (или потен-
циалов течения) в горных породах можно представить следую-
щим образом.
На поверхности раздела капилляра, моделирующего единич-
ную пору породы, с раствором электролита формируется двой-
ной электрический слой. Внешняя часть его образована диффуз-
ным слоем ионов, толщина которого тем больше, чем меньше
концентрация раствора. Если между концами капилляра со-
здать разность давлений Др, то при течении через капилляр
жидкость увлекает часть ионов диффузного слоя, в результате
26
•и г<> сам капилляр заряжается положительно, а на его конце
< пысокпм давлением возникает отрицательный потенциал.
Потенциал фильтрации для пород в скважинных условиях
£ф = АР", (33)
Mie /1ф фильтрационная активность исследуемой среды; т —
inжязатель степени, зависящий обратно пропорционально от
• мкоети обмена qlt породы (при qn—>0 величина т—И); п —
1М11врпческпй коэффициент, изменяющийся от 0,5 до 1; вели-
чин;) Др: р(,—/?)ГЛ— перепад давлений между скважинным рс
в пластовым pnJ1.
Из формулы (33) следует, что величина потенциала филь-
грации при постоянной Дф возрастает с увеличением Ар и
•лектричсского удельного сопротивления фильтрата промывоч-
ной жидкости. Наиболее значительные потенциалы фильтрации
возникают при сравнительно пресных промывочных жидкостях
(p,i, -10 Ом*м) и однородной глинистой корке и достигают
нескольких десятков милливольт.
При течении жидкости из скважины в пласт возникает от-
рицательная разность потенциалов фильтрации, которая, на-
кладываясь на отрицательную разность потенциалов диффузи-
онно-адсорбционного происхождения (при рф>рв), приводит
к увеличению отрицательной аномалии А[7СП против песчаного
пласта.
Окислительно-восстановительные потенциалы
Окислительно-восстановительные потенциалы возникают в
скважинах в результате химических реакций, происходящих
между телами с электронной проводимостью и электролитами
промывочной жидкости и пластовых вод. Окислительно-восста-
новительные э. д. с. могут возникнуть в сульфидах, каменных
углях, графите и других горных породах. При окислении ве-
щества происходит потеря электронов, и оно заряжается поло-
жительно — так образуются окислителыю-восстановительные
потенциалы. Примером окислительной реакции является взаи-
модействие пирита с пластовыми водами или промывочной
жидкостью и растворенным в них кислородом:
2FeS2 + 7О2 + 2Н2О = 2FeSO4 + 2H2SO4.
При этом пирит заряжается положительно благодаря адсорб-
ции ионов железа Fe2+, а окисляющие его воды — отрицательно
попами SO42-. На кривой потенциалов СП рудное тело выде-
лится среди вмещающих пород, например песчано-глинистых,
четкой положительной аномалией АПсп.
В результате окисления угля в водной среде поверхность
его заряжается отрицательно, а контактирующий раствор —
положительно. В случае восстановительной реакции картина
обратная: твердая поверхность приобретает положительный за-
ряд, а водный раствор — отрицательный.
27
Электродные потенциалы
Наряду с потенциалами СП, связанными с минеральным
составом и структурой горных пород, в скважинах возникают
окислительно-восстановительные потенциалы на поверхности
обсадных труб и металлических электродов, опущенных в сква-
жину. Эти потенциалы образуются при переходе катионов
в раствор, который заряжается в этом случае положительно.
Переход катионов в раствор обусловлен их взаимодействием
с полярными молекулами воды. Избыточные электроны ме-
талла заряжают его поверхность отрицательно. В результате
этих процессов между ионами металла, перешедшими в раствор,
и поверхностью металлического электрода образуется двойной
электрический слой. Этот слой препятствует дальнейшему раст-
ворению металла, и в системе металл — раствор устанавлива-
ется подвижное равновесие, характеризующееся равными ско-
ростями растворения металла и осаждения ионов из раствора
на поверхность металла. Разность потенциалов на поверхности
раздела твердой и жидкой фаз получила название электрод-
ных потенциалов.
В нефтяных и газовых скважинах, разрезы которых сло-
жены преимущественно песчано-глинистыми и карбонатными
породами, величина потенциалов собственной поляризации
обусловлена главным образом диффузионно-адсорбционными
потенциалами и частично фильтрационными. Окислительно-
восстановительные потенциалы для таких разрезов не харак-
терны. В разрезах угольных и рудных скважин величина есте-
ственного электрического поля определяется в значительной
мере окислительно-восстановительными потенциалами.
§ 6. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ ПОТЕНЦИАЛОВ
СОБСТВЕННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ ГОРНЫХ ПОРОД
В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
Величина потенциалов собственной поляризации горных по-
род может быть зарегистрирована в скважине несколькими ме-
тодами: обычным методом потенциалов СП, методом градиента 1
СП, методом селектированных зондов СП, методом квазистати- |
ческих потенциалов СП и методом специальных зондов СП. ’
V.
I
Обычный метод потенциалов СП К
У'
Простейший и наиболее распространенный метод замера ве-
личины Uсп в скважине заключается в следующем.
Имеются два измерительных электрода — М и N. Электрод .
М помещается в скважину и перемещается вдоль ее оси, элект- -
род N располагается неподвижно на поверхности вблизи устья |
скважины. Электроды М и N в совокупности представляют со- '
бой простейший одноэлектродный зонд. Между электродами ।
9Я
• '.m'mi.1 |мм('|н |ши потенциалов СП (а), градиента потенциала СП (б),
............и noreiiii.iia.noB СП (в) н квазистатических потенциалов СП (г),
н । н> । i>ii|ivi"iii,nll iipufiop; КН--компенсатор поляризации; Б — батарея; П — ио-
м»1р, Г ггигрнтор переменного тока.
N iik.iii()'i;i('I('h измерительный прибор, например гальвано-
(рис. 7, а). Регистрируется разность потенциалов Д£7СП,
। в а к ни,.а я между электродами М. и N'. Д^7сп~^спм— ^cnw>
I\ 11Л1 и потенциалы естественного электрического
к Ht'ihax /VI и /V. Поскольку потенциал t7cnw практически
1МГ11ЯГТГЯ во времени, когда электрод N помещен в ста-
нут но физико-химическим свойствам среду, например
ринк е глинистым раствором, то разность потенциалов
। оудет отличаться от значения UCYlM на постоянную вели-
. т. е. Л(/Сп = ^спм — ^const-
hi кон записи кривой СП является электрод М. Разность
|||.пллов записывается в милливольтах. Электрод М пере-
ется снизу вверх по стволу скважины. Кривая потенциа-
'.II записывается обычно так, чтобы увеличению [7СП со-
етвовало ее отклонение вправо, что обеспечивается поляр-
ю подключения электродов М и N к измерительному
»ру (см. рис. 5).
ш погружении измерительных электродов М и N в вод-
кц’твор между ними возникает электродная разность по-
алов &U3 = U3M— которая не несет информации о
эх разреза скважины. При мало изменяющихся физико-
icckiix и температурных условиях среды, окружающей
юды М и N, при использовании неполяризующихся элек-
в' А(7Э в процессе измерения потенциалов СП остается
ически постоянной.
'(‘поляризующимися являются такие электроды, металл которых на-
। в насыщенном растворе, содержащем избыток соли металла. В этом
между металлом и раствором его соли наблюдается незначительная
чивая разность потенциалов.
ЛК
Рис. 8. Принципиаль-
ная схема компенса-
тора поляризации.
Э — токовый элемент; мА —
миллиамперметр; R1 — пе-
ременное сопротивление
для регулировки силы то-
ка; П — переключатель
полярности подаваемой на
сопротивление; R2 — разно-
сти потенциалов; ЛК —
линия кабеля.
Перед началом измерения &U0 ча-
стично компенсируется разностью потен-
циалов, противоположной по знаку
электродной разности потенциалов. Уст-
ройство для компенсации электродных
потенциалов и смещения кривой
в процессе ее регистрации носит назва-
ние компенсатора поляризации
(рис. 8). Компенсатор поляризации
представляет собой элемент, замкнутый
на сопротивление, с которого снимается
разность потенциалов, противоположная
по знаку электродной. Значение раз-
ности потенциалов, подаваемой в изме-
рительную цепь, и ее полярность изме-
няются переменным резистором R1 или
декадными сопротивлениями R2 и пере-
ключателем 77.
Метод градиента потенциала СП
Другой метод регистрации потенциа-
лов собственной поляризации горных по-
род состоит в измерении градиента по-
тенциала СП, т. е. в фиксировании раз-
ности потенциалов между двумя элект-
родами— М и N, опущенными в скважину и расположенными
на небольшом расстоянии один от другого (около 1 м)
(см. рис. 7,6). В этом случае измеряется напряженность
(э. д. с.) естественного поля Есп =—dUcu!dL = —grad(/cn, где
L=MN.
Запись кривой градиента СП производится при детальном
изучении разрезов скважин, а также в случае сильных блуж-
дающих промышленных или теллурических токов, которые не
позволяют зарегистрировать эту кривую обычным способом.
Метод селектированных зондов СП
В методе селектированных зондов СП искусственно созда-
ются условия, уменьшающие влияние ограниченной мощности
пласта и сопротивления вмещающих пород па величину 77Сп-
Этот метод позволяет выделить в разрезах скважин проницае-
мые и глинистые пласты, залегающие среди пород высокого
сопротивления (карбонатов).
Зонд для измерения селективной СП состоит из основного
измерительного электрода М, двух дополнительных электродов
сравнения Ni и А/г и двух питающих электродов Л и А (см.
рис. 7, в).
30
Mr1on кин ин татических потенциалов СП
llpu лuieiinieii обработке данных обычного метода СП и
|'" |"Д.1 । радигита потенциала СП в Д£7СП, полученных против
и н.н и nt ограниченной мощности высокого удельного сопротив-
»н null, с помощью палеток вносят соответствующие поправки
• а влияние мощности и удельного сопротивления пласта, удель-
»•<•»<> сопротивления вмещающих пород и зоны проникновения,
ю1.н\нч ров скважины и зоны проникновения. Исправленные
111 i ।’н' 11 и я /\//CH называют к в а з и ст а т и ч ес к и м и.
(.ущесгвует способ непосредственной регистрации квазиста-
.... потенциала с помощью специального зонда и сква-
.......... аппаратуры с автоматическим регулированием элект-
........ поля (см. рис. 7, г). Условием экранировки при по-
Uучении квазнстатической кривой СП является равенство нулю
ра шостн потенциалов между электродами АД и Ni или М2 и
I ‘a iiriicтво потенциалов электродов Afi и Л12 и N2 означает
<исутствне тока на участке скважины между электродами Afi
(ЛI -) н N\ (А^г) •
Мг год специальных зондов СП
В тех случаях, когда по тем или иным причинам невоз-
можно записать кривую СП обычным способом из-за наличия
олужд,л1()щпх н теллурических токов, применяют специальные
НИ1ДЫ (стабильный зонд, трехэлектродный зонд Дахнова —
Дьяконова, экранный зонд) и способ с контрольным замером
потенциала СП (рис. 9), описание которых приведено в ра-
ооге |4].
Масштабы записи кривых потенциалов СП
Масштаб кривой потенциалов СП выражается числом мил-
ливольт на 1 см и должен быть выбран таким, чтобы ампли-
туды отклонений кривых находились в пределах 2—7 см. Если
Рис. 9. Схемы измерения потенциалов СП стабильными зондами (а, б), трех-
мк'ктродными зондами Дахнова—Дьяконова (в, г), экранным зондом (д)
и способом с контрольным замером потенциала £/Спна постоянной базе M'N'
(<)
31
максимальные отклонения амплитуд СП не превышают 2 см,
следует регистрировать кривую СП в более крупном масштабе.
Чаще всего применяют масштабы 5, 10, 12,5 мВ/см, выбирая
их одинаковыми для всего разреза и месторождения или груп-
пы месторождений. Вертикальный масштаб глубин 1 :200 и
1 :500, в случае частого чередования пластов и при детальных
исследованиях продуктивных толщ— 1 :50.
Скорость записи кривых СП может достигать 3000—
4000 м/ч.
Кривые потенциалов СП
Как известно, кривые СП не имеют нулевой линии. На диа-
граммах кривых СП могут быть нанесены условные «нулевые»
линии — линия глин и линия песчаников. «Нулевая» линия
глин проводится по максимальным значениям [7СП против мощ-
ных однородных глинистых толщ. Эта условная линия зани-
мает обычно крайнее правое положение. Линия песчаников
устанавливается по максимальным отрицательным амплитудам
кривой СП и занимает, как правило, крайнее левое положение.
От уровня линии глин отсчитывается величина At/cn*
Если породы, подстилающие и покрывающие одиночный од-
нородный пласт, характеризуются близкими значениями есте-
ственной электрохимической активности, то аномалия кривой
17сп в таком пласте симметрична относительно его середины.
При мощности пласта, превышающей три размера диаметра
скважины (/i>3dc), границы пластов составляют половину
максимального отклонения амплитуды А£7спот линии глин, при
h<3dc — больше половины максимального отклонения At/cn и»
тем ближе смещаются границы пласта к максимуму кривой,
чем меньше h (рис. 10). Влияние мощности пласта на величину
AJ7Cn сказывается практически при h<Adc.
Кривые градиента потенциала СП отмечают границы плас-
тов экстремальными значениями grad A^cn/gradEg: подошва
фиксируется минимумом, кровля — максимумом (рис. 11).
линии глин против пластов
с меньшей диффузионно-
адсорбционной актив-
ностью, чем у глинистых
пород, в сторону уменьше-
ния потенциала UCn (увели-
чивается отрицательная ам-
плитуда потенциалов СП)
происходит в случае рф>рв
и в сторону увеличения
Uсп — При рф<^рв-
Как указывалось выше,
величина потенциала соб-
ственной поляризации оп-
ределяется диффузионно-
лонение кривой исп от
Рис. 10. Теоретические кривые потенци-
ала СП в пластах различной мощно-
сти.
Рвм=Рпл=Рр; £о, 1=£о, 3- ШифР КРИВЫХ -hldc
32
Рис. 11. Кривая градиента
потенциала СП
Рис. 12. Кривые потенциала
СП при различных соотноше-
ниях удельных электрических
сопротивлений фильтрата
промывочной жидкости рф
и пластовой воды рв.
1 — Рф>Рв; /7—рф<Рв- * 1 ~ глина:
2 — глина песчаная; 3 — песок;
4 — песок глинистый; 5 — песча-
ник; 6 — мергель; 7 — известняк;
8 — известняк глинистый.
адсорбционной активностью горных пород, которая зависит
прежде всего от степени дисперсности последних, т. е. от их
глинистости. Чем ниже глинистость песчаного пласта, тем
меньше Лда и больше амплитуда Д(7Сп относительно линии глин.
Таким образом, амплитуда аномалии кривой СП есть мера
глинистости или песчанистости породы.
Когда минерализация пластовых вод превышает минерали-
зацию фильтрата промывочной жидкости (рф>рв) и пластовое
давление ниже гидростатического (рПл<Рг), породы с низкой
диффузионно-адсорбционной активностью (чистые и слабогли-
нистые песчаники и алевролиты, карбонатные и гидрохимиче-
ские осадки) отмечаются на кривых СП глубокими отрица-
тельными аномалиями ДС/сп, породы с высокой активностью
(глины и сильно глинистые породы)—положительными ано-
малиями ДС/сп (рис. 12, 1).
Если минерализация пластовых вод меньше минерализации
фильтрата промывочной жидкости (рф<рв) и пластовое давле-
ние на уровне пласта превышает гидростатическое (рпл>рг),
то в соответствии с формулой (29) знак аномалии ДС7спв рас-
смотренных породах изменится на обратный (рис. 12, II).
Если рф>рв и рпл>рг или рф<рв и Рпл<рг, то против пес-
чаных и карбонатных проницаемых пород могут быть зафик-
2 Заказ № 1956
33
сированы как отрицательные, так и положительные аномалии
в зависимости от соотношения величин диффузионно-ад-
сорбционных и фильтрационных потенциалов.
Искажение кривых потенциалов СП
Кривые потенциалов собственной поляризации пород иногда
могут быть искажены постоянными электрическими полями, не
несущими информации об изучаемом геологическом разрезе.
Эти сигналы-помехи затрудняют, а порой исключают не только
количественную, по и качественную интерпретацию диаграмм
потенциалов СП. К наиболее часто встречающимся помехам
относятся поляризация электродов, потенциалы движения
(трибополяризация), блуждающие и теллурические токи, галь-
ванокоррозия, потенциалы оседания (седиментация), намагни-
ченность лебедки, влияние металлов и др. Меры борьбы с ука-
занными видами помех рассмотрены в работе [5].
Области применения методов потенциалов СП
и решаемые ими геологические задачи
Обычный метод потенциалов СП является одним из основ-
ных методом электрометрии для исследования разрезов нефтя-
ных и газовых скважин. Он позволяет решать обширный круг
геологических задач, связанных с изучением литологии раз-
реза, установлением границ пластов, проведением корреляции
разрезов, выделением в разрезах пород-коллекторов, определе-
нием минерализации пластовых вод и фильтрата промывочной
жидкости, выявлением в пластах мест прорыва пресных на-
гнетаемых вод, определением коэффициентов глинистости, по-
ристости, проницаемости и нефтегазонасыщения пород. Обыч-
ный метод потенциалов СП входит в обязательный комплекс
исследований гидрогеологических и инженерно-гидрогеологиче-
ских скважин.
Метод градиента потенциала СП наибольшее распростра-
нение получил при изучении разрезов скважин рудных и уголь-
ных месторождений наряду с методами электродных потенциа-
лов и гальванических пар.
§ 7. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ ПОТЕНЦИАЛОВ
СОБСТВЕННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ ГОРНЫХ ПОРОД
В РУДНЫХ И УГОЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ
Процесс возникновения потенциалов СП в скважинах, раз-
резы которых представлены породами с электронной проводи-
мостью, носит сложный характер. На окислительно-восстанови-
тельные потенциалы в рудных, угольных и графитовых телах
накладываются электродные потенциалы, образующиеся на
поверхности контакта металла электродов с раствором и поро-
34
Рис. 13. Кривые 17Сп и grad t/Dc
для угольных пластов.
1 — уголь; 2 — глинистая порода.
дой, обладающей электронной
проводимостью, а также по-
тенциалы гальванических пар,
возникающие при контакте
двух металлических провод-
ников с резко различными
электродными потенциалами.
При обычном способе из-
мерения кривой СП и способе
градиента потенциала СП в
рудных и угольных скважинах
измерительные электроды сле-
дует защищать посредством
бандажей и других устройств
от непосредственного контак-
та их со стенками скважины.
В противном случае кривые (7СП и grad(7Cn будут сущест-
венно искажены электродными потенциалами, возникающими
при контакте металлического электрода с рудными, угольными
и графитовыми прослоями. Для детального изучения таких
прослоев надо применять метод градиента потенциала СП,
кривые которого не только почти свободны от искажающего
влияния блуждающих токов, но и позволяют четко выделять
границы рудных и угольных пластов (рис. 13).
Для изучения разрезов рудных и угольных скважин исполь-
зуются методы электродных потенциалов и гальванических пар.
Метод электродных потенциалов
I
В методе электродных потенциалов (МЭП) измеряется
электродная разность потенциалов At73n> возникающая на по-
верхности раздела металла измерительных электродов и на
контакте электронно-проводящей породы с промывочной жид-
костью.
Электронно-проводящие породы (сульфиды, графит, ант-
рацит и др.) характеризуются положительными электродными
потенциалами. Для получения А[7ЭП значительной величины из-
мерительные электроды и ?/] (Мг) изготавливаются из ме-
талла с наибольшим отрицательным значением нормального
электродного потенциала, т. е. электродные потенциалы породы
и электродов должны иметь как можно большие различия. Наи-
лучшие результаты дает МЭП при использовании цинковых
электродов. Цинк (иэп=—0,76 В) отличается быстрым форми-
рованием электродного потенциала, величина которого мало
зависит от ионного состава электролитов и стабильна во вре-
мени при перемещении электродов по скважине.
Электродные потенциалы измеряются с помощью специаль-
ного зонда, состоящего из центрального штрих-электрода М,
который скользит по стенке скважины, и раздвоенного элект-
2* 35
рода сравнения W Мг) (рис. 14). Центральный электрод М
изготавливается в виде щетки с рабочей поверхностью около
30 см2. Электроды сравнения (АЛз) устанавливаются на цент-
рирующем устройстве так, чтобы они не касались стенки сква-
жины. Регистрируется изменение потенциала электрода М от-
носительно электрода Д') (Мг) таким образом, чтобы возрас-
тание потенциала электрода М фиксировалось отклонением
кривой вправо.
Поскольку электроды М и W сделаны из одного и того же
металла (цинка), то в интервалах разреза скважины, где нет
электронно-проводящих пород, разность потенциалов А^эп
целиком определяется разностью электродных потенциалов из-
мерительных электродов, которая невелика и обычно не превы-
шает первых десятков милливольт. Если центральный скользя-
щий электрод М коснется породы с электронной проводимо-
стью, то он приобретает электродный потенциал этого тела,
величина которого существенно отличается от электродного
потенциала электрода сравнения N. Электродная разность по-
тенциалов А£73п достигнет в этом случае нескольких сотен мил-
ливольт.
Величина электродного потенциала зависит от химического
состава электронно-проводящих тел (наименьшая характерна
Рис. 14. Схемы измерения электрод-
ных потенциалов £/эп (а) и одновре-
менного измерения кривых (7Эп и
потенциалов поля гальванических
пар Uru (б)
Рис. 15. Кривые электродных потен-
циалов t/эп для пластов глин
с прослоями пирита (а), пластов
пирита (б) и графита (в)
36
для сфалерита и галенита, наибольшая — для пирита), их раз-
меров и распределения среди вмещающих пород, химического
состава промывочной жидкости и ее температуры.
Среди вмещающих пород с ионной проводимостью электрон-
но-проводящие тела выделяются резким увеличением U3n
В подошве таких пластов Г7ЭП достигает максимума, затем по-
тенциал в пласте либо сохраняется постоянным (графит, ант-
рацит), либо уменьшается (рудные слои). Снижение потенци-
ала иЭп (участок кривой АВ на рис. 15) обусловлено катодной
поляризацией рудного тела и свойственно сульфидам; в уг-
лях и графите катодная поляризация отсутствует.
После пересечения кровли пласта электродом М наблюда-
ется резкий спад потенциалов иэи (участок кривой ВС) с по-
следующим асимптотическим приближением к величине иэп во
вмещающих породах (участок CD). Этот плавный спад кривой
обусловлен анодной поляризацией скользящего электрода и по-
лем гальванической пары.
Метод потенциалов гальванических пар
Метод потенциалов гальванических пар (МГП) основан на
изучении электрического поля, обусловленного нанесенным на
рудное тело тонким слоем металла, электродный потенциал ко-
торого существенно отличается от электродного потенциала
природного проводника. Слой металла в совокупности с руд-
ным телом образует в водном растворе электролита замкнутый
гальванический элемент (гальваническую пару), в котором ме-
талл электрода играет роль анода, а рудное тело является ка-
тодом. Аномалии поля гальванических пар имеют положитель-
ный знак.
Поле гальванических пар быстро затухает во времени. На-
пример, поле гальванической пары, пирит — цинк через 1 мин
после нанесения металлической черты достигает 600 мВ, а по
истечении 7 мин потенциал практически исчезает.
Величина потенциала гальванических пар [7ГП зависит от
соотношения твердости рудных тел и металла штрих-электрод а,
М, которым наносится черта на породу. Чем тверже рудное
тело, тем заметнее на нем след истирающегося электрода, тем
значительнее величина потенциала поля гальванических пар и,
следовательно, тем дольше можно его наблюдать. Например,
твердости галенита и цинка близки, а пирита и цинка различа-
ются, поэтому в первом случае потенциалы поля гальваниче-
ских пар практически отсутствуют (рис. 16) . На графит и угли
штрих-электрод почти не наносит черты, и потенциал (7ГП в них
близок к нулю. Для изготовления штрих-электродов применя-
ются цинк и некоторые стали.
Кривую потенциалов поля гальванических пар целесообраз-
нее всего регистрировать вслед за нанесением металлической
черты, т. е. одновременно с записью диаграммы электродных
37
Рис. 16. Кривые USn (1) и итп (2).
а — пирит; б — галенит
потенциалов. Для этой цели
необходимо использовать до-
полнительный измерительный
электрод М, который располо-
жен от скользящего штрих-
электрода М на некотором
удалении и не касается стен-
ки скважины (см. рис. 14).
Поле потенциалов гальва-
нических пар является полем
двойного электрического слоя,
поэтому кривая изменения по-
тенциалов по конфигурации
аналогична кривой обычного
потенциала собственной поля-
ризации диффузионно-адсорбционного и фильтрационного про-
исхождения. Границы рудного тела определяются по точкам
кривой, в которых Urn равна половине максимального значе-
ния потенциала гальванических пар.
В настоящее время методы электродных потенциалов и
гальванических пар применяются для выявления в разрезах
скважин руд, углей, графита и других полезных ископаемых.
Глава IV
МЕТОДЫ КАЖУЩЕГОСЯ СОПРОТИВЛЕНИЯ
В группу методов кажущегося сопротивления (КС) входят
метод обычных зондов КС, боковое электрическое зондирова-
ние (БЭЗ), метод специальных зондов КС, микрозондирование
(МКЗ) и резистивиметрия (Р).
§ 8. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДОВ
КАЖУЩЕГОСЯ СОПРОТИВЛЕНИЯ
Методы кажущегося сопротивления основаны на изучении
распределения искусственного стационарного и квазистацио-
нарного электрических полей в горных породах. Обычно кажу-
щееся удельное сопротивление среды, окружающей зонд, опре-
деляется по наблюденным значениям U, разности потенциалов
AI7 или напряженности электрического поля Е, созданного ис-
точником тока силой I. Связь между удельным электрическим
сопротивлением (электропроводностью) изотропной среды,
плотностью тока, напряженностью и потенциалом поля выра-
жается на основании формул (5) и (21) соотношением
j =сЕ= ——(34)
р дг
где г — расстояние между источником тока и точкой, в которой
определяется потенциал или напряженность электрического
поля.
38
В случае однородной изотропной среды величина р в фор-
муле (34) есть ее истинное удельное сопротивление, а в случае
неоднородной среды — кажущееся. удельное сопротивление рк.
Бескерновое изучение разрезов скважин по величине удель-
ного электрического сопротивления горных пород основано на
его изменении в весьма широких пределах — от долей ом-метра
до сотен тысяч ом-метров. Удельное электрическое сопротивле-
ние горных пород определяется рядом факторов: их минераль-
ным составом, пористостью, температурой, давлением, минера-
лизацией пластовых вод, извилистостью поровых каналов, со-
отношением воды и углеводородов (нефти, газа) в поровом
пространстве и др. Следовательно, по значению удельного
электрического сопротивления можно установить литологию
разреза, структуру пород, содержание в разрезе полезных ис-
копаемых (нефти, газа, руд, углей и пр.), оценить величину
нефтеотдачи.
Электрическое стационарное или квазистационарное поле
создается в горных породах, вскрытых скважинами, с помощью
питающих электродов А и В. Потенциал, разность потенциалов
и напряженность поля измеряются посредством измерительных
электродов М и N. Электрический ток на питающие заземле-
ния А и В подается от генератора тока.
Сочетания электродов А, В, М и N, расположенных в сква-
жине на разных расстояниях друг от друга, образуют зонды
КС. Зонд подсоединяется к кабелю с токопроводящими и из-
мерительными жилами и опускается в скважину. Обычно при
измерении КС три электрода — А, М и N или А, В и М поме-
щают в скважину, а четвертый — В или N находится на поверх-
ности (рис. 17). Возможны случаи, когда только два элект-
рода— А и М опускают в скважину, а два других —В и N
устанавливают на поверхности или все четыре электрода поме-
щают в скважину.
Чтобы установить связь удельного электрического сопротив-
ления изучаемой среды с измеряемой характеристикой элект-
рического поля (U, AU и Е), силой тока и геометрическими
размерами зонда, необходимо определить значение потенциала
в однородной изотропной среде, где расположен точечный ис-
точник тока.
Электрическое поле в однородной
изотропной среде
Пусть в однородном изотропном пространстве, заполненном
средой удельного сопротивления р, находится точечный источ-
ник тока А силой I. Второй полюс В источника тока располо-
жен в бесконечности и влиянием его на электрическое поле
среды вблизи электрода А можно пренебречь.
Необходимо определить потенциал электрического поля
в любой точке изучаемой среды на расстоянии г от источника
39
Рис. 17. Схемы измере-
ния кажущегося сопро-
тивления горных пород
в скважине обычными
зондами разных . типов.
а, б — однополюсные зон-
ды;. в, г — двухполюсные
зонды (а, в — потенциал-
зонды; б, г — градиент-
зонды); д — идеальный
потенциал-зонд. Г — гене-
ратор тока для создания
электрического поля
в скважине; R — реостат;
РП — регистрирующий при-
бор
тока, исключая точку А. Совместим начало координат с точкой,
где находится источник тока А, и опишем вокруг него сферу
произвольного радиуса г (рис. 18). Так как среда однородна и
изотропна, то ток будет равномерно распределен по поверхно-
сти сферы и, следовательно, его плотность
]пр = //5 = //4лг2, (35)
где 3 = 4лг2 — площадь поверхности сферы.
Из уравнения (34) следует
Е——dUldr = \ntf>. (36)
Подставив (35) в (36), получим
du _ р/
dr 4лг2
40
или
—(37)
4л г2 . v
В соответствии с формулой (37)
потенциал в точках изучаемой
среды
y=Cdt/= —£L С А = _£L_l С.
J 4л J г2 4лг
(38)
Постоянная интегрирования С
находится из граничного условия
равенства потенциала нулю на бес-
конечном расстоянии от источника
тока, т. е. 1—0 при г->оо, поэтому
необходимо принять С=0. Итак, вы-
ражение для потенциала в однород-
Рис. 18. Схема электрического
поля в однородной изотроп-
ной среде.
1 — линии равного потенциала;
2 — линии тока и электрических
сил.
пой изотропной среде, созданного
точечным электродом А, излучающим ток силой I, в любых точ-
ках изучаемой среды на расстоянии г от источника А имеет
следующий вид:
U = р//4лг.
(39)
В соответствии с (21) и (39) напряженность электрического
поля в однородном пространстве
Е = р//4лг2. (40)
Если потенциалы электрического поля определяются в точ-
ках М и N, расположенных соответственно на расстояниях
гх=АМ и r%=AN от электрода А и на одной с ним прямой, то
t/M — pl/4л AM;
(41)
U N = pI/4nAN.
(42)
Разность потенциалов между любыми точками М и N изу-
чаемого пространства на основании (41) и (42) определяется
выражением
Д(/ = им
pl / 1 1 \
4л AN /
или
pl MN
4л AM-AN
(43)
При бесконечно сближенных электродах М и N (MN—>0)
в соответствии с (40) напряженность поля .
Е = р! / 4л I(Л О)2, (44)
41
где АО — расстояние между электродами А и серединой О бес-
конечно близко расположенных электродов М и N.
Формулы (41), (43) и (44) позволяют по результатам из-
мерений потенциала U, разности потенциалов ДП и напряжен-
ности электрического поля Е при постоянном значении I и за-
данных расстояниях AM, AN и АО между электродами зонда
определить удельное сопротивление однородной среды:
р = ^(7//; (45)
р = КД(///; (46)
Р = КеЕИ, (47)
где Ки~^пАМ\ К=Ая, /С£ = 4л(ЛО)2 — коэффици-
енты зондов, численные значения которых зависят только от
расстояний между электродами.
Поскольку при измерениях величин электрического поля
обычно регистрируется разность потенциалов между измери-
тельными электродами М и N, наиболее часто используется
формула (46). В ней разность потенциалов выражается в мил-
ливольтах, сила тока — в миллиамперах, коэффициент зонда —
в метрах, величина удельного сопротивления — в ом-метрах.
В случае однородной изотропной среды удельное электриче-
ское сопротивление, рассчитанное по формуле (46), соответст-
вует его истинному значению. Однако фактически среда, окру-
жающая зонд в скважине, не является однородной и изотроп-
ной. Удельное сопротивление среды изменяется как в
вертикальном, так и в горизонтальном направлениях. Удельное
электрическое сопротивление неоднородной среды, рассчитан-
ное по формулам для однородной среды, например по (46),
представляет собой кажущееся удельное электрическое сопро-
тивление
ГГ А Т Г / Г * Afyl * 4 N Д £/ [ Л Q4
Рк = КД7//7 = 4Л——------— • (48)
MN I
Из формул (46) и (48) следует, что кажущееся удель-
ное электрическое сопротивление среды можно
рассматривать как истинное удельное электрическое сопротив-
ление фиктивной однородной изотропной среды, в которой при
постоянных расстояниях между электродами зонда и силе тока
создается такая же разность потенциалов, как в изучаемой не-
однородной среде. Поскольку регистрируемая величина Д[7 про-
порциональна рк, кривая, записанная при постоянной силе тока,
представляет собой кривую кажущегося сопротивления в масш-
табе KN, поэтому диаграмма КС — это кривая изменения кажу-
щихся сопротивлений пород по разрезу скважины.
Результаты измерения КС различными зондами представ-
ляются в виде кривой изменения рк с глубиной в том или ином
масштабе глубин. Чтобы получить кривую КС, необходимо,
42
поддерживая постоянную силу тока, протекающего через элек-
троды А и В, зафиксировать изменение разности потенциалов
между электродами М и N при перемещении зонда по стволу
скважины.
Принцип взаимности
Принцип взаимности состоит в том, что при сохранении рас-
стояния между электродами зонда и взаимной замене их на-
значения (т. е. если пропускать ток через электроды М и N,
а разность потенциалов измерять между заземлениями А и
В) величина кажущегося удельного сопротивления не изме-
нится.
Справедливость принципа взаимности легко показать на
примере однородной изотропной среды. В этой среде с удель-
ным сопротивлением р находится точечный источник тока А,
который отдает в окружающее пространство ток силой I
(рис. 19). Согласно формуле (41) в точке М, удаленной на
расстояние AM от заземления А, потенциал
М (Л) ~
Поместим источник тока А в точку М, а в прежней точке
А будем определять потенциал поля, величина которого
& А (М) ~
Так как AM —МА, то
(49)
Поскольку измеренное удельное электрическое сопротивле-
ние среды (истинное и кажущееся) согласно
(45) пропорционально отношению I/I, а ко-
эффициент зонда Ki определяется только
взаимным расположением электродов и не
зависит от их назначения, равенство (49) и
является доказательством справедливости
принципа взаимности. Доказательство прин-
ципа взаимности для неоднородных и анизо-
тропных сред приведено в работе [4].
Принцип взаимности имеет большое прак-
тическое значение. Например, выбирается
оптимальная схема зонда, при которой ми-
нимальны помехи и возможно выполнение
комплексных измерений. Схему с двумя то-
ковыми электродами в скважине применяют
наиболее часто, потому что с нею легко
обеспечить одновременную запись кривых
КС и СП.
Рис. 19. По-
тенциал-зонд
в однородной
изотропной
среде с вза-
имно заменяе-
мыми электро-
дами
43
§ 9. МЕТОД ОБЫЧНЫХ ЗОНДОВ.
КАЖУЩЕГОСЯ СОПРОТИВЛЕНИЯ
. . . ч
Типы зондов КС
Кажущееся сопротивление горных пород измеряется чаще
всего с помощью обычных зондовых устройств, у которых три
электрода находятся в скважине. Условимся называть элект-
роды парными, если они включены в одну цепь — питающую
(Л и В) или измерительную (Л4 и N), и непарными — элект-
роды разных цепей. Электроды Л и В, которые служат для со-
здания электрического поля в скважине, называют токо-
вым и, электроды и N, использующиеся для измерения ве-
личины электрического поля, — измерительными.
По измеряемой величине электрического поля и располо-
жению электродов зондовые установки делятся на потенциал-
зонды и градиент-зонды (рис. 20).
Потенциал-зондами называются такие зонды, у ко-
торых расстояние между непарными соседними электродами
AM мало по сравнению с расстоянием между парными электро-
дами (MN и АВ),\ т. е. АМ<МН или АМ<АВ. Если один из
парных электродов (N или В) потенциал-зонда удалей в бес-
конечность (N—>оо или В—мх>), то такой зонд называется
идеальным п о т е и ц и а л - з о и д о м (рис. 20, а, /). В этом
случае величина КС, замеренная идеальным потенциал-зондом,
соответственно (45) пропорциональна потенциалу электриче-
ского поля в точке М, т. е.
рк — 4лАМ UH.
Установка названа потенциал-зондом потому, что в точке
М измеряется потенциал электрического поля. Обычно приме-
няют трехэлектродные неидеальные потенциал-зонды (рис. 20,
а, II—V). Величина рк для них определяется формулой (48).
Использование для замера рк идеальных двухэлектродных по-
тенциал-зондов на трехжильном кабеле нецелесообразно ввиду
возникновения значительных э. д. с. индукции в измерительной
жиле кабеля. Эти э. д. с. существенно искажают регистрируе-
мую величину потенциала, а следовательно, и значения кажу-
щегося сопротивления. При бифилярной проводке измеритель-
ных или питающих жил кабеля индукционный эффект резко
снижается.
Расстояние между сближенными непарными электродами
ТПЗ=ДЛ4 является размером или длиной потенциал-зонда. Точ-
ка, к которой относится замер кажущегося сопротивления или
другого параметра, называется точкой записи и обозна-
чается через О. Точка записи у потенциал-зонда условно рас-
положена посередине между электродами А и М, хотя факти-
чески потенциал фиксируется в точке М. Это связано с тем, что
при таком переносе точки записи кривая КС потенциал-зонда
44
получается симметричной относи-
тельно середины пласта, и в резуль-
тате облегчается отбивка его гра-
ниц. Размер потенциал-зонда опре-
деляет его глубинность исследова-
ния и общий вид кривой кажуще-
гося сопротивления.
Если допустить измерение вели-
чины КС с относительной погреш-
ностью до 5 %, то в потепциал-зоп-
дах расстояние АВ (или ММ) необ-
ходимо брать равным или большим
10 AM (10 МА).
Гр ад иент-зонды — это зон-
ды, у которых расстояние между
парными электродами (MN или
АВ) мало по сравнению с расстоя-
ние. 20. 1 l(iTeiiii,ii;i.ii .чопды (а)
п градиент зонды (б).
нием между непарными электро- шппинщю электроды; 2 —
дами (4M),T. е. MN^AM ИЛИЛВ/ прнеми.ле ..Чемроды; .'/ — точки
1 Z ПЛ Z-'X BelMCplI Р|,
ZAM (рис. 20, б). Если расстояние
между сближенными электродами
MN или АВ стремится к нулю (MN—>0 или АВ->0), то такой
зонд является идеальным град иент-зо идо м (рис. 20,
б, I). Величина КС, в случае идеального граднепт-зонда, со-
гласно (47) пропорциональна градиенту потенциала В электри-
ческого поля в точке О, находящейся посередине, между беско-
нечно сближенными электродами М и N:
рк = 4л(АО)2ЕП.
На практике применяют трехэлектродные пеидсальные гра-
диент-зонды, величина рк которых, определяемая формулой
(48), пропорциональна изменению разности потенциалов на уча-
стке MN. Установка названа градиент-зондом потому, что ме-
жду точками М и N (рис. 20, б, II—V) измеряется градиент
потенциала электрического поля.
Обычно применяют градиент-зонды с расстояниями между
электродами MN или АВ от 0,05 до 2 м (в зависимости от раз-
мера зонда). Использовать идеальные градиент-зонды невоз-
можно, так как, во-первых, нельзя изготовить зонды с беско-
нечно близко расположенными электродами, а во-вторых, при
бесконечно близких друг к другу электродах разность потен-
циалов между ними настолько мала, что се практически нельзя
измерить.
Расстояние Агз =АО между непарным электродом и сере-
диной сближенных электродов является размером градиент-
зонда. Точка записи О кривой КС у градиент-зонда располо-
жена посередине между парными электродами. Размер гради-
ент-зонда АО определяет его радиус исследования и общий вид
кривой КС.
45
Если допустить измерение величины КС градиент-зондом
с относительной погрешностью до 5 %, то расстояние АО (или
ЛЮ) необходимо брать равным или большим 10 MN (10 АВ).
По назначению электродов, находящихся в скважине, зонды
могут быть однополюсные, или прямого питания
(в скважине расположен один токовый электрод А и два изме-
рительных— М и N (рис. 20, II, III) и двухполюсные, или
взаимного питания (в скважине два токовых электрода—
А и В и один измерительный—Л4) (рис. 20, IV, V). Согласно
принципу взаимности при сохранении расстояний между элект-
родами зонда заданного типа величина КС, зарегистрирован-
ная установками прямого и взаимного питания, будет одна и
та же.
В неоднородных средах значение КС зависит не только от
типа применяемого зонда, но и от взаимного расположения
его электродов. В связи с этим различают последовательные и
обращенные трехэлектродные потенциал- и градиент-зопды.
Последовательными называют зонды, у которых парные
электроды (Л4 и N или А и В) находятся внизу (рис. 20, а, II,
IV, б, II, IV), обращенными — зонды, у которых парные
электроды расположены выше непарного (рис. 20, a, III, V, б,
III, V).
Зонды КС обозначаются буквами А, В, М, N в порядке
расположения электродов сверху вниз, между буквами указы-
ваются цифрами межэлектродные расстояния в метрах. Напри-
мер, A2M0,25N — однополюсный градиент-зонд последователь-
ный: верхний электрод А является токовым, ниже на расстоя-
нии 2 м расположен измерительный электрод М и на расстоянии
0,25 м от М — измерительный электрод N. Второй токовый
электрод — В помещен на значительном удалении от скважин-
ных электродов. Размер зонда Lr3 =2,125 м.
Связь между кажущимся и истинным сопротивлениями среды
Кажущееся сопротивление рк, измеренное потенциал-зондом
в точке М неоднородной среды, отличается от его истинного
значения во столько раз, во сколько потенциал в этой точке U'M
превышает потенциал в точке М однородной среды Um с удель-
ным сопротивлением рм:
Рк — (UМ ) Рм •
Связь рк, замеренного потенциал-зондом, с истинным удель-
ным сопротивлением среды через плотности токов определя-
ется формулой
Рк — f . Р Рмоо\р> (50)
\ Jnp
где Г и jnp —плотности тока проводимости в неоднородной
46
и однородной изотропной средах соответственно. В этой фор-
муле произведение (Xp/Jnp) берется как среднее значение
в интервале от точки М до бесконечности. Фактически опреде-
ляющее влияние на это произведение оказывают участки неод-
нородной среды, расположенные от токового электрода А на
расстоянии, не превышающем 5—10 размеров зонда.
Связь рк, измеренного градиент-зондом, с истинным удель-
ным сопротивлением среды устанавливается на основании фор-
мулы (47). Преобразуем эту формулу:
Е
Рк п ’
//4л£2
А О
где Lr3 =АО.
На основании (5)
Е — jnpP.MW
(51)
(52)
где pmn — истинное значение удельного сопротивления среды
между электродами М и N.
Согласно (35) плотность тока в однородной изотропной
среде
jnp = 774лЬ?3. (53)
Подставив (52) и (53) в (51), получим
г
Рк = -у^-Рмлг- (54)
Jnp
Из формул (50) и (54) следует: 1) кажущиеся сопротивле-
ния, измеренные потенциал- и градиент-зондами, пропорцио-
нальны истинному удельному сопротивлению среды, в которой
находятся измерительные электроды; 2) величина КС изменя-
ется пропорционально плотности тока между измерительными
электродами; 3) при пересечении поверхности раздела сред
потенциал зондом величина КС изменяется плавно, так как рм
и убывают или возрастают скачком при переходе электрода
М из одной среды в другую; при пересечении поверхностей раз-
дела сред градиент-зондом КС изменяется скачком пропорцио-
нально p1Wv, причем отношение /}пр остается практически
постоянным.
Кривые КС обычных зондов
Рассмотрим кривые КС для одиночных однородных пластов
при различных соотношениях размера зонда и мощности пласта,
удельного сопротивления пласта рпл и вмещающих пород
рвм, истинные удельные сопротивления которых в кровле и по-
дошве пласта равны. Кривые КС получены на основании
47
теоретических и экспериментальных данных с учетом влияния
скважины.
Рассмотрим кривые КС потенциал-зонда для мощного и
тонкого пластов.
1. Пласт мощный (/г>£Пз)> высокого удельного сопротив-
ления (рпл>Рвм), выделяется максимумом рк, симметричным
относительно середины пласта (рис. 21, а). При значительном
удалении зонда от подошвы пласта в нижнем полупростран-
стве значение рк близко к рвм. При перемещении зонда снизу
вверх и приближении его к пласту плотность тока в полупро-
странстве от М до оо постепенно возрастает за счет экраниро-
вания тока высокоомным пластом, и согласно формуле (50)
значение КС увеличивается, достигая максимума в середине
пласта. По мере подхода зонда к кровле пласта плотность тока
в области от М до сю уменьшается в связи с ответвлением все
большей части тока в проводящую покрывающую среду, а рк
в соответствии с формулой (50) снижается. После пересече-
ния электродами А и М кровли пласта величина КС продол-
жает уменьшаться за счет включения в полупространство Afoo
низкоомной покрывающей среды.
Границы высокоомного пласта большой мощности на кри-
вой потенциал-зонда отмечаются следующим образом? кров-
ля— на Ln3/2=AM/2 выше, а подошва — на Ьлз/2 ниже точек
перехода от медленного к резкому изменению кривой рк.
2. Пласт топкий (h<Ln3), высокого удельного сопротивле-
ния (рпл>рвм). С приближением зонда к подошве пласта плот-
ность тока возрастает в среде от М до оо за счет экранирова-
ния электрического поля заземления А высокоомным пластом,
а рк в соответствии с (50) увеличивается, достигая максимума
на расстоянии Л7И/2 от нижней границы пласта (см. рис. 21, а).
После пересечения электродом А подошвы пласта и входа его
в среду с сопротивлением рпл плотность тока в среде с pRM по-
степенно уменьшается, а рк, следовательно, снижается, дости-
гая минимума в середине пласта.
По мерс приближения зонда к кровле пласта рк увеличи-
вается в связи с возрастанием плотности тока в области элек-
трода М. Максимум рк фиксируется в момент выхода элект-
рода М из пласта на расстоянии АМ/2 от его кровли. С уда-
лением зонда от пласта рк асимптотически приближается
К ргш.
Минимум рк в центре пласта тем ниже, чем выше рпл.
С уменьшением сопротивления пласта аномалии рк экранных
максимумов становятся менее выразительными, и выделить
пласт по кривым КС потенциал-зонда весьма сложно. Это ог-
раничивает применение потенциал-зондов при изучении мало-
мощных высокоомных пластов.
3. Пласт мощный (h>Lu3), низкого удельного сопротивле-
ния (рпл<Рвм), выделяется минимумом рк, симметричным от-
носительно середины пласта (рис. 21, б). Границы пласта от-
48
ft
Лм/’р
Рис. 21. Кривые КС против одиночных однородных пластов разной мощно-
сти, полученные разными зондами (по С. Г. Комарову)
мечаются на кривой рк по аналогии с определением границ для
высокоомного пласта.
4. Пласт тонкий (/i<Ln3), низкого удельного сопротивления
(рпл “СрВИ), отмечается симметричным минимумом (рис. 21, б).
Форму кривых КС градиент-зонда для пластов различной
мощности рассмотрим на примере последовательного зонда.
1. Пласт мощный (/г>£гз), высокого сопротивления
(рпл>Рви}. Кривая КС асимметрична относительно середины
49
пласта. При приближении зонда к пласту плотность тока в на-
правлении электродов М и N постепенно возрастает за счет
экранирования тока высокоомной покрывающей средой, и со-
гласно (54) рк увеличивается (рис. 21, в).
В случае пересечения электродами М и N нижней границы
пласта на кривой КС будет наблюдаться максимум, рк кото-
рого с повышением рпл стремится к удвоенному значению по-
следнего. По мере удаления зонда вверх от подошвы пласта
влияние нижней проводящей среды уменьшается, и плотность
тока равномерно распределяется в пласте, т. е. значение рк
приближается к рпл-
. При приближении зонда к более проводящей покрывающей
среде плотность тока в области измерительных электродов по-
нижается вследствие распространения значительной его части
во вмещающую среду, и согласно (54) рк постепенно уменьша-
ется. В кровле пласта отмечается самое минимальное значение
КС, не превышающее рвм. При входе зонда в покрывающую
среду и удалении его от кровли пласта КС постепенно стре-
мится К рвм-
Границы высокоомного пласта на кривой КС последова-
тельного градиент-зонда отмечаются следующим образом: кров-
ля— по минимуму кривой рк, подошва — по максимуму, причем
сама кривая смещается по глубине вниз на половину расстоя-
ния между сближенными электродами (Л4А//2).
2. Пласт тонкий (/г<Ггз), высокого сопротивления (рпл>
>рвм). Кривая КС асимметрична относительно середины пла-
ста. В подстилающей среде на расстоянии LT3=A0 отмечается
экранный максимум (см. рис. 21, в). При дальнейшем переме-
щении зонда вверх, когда токовый электрод А и электроды М и
N будут находиться по разные стороны пласта, фиксируется
минимальное значение КС — меньше рвм. В этом случае сам
пласт является экраном, ослабляющим плотность тока в обла-
сти измерительных электродов. Подошва пласта отмечается ос-
новным максимумом рк, кровля — пониженным значением рк-
При увеличении отношения LV3lh основные максимумы кри-
вых КС смещаются к центру пласта, и кривые становятся бо-
лее симметричными. Границы низкоомного пласта большой
мощности на кривой КС последовательного градиент-зонда фик-
сируются следующим образом: кровля — по максимуму кривой
Рк, подошва — по минимуму, смещенным по глубине вниз на
MNI2 (рис. 21, г).
Кривые КС, получаемые обращенным градиент-зондом,—
зеркальное отображение кривых КС последовательного гради-
ент-зонда. Границы высокоомного пласта большой мощности
на кривой КС обращенного градиент-зонда отмечаются следу-
ющим образом: кровля — по максимуму кривой рк, а подош-
ва — по минимуму, смещенным по глубине вверх на MNJ2.
В низкоомном пласте подошва отмечается по максимуму, кров-
ля — по минимуму, смещенным па MN/2 вверх.
50
В природных условиях разрезы скважин представлены чере-
дующимися неоднородными пластами низкого и высокого со-
противления. Взаимное влияние соседних пластов и их неодно-
родность обусловливают различный характер распределения
электрического тока, а следовательно, разные формы кривых
КС и величины рк. Чередование и неоднородность пластов про-
являются в нарушении плавности хода кривых рк, их иззубрен-
ности, смещении граничных максимумов и минимумов или ни-
велировке их. Это затрудняет выделение границ пластов и
приводит к погрешностям при отсчете значений рк. Однако, не-
смотря на это, в большинстве случаев на практике удается по
фактическим кривым КС установить границы пластов и тем
самым расчленить разрез по удельному электрическому сопро-
тивлению пород (рис. 22).
Стандартные зонды
Для сравнения между собой диаграмм КС, полученных в от-
дельных скважинах регионов со специфическими условиями
залегания пород, разрезы скважин исследуются зондом одних
и тех же размера и типа, который называется стандартным.
Выбор стандартного зонда определяется следующими основ-
ными требованиями: 1) кривая КС должна быть достаточно
дифференцирована по вертикали и, следовательно, должна вы-
делить возможно большее число пластов в разрезе; 2) на кри-
вой рк должны достаточно четко отмечаться границы пластов
разных удельных сопротивлений; 3) значения КС против от-
дельных пластов не должны значительно отличаться от их ис-
тинных удельных сопротивлений.
Указанные выше требования противоречивы. Так, для выде-
ления максимального числа пластов необходимо привлекать
зонд малой длины (Л</г), однако значения рк, зафиксирован-
ные таким зондом, существенно искажаются влиянием сква-
жины и зоны проникновения промывочной жидкости. Если вы-
брать в качестве стандартного зонд большой длины (L^>dc),
показания рк которого в мощных пластах близки к их истин-
ным удельным электрическим сопротивлениям, то полученная
кривая КС будет слабо дифференцирована по вертикали и
сильно искажена экранными явлениями вследствие влияния со-
седних пластов на величину рк. При выборе стандартного зонда
имеет значение не только его размер, но и тип. Например,
в тонкослоистом разрезе нецелесообразно применять потенци-
ал-зонд, так как по его кривым КС невозможно выделить тон-
кие пласты высокого сопротивления.
На практике в качестве стандартного зонда обычно приме-
няют зонд средней длины, который позволяет получить наибо-
лее оптимальные данные об изучаемом геологическом разрезе.
В районах, разрезы которых сложены преимущественно пес-
чано-глинистыми образованиями, в качестве стандартного
51
A2MQ5N
N0,5M2A
A4M0,5N
A0.5M5N
0 5 10 15 0мм 0 5 10 15 Ои-м
0 25 50 75 jDm-m 0 5 10 15 ОшлЬ' 25 50 75 Ом-м
Рис. 22. Фактические кривые КС, зарегистрированные градиент-зондами разного размера и потенциал-зондом.
1 — глина; 2 — песчаник нефтеносный; 3 — песчаник глинистый нефтеносный; 4 — песчаник водоносный
зонда чаще всего используют последовательный градиент-зонд.
Он позволяет наиболее уверенно разделить пласт на нефтега-
зоносную и водоносную части, если в нем присутствует подо-
швенная вода. При выборе стандартного градиент-зонда важно
установить расстояние между сближенными парными электро-
дами. Обычно оно составляет V4—Vio длины зонда. Увеличение
разноса между парными электродами ведет к сглаживанию
кривых сопротивления и снижению аномалий рк, особенно про-
тив тонких высокоомных пластов.
В районах, разрезы которых представлены карбонатными
высокоомными отложениями, в качестве стандартного зонда
применяется потенциал-зонд длиной 0,5—0,75 м. Получаемая
потенциал-зондом в высокоомных мощных пластах кривая со-
противления имеет симметричную форму, поэтому наиболее
благоприятная для расчленения разреза, и рк—^рпл-
Нередко в качестве стандартных зондов используют и гра-
диент-зонд и потенциал-зонд, а в дополнение к последователь-
ному градиент-зонду — обращенный градиент-зонд той же
длины для более точной отбивки кровли высокоомных пластов.
Тип и размер стандартного зонда подбираются в зависимо-
сти от степени геолого-геофизической изученности района, осо-
бенно на стадии поисково-разведочных работ. Например, для
районов Западной Сибири в качестве стандартных зондов при-
меняют А2МО, 5N, N1 IMO, 5А.
Искажения кривых КС
В процессе регистрации кривые КС могут быть искажены
сторонними сигналами-помехами и неисправностями скважин-
ной аппаратуры, линии связи и регистрирующего устройства.
Наиболее частые причины искажения кривых КС следующие:
утечка тока, индуктивные помехи,- колебания регистрирующих
устройств, влияние металла и др. Искажения кривых КС чаще
всего связаны с нарушением изоляции скважинной, наземной
аппаратуры и линии связи. Они могут быть как в токовой цепи,
так и в измерительной. В кабеле утечка тока происходит
обычно через нарушенную изоляцию, в аппаратуре — по по-
верхности изолирующих деталей. Качество изоляции различных
узлов и участков аппаратуры характеризуется их электриче-
ским сопротивлением. Сопротивление изоляции выражается
в мегаом-метрах и определяется с помощью мегомметра М-1101,
создающего напряжение до 500 В.
Области применения обычных зондов КС
и решаемые ими геологические задачи
Метод обычных зондов КС — основной метод, применяю-
щийся при изучении геологических разрезов незакрепленных
скважин, заполненных электропроводящей промывочной жид-
53
костью, на нефтяных, газовых, угольных, рудных месторожде-
ниях, при поисках пресных и термальных вод, при решении ин-
женерно-гидрогеологических задач.
Данные метода КС стандартного зонда совместно с кривой
СП представляют собой основу всех геологических построений,
связанных с изучением глубинного строения территории, уточ-
нением стратиграфических границ, построением различных гео-
логических карт и т. д. По кривой КС стандартного зонда вы-
деляют границы пластов, определяют их мощности и глубины
залегания, выделяют коллекторы и оценивают характер их на-
сыщения, выявляют пласты нефти, газа, угля, руд и других
полезных ископаемых.
§ 10. БОКОВОЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ЗОНДИРОВАНИЕ
Метод бокового электрического зондирования (БЭЗ) со-
стоит в измерении кажущегося сопротивления пластов по раз-
резу скважин набором однотипных зондов разной длины (см.
рис. 20). Зонды разного размера, имея неодинаковый радиус
исследования в вертикальном и радиальном направлениях, фик-
сируют величину кажущегося сопротивления, обусловленную
различными объемами проводящих сред.
Главная цель БЭЗ — определение истинного удельного со-
противления, пластов.
Кажущееся удельное сопротивление пласта, измеренное
обычными зондами, отличается от его истинного значения тем,
что на величину рк, кроме самого рпл, оказывают влияние сква-
жина (ее диаметр dc и удельное сопротивление промывочной
жидкости рр), зона проникновения фильтрата промывочной жид-
кости (ее диаметр йзл и удельное сопротивление р3п), вмещаю-
щие пласт среды (удельные сопротивления покрывающих рВм, в
и подстилающих рвм, н пород); кроме того, оно зависит от отно-
шения длины зонда L к мощности пласта h и типа зонда, т. е.
Рк=/(Рпл, Рр, Реп, Рвм,%ЛАп, L/ht тип зонда).
Чтобы определить истинное удельное сопротивление пласта
по величинам КС, необходимо исключить влияние перечислен-
ных факторов на кажущееся удельное сопротивление пласта.
В пластах большой мощности (/i^>L) влияние удельных со-
противлений вмещающих пород пренебрежимо мало и показа-
ния рк практически не зависят от отношения h/L, т. е.
рк = Нрпл. Рр, P3n,F4, РзЛтипзонда).
Для такого случая есть аналитическое решение задачи
Л. М. Альпина — определение потенциалов в средах с коакси-
ально-цилиндрическими поверхностями раздела для пласта не-
ограниченной мощности (/i->oo), пересеченного скважиной и
имеющего в общем случае зону проникновения. На основании
теоретических формул разработана методика определения ис-
54
тинного удельного сопротивления пластов по данным бокового
электрического зондирования. В основе этой методики лежит из-
менение глубины исследования изучаемого околоскважинного
пространства при использовании зондов разных размеров. Если
размеры зонда малы по сравнению с диаметром скважины
(L<C^c), измеряемое кажущееся сопротивление приближается
к величине истинного удельного сопротивления промывочной
жидкости (рк^рр), при увеличении размера зонда на показа-
ния рк все больше влияют сопротивления зоны проникновения
и пласта, а при значительном превышении размера зонда над
диаметром скважины (L^>dc) и глубиной проникновения филь-
трата промывочной жидкости (L>D3n) рк приближается к ис-
тинному значению удельного сопротивления пласта, т. е.
рк=^"Рпл-
На основании теоретических формул построены палетки бо-
кового электрического зондирования для определения истин-
ного удельного сопротивления пластов большой мощности при
отсутствии проникновения фильтрата промывочной жидкости
(двухслойные палетки) и при его наличии (трехслойные па-
летки). Палетки представляют собой серии кривых рк/рр=
=f(L!dc) с различными отношениями рпл/рр и фиксированными
отношениями Z)3n/dc и рзп/рр. Палетки для градиент-зондов при-
менимы к пластам, мощность которых превышает размер наи-
большего зонда в 1,2—1,4 раза.
Для пластов ограниченной мощности (в 1,2—1,4 меньше раз-
мера градиент-зонда) задача определения истинного удельного
сопротивления пластов по величине КС зондов разного размера
при фиксированных отношениях Z)3n/dc, h/dc, рвм/рр решена
В. В. Журавлевым и В. К- Поповым путем моделирования с ис-
пользованием электроинтегратора.
Для интерпретации данных БЭЗ необходимо знать удельное
сопротивление промывочной жидкости и диаметр скважины.
Кроме истинной величины удельного электрического сопро-
тивления пласта, по материалам БЭЗ можно установить сопро-
тивление и диаметр зоны проникновения фильтрата промывоч-
ной жидкости, а также характер ее проникновения. Различают
три вида4 проникновения фильтрата промывочной жидкости
в пласт: 1) повышающее удельное сопротивление пласта
(рзп>рпл); 2) понижающее удельное сопротивление пласта
(рзп<рпл); 3) нейтральное проникновение (рзп~рпл).
Виды БЭЗ
Боковое электрическое зондирование может быть проведено
как потенциал-зондами — потенциал-зондирование, так
и градиент-зондами — градиент-зондирование. Вид
зондирования выбирается в зависимости от мощностей и
удельных сопротивлений пластов. В промыслово-геофизической
практике применяют главным образом градиент-зондирование,
поскольку потенциал-зондами выделить тонкие пласты высо-
кого сопротивления невозможно.
Боковое электрическое зондирование проводится зондами од-
ного типа — либо последовательными, либо обращенными. Для
исследования разрезов глубоких нефтяных и газовых скважин
наиболее часто применяется следующий набор последователь-
ных градиент-зондов: АО, 4МО, IN; А1М.О, IN; А2М0, 5N;
А4М0, 5N; A8M1N. Используются также обращенные градиент-
зонды тех же размеров.
В комплект зондов БЭЗ входит и стандартный зонд
A2M0,5N. Для учета явления экранирования и более точной от-
бивки границ пластов в дополнение к диаграммам рк последо-
вательных градиент-зондов БЭЗ записывают кривую КС обра-
щенным градиент-зондом N0,5M4A или N0,5M2A. При исследо-
вании угольных, рудных и структурно-картировочных скважин
малого диаметра длину первого зонда в комплекте берут при-
близительно в 2 раза меньше, чем в скважинах большого
диаметра, т. е. АО = 0,25 м вместо АО = 0,45 м, а измерения
с зондом A8M1N не производят. При значительной глубине про-
никновения фильтрата промывочной жидкости в пласт могут
быть использованы зонды и больших размеров, например
A16M2N.
Аппаратура типа КСП
Боковое электрическое зондирование проводится с помощью
многоканальной аппаратуры, позволяющей одновременно ре-
гистрировать несколько кривых КС с использованием различ-
ных частот; этот способ регистрации кривых БЭЗ реализован
в широко применяемой скважинной аппаратуре типа КСП. Ап-
паратура КСП, построенная на основе трех- и четырехканаль-
ной телеизмерительной системы с частотной модуляцией сиг-
нала и частотным разделением каналов, обеспечивает одновре-
менное измерение трех кривых рк и запись кривой Ucn или
четырех кривых КС.
Применяется аппаратура КСП-2 и КСП-М. Комплексная
скважинная малогабаритная аппаратура КСП-М состоит из глу-
бинного прибора с многоэлектродным зондом и наземной па-
нели. Кривые КС записываются однополюсными зондами с об-
щим токовым электродом А.
Электрод А питается током частотой 300 Гц от наземного
стабилизированного генератора УГ-1 (рис. 23), а цепи сква-
жинного прибора — постоянным током от выпрямителя УВК-1.
Обратным токовым электродом В служит броня кабеля. Раз-
ности потенциалов, снимаемые с четырех пар измерительных
электродов (MiNi, M$N3 и А1Д), образующих с электро-
дом А четыре разных зонда КС, передаются на поверхность по
линии связи с помощью частотно-модулированных колебаний
(основные частоты 7,8; 14; 25,7 и 45 кГц). Сигнал СП проходит
по кабелю в виде медленно меняющегося тока.
56
Зонды переключаются с
наземной панели управления
переключателем П. Каждый
из четырех каналов КС вклю-
чает входной трансформатор
(Тр1 — Тр4) и частотный пре-
образователь (ЧП1—ЧП4),
состоящий из усилителя и мо-
дулятора. Модулированные
колебания поступают на сум-
матор СУ и через фильтр Ф
по кабелю через панель уп-
равления ПУ попадают на из-
мерительную панель частот-
ной модуляции ИПЧМ, где
они разделяются по несущим
частотам и направляются в
соответствующие четыре ка-
нала, демодулируются и вы-
прямляются фазочувствитель-
ными детекторами. С выхода
ИПЧМ сигналы в виде мед-
ленно изменяющегося тока,
амплитуда которого пропор-
циональна измеряемой вели-
чине КС, поступают на соот-
ветствующие каналы реги-
стратора.
За три спуско-подъема
(цикла) КСП-М записывают-
ся кривые СП, стандартной
электрометрии и полного бо-
кового электрического зонди-
рования. За первый цикл ре-
гистрируются показания
«стандарт-сигнал», кривые
зондов A2M0,5N; A4M0,5N;
РП1 РЛ2 РПЗ РП4
A0,5M8N, за второй цикл — Рис. 23. Блок-схема аппаратуры
кривые зондов A8M1N; КСП-М.
N0,5M2A: A1M0.1N: ЦЖК, ОК — центральная жила и оплетка
AO,4MO,1N, за третий цикл— кабсля
кривая СП.
Аппаратура КСП-М предназначена для работы с одножиль-
ным бронированным кабелем типа КГ2 длиной до 10 км с се-
рийными геофизическими лабораториями, укомплектованными
четырехканальным регистратором и унифицированными бло-
ками (ИПЧМ, УВК-1, УВК-2, УГ-1). В отличие от аппаратуры
КСП-2 она позволяет исследовать нефтяные и газовые сква-
жины через насосно-компрессорные трубы диаметром 60 мм и
57
более. Аппаратура КСП-2 имеет три канала КС и рассчитана
на работу с трехжильным и одножильным бронированными ка-
белями.
Многоэлектродный зонд смонтирован на отрезке кабеля типа
КГ1 длиной 30 м и содержит электроды, образующие комплект
зонда БЭЗ и стандартной электрометрии, а также электрод для
записи кривой СП. Оплетка кабеля изолирована от корпуса
скважинного прибора и от электродов.
Масштабы записи и интерпретация кривых БЭЗ
Масштаб записи кривых рк выбирается таким, чтобы можно
было по нему установить сопротивление с точностью до 5 % от
измеряемой величины КС, а отклонение кривой рк от нулевой
линии должно быть не менее 1 см. По возможности при иссле-
дованиях зондами БЭЗ сохраняется единый масштаб записи,
равный масштабу стандартного зонда, например 2,5 Ом • м/см.
Масштаб глубин диаграмм бокового электрического зонди-
рования, как правило, 1 : 200, реже 1 : 500 и 1 :50.
Исследование разрезов методом БЭЗ проводится в поис-
ково-разведочных скважинах в интервалах, перспективных на
полезные ископаемые, в эксплуатационных скважинах — в про-
дуктивных интервалах.
Данные БЭЗ интерпретируются в следующем порядке.
1. С кривых КС комплекта зондов БЭЗ снимают оптималь-
ные рк опт или экстремальные рк экстр значения. Величина ркопт
для последовательного градиент-зонда есть среднее значение
КС в интервале пласта, равном его мощности минус длина
зонда (h—£гз), вычитаемая из мощности от кровли пласта
(при обращенном градиент-зонде — от подошвы пласта)
(рис. 24); ркопт снимаются для пластов большой мощности
в случае рпл>рвм для Lr3> (0,74-0,8)h и /i/dc> 164-25.
Экстремальные величины есть либо максимальные значения
рк max При рпл>рвм, Либо МИНИМаЛЬНЫе Рк min ПрИ рПл<рвМ;
Рк экстр снимаются для пластов малой мощности при Lr3<(0,74-
4-0,8) h и h/dc<16 (см. рис. 24).
Рис. 24. Примеры снятия оптимального, среднего и
экстремальных значений кажущегося сопротивления
58
В случае рпл«рвм и до-
статочно большой мощно-
сти пласта снимают сред-
ние значения рКСр (см.
рис. 24).
2. На билогарифмиче-
ский бланк с модулем
6,25 см наносят точки с ко-
ординатами по оси абс-
цисс— размер зонда Lr3
в м, по оси ординат — зна-
чения рк опт ИЛИ рк экстр
в Ом • м. По полученным
точкам строится факти-
ческая кривая зонди-
рования, представляю-
щая собой эксперименталь-
ную зависимость вида рк=
= /(Агз), которая называ-
ется еще практической
кривой (рис. 25). На этот
же бланк наносится точка
с координатами по оси абс-
цисс — dc и по оси орди-
нат— рр. Пересечение ли-
ний dc и рр носит название
креста фактической
Рис. 25. Сопоставление практической
кривой зондирования с теоретическими
кривыми БЭЗ градиент-зондов.
Л 2 — практическая и теоретические кри-
вые зондирования соответственно; 3 — ли-
ния, соединяющая точки пересечения тео-
ретическими кривыми своих правых асимп-
тот
кривой зондирования. При
интерпретации кривой зондирования в случае пластов малой
мощности строится дополнительный крест, представляющий со-
бой пересечение линий x=h и г/=рвм и носящий название
точки учета мощности.
3. Из числа палеток БЭЗ выбирают ту, на которой при со-
вмещении крестов палетки и фактической кривой зондирова-
ния кривые палеточная и практическая совпадают наилучшим
образом (см. рис. 25).
4. По совпадению практической кривой с одной из палеточ-
ных судят об истинном удельном сопротивлении пласта и дру-
гих параметрах среды (рзп, £>зп). Палеточные кривые имеют
своим модулем отношение рпл/рр — ц; зная рр, находят рпл =
— црР.
Детальнее вопрос об интерпретации данных бокового элек-
трического зондирования рассматривается в специальном курсе.
Области применения метода БЭЗ и решаемые им
геологические задачи
Методом бокового электрического зондирования исследу-
ются разрезы скважин с целью детального изучения пластов и
получения их количественных характеристик. Обычно этим ме-
тодом изучается продуктивный участок разреза скважины. В ре-
59
зультате интерпретации данных БЭЗ получают значение удель-
ного электрического сопротивления пласта, близкое к истин-
ному, а также параметры зоны проникновения промывочной
жидкости — рзп, D3ll. По значениям рпл и рзп с использованием
петрофизических связей выявляют в разрезе полезные ископае-
мые, оценивают пористость и проницаемость коллекторов, неф-
тегазосодержание и нефтеотдачу пород.
§ 11. МЕТОДЫ СПЕЦИАЛЬНЫХ ЗОНДОВ
КАЖУЩЕГОСЯ СОПРОТИВЛЕНИЯ
К специальным зондам метода КС относятся-: четырехэлек-
тродный градиент-зонд, симметричный (сдвоенный) градиент-
зонд, дифференциальные зонды, дипольный зонд, потенциал-
микрозонд Дахнова и др. (рис. 26). Их описание приведено
в работе [7].
§ 12. МИКРОЗОНДИРОВАНИЕ,
ПЛАСТОВАЯ НАКЛОНОМЕТРИЯ
Метод микрозондирования (МКЗ) заключается в детальном
исследовании кажущегося сопротивления прискважинной части
разреза зондами очень малой длины — микрозондами.
Микрозонд смонтирован на внешней стороне башмака из
изоляционного материала. Для исключения влияния скважин
па результаты измерений башмак внешней стороной прижима-
ется к стенке скважины устройством, которое может быть либо
рессорным, либо управляемым рычажным. В первом случае
микрозонд представляет собой штангу с надетыми на нее муф-
тами, к которым прикреплены под углом 120° три шарнирно сое-
диненные рессоры, образующие «фонарь» (рис. 27, а). На рес-
сорах укреплены три башмака, на одном из них смонтиро-
ваны электроды микрозонда. Рессоры, перемещаясь по штанге,
изменяют размер «фонаря» в зависимости от диаметра сква-
жины.
В микрозонде с управляемым рычажным прижимным уст-
ройством башмак с электродами шарнирно укрепляется на од-
ной из двух пар рычагов, которые прижимаются спиральной
пружиной к стенке скважины любого диаметра с постоянным
усилением (рис. 27, б). Прижимное устройство опускается
в скважину в закрытом состоянии, а в интервале записи откры-
вается по команде с поверхности. Одновременно с кривыми мик-
розондов это устройство позволяет регистрировать кривую из-
менения диаметра скважины с глубиной — микрокаверно-
грамму.
Электроды микрозонда изготовлены из латунного стержня
диаметром 10 мм и вмонтированы в резину башмака, которая
обеспечивает изоляцию их друг от друга, от корпуса и промы-
вочной жидкости. Расстояние между электродами 2,5 см.
60
Рис. 26. Схемы измере-
ния кажущегося со-
противления горных
пород в скважине че-
тырехэлектродным гра-
диент-зондом (а); сим-
метричным (сдвоенным)
градиент-зондом (б);
дифференциаль н ы м и
зондами А. И. Заборов-
CKOfo и Л. М. Альпина
(в, г), дипольным зон-
дом (д)
В практике промыслово-геофизических работ для изучения
разрезов скважин обычно применяют потенциал-микрозонд
Д0,5М2 и градиент-микрозонд А0,025М.10,025Мг. Радиус иссле-
дования градиент-микрозонда приблизительно равен его длине
(3,75 см), а глубина исследования.потенциал-микрозондав2,0—
61
Рис. 27. Схемы конструкций
микрозондов с рессорным (а)
и управлямым рычажным (б)
прижимными устройствами.
1 — рессора; 2 — пружина; 3 —
штанга; 4 — электроды; 5 — баш-
мак; 6 — рычаг
2,5 раза больше его длины, т. е. со-
ставляет 10—12 см. Между электро-
дами зонда и породой находится
промежуточный слой — глинистая
корка или пленка промывочной
жидкости. За счет влияния этого
слоя величина рк будет отличаться
в общем случае от истинного удель-
ного электрического сопротивления
породы.
Аппаратура для регистрации
кривых микрозондирования
Измерение КС градиент- и по-
тенциал-микрозондами можно про-
водить раздельно или одновременно
с помощью многожильного или од-
ножильного кабеля. Варианты схем
измерения рк микрозондами с трех-
жильным кабелем показаны на
рис. 28.
При раздельной записи кривых
рК\ градиент-микрозондом и потсн-
циал-микрозондом башмак переме-
щается по стенке скважины в не-
одинаковых условиях (различная
толщина промежуточного слоя между башмаком и породой, раз-
ная степень микрокавернозности пород и пр.), поэтому не всегда
эти кривые сопоставимы. При записи кривой рк потенциал-ми-
Рис. 28. Принципиальные схемы измерения кажущегося сопротивления по-
род микрозондами с трехжильным кабелем.
а, б — раздельная запись соответственно кривых градиент-микрозонда и потенциал-
микрозонда; в — одновременная запись кривых градиент-микрозонда и погенциал-ми-
крозонда. ФЧВ — фазочувствительный выпрямитель; Б — башмак микрозонда
62
крозондом в качестве электро-
да У используется корпус ми-
крозонда.
В настоящее время широко
распространена двухканальная
аппаратура микрозондов для
работы с одножильным и трех-
жильным кабелем, сконструи-
рованная на основе телеизме-
рительной системы с частотной
модуляцией и частотным раз-
делением каналов. Такая ап-
паратура позволяет регистри-
ровать одновременно две кри-
вые КС градиент-микрозонд а
(рк гмз ) и потенциал-микро-
зонда (рк пмз)-
Схема двухканальной аппа-
ратуры для микрозондирова-
ния с одножильным кабелем
МДО-3 показана на рис. 29.
Питание скважинного прибора
обеспечивается стабилизиро-
ванным переменным напряже-
нием с частотой тока 300 Гц
от генератора Г и выпрямите-
ля В. В цепи электродов АВ
протекает переменный ток си-
лой 5 мА от блока питания БП
Рис. 291. Блок-схема измерения ка-
через первичную обмотку
трансформатора Тр1. Разность рои
потенциалов At/ измеряется
между электродами и М2 (градиент-микрозонд), М2 и N (по-
тенциал-микрозонд). В качестве электрода W используется кор-
пус скважинного прибора.
Одновременная передача сигналов от измерительных элек-
тродов микрозондов по одножильному кабелю осуществляется
по принципу частотного разделения каналов при частотной мо-
дуляции измеряемых сигналов. С этой целью разность потен-
циалов с электродов All и М2 подается через трансформатор
ТрЗ на частотный модулятор ЧМ1 с несущей частотой 7,8 Гц,
а с электродов М2 и N — через трансформатор Тр2 на частот-
ный модулятор ЧМ2 с несущей частотой 14 кГц. Промодулиро-
ванные по частоте сигналы поступают на сумматор (усилитель
мощности) СУ и далее через согласующий трансформатор Тр4
и разделительную емкость С — на кабель и вход панели ИП.
В панели ИП измеряемые сигналы разделяются по частоте и
распределяются по соответствующим каналам, где они усили-
ваются, демодулируются, а затем выпрямляются фазочувстви-
63
тельными выпрямителями ФЧВ и подаются на регистрирующие
приборы РП1 и РП2.
Блок питания скважинного прибора обеспечивает питание
цепи АВ переменным током, а питание частотных модуляторов,
сумматора и блока коммутации БК — постоянным током. Блок
питания подключается к кабелю через заградительную индук-
тивность Др, которая предотвращает шунтирование высокоча-
стотных сигналов от сумматора. Блок коммутации позволяет
производить калибровку аппаратуры путем подачи нуль-сиг-
нала и стандарт-сигнала. Напряжение стандарт-сигнала снима-
ется с резистора 7?, включенного через трансформатор Тр1
в цепь питания АВ. Глубина исследования аппаратурой
МДО-3 — до 4000 м при температуре до 100 °C.
Точкой записи кривой рк градиент-микрозонда является се-
редина между электродами JWi и Л42, а кривой рк потенциал-
микрозонда — электрод М2, т. е. точки записи кривых КС при
обычных масштабах записи по глубине практически совпадают.
Кривые КС микрозондов в нефтяных и газовых скважинах ре-
гистрируются в интервале проведения БЭЗ в масштабе глубин
1 : 200. Омический масштаб кривых от 0,5 до 2 Ом • м/см, при
этом отклонение кривых от нулевой линии должно быть не
менее 0,5 см.
Скорость регистрации кривых рк микрозондами зависит от
степени дифференциации разреза по удельному электрическому
сопротивлению и обычно не превышает 1500—2000 м/ч.
Перед замером и после него проверяется изоляция микро-
зонда, сопротивление которой между электродами микрозонда
и его корпусом должно быть не менее 1—2 МОм.
Определение
коэффициентов микрозондов
По формулам, полученным для обычных зондов, коэффици-
енты микрозондов не могут быть рассчитаны, так как размеры
электродов микроустановок соизмеримы с длиной микро-
зондов.
Коэффициенты микрозондов определяются только экспери-
ментальным путем. С этой целью микрозонд погружают в ме-
таллическую ванну с электролитом известного удельного сопро-
тивления (порядка 1—2 Ом • м) таким образом, чтобы расстоя-
ние от башмака с электродами до стенок ванны было не менее
35—40 см. Удельное сопротивление электролита рв измеряется
лабораторным резистивиметром по обычным схемам. При этом
электродом В служит корпус ванны. Перед измерениями элек-
троды микрозонда зачищаются, например мелкой наждачной
бумагой.
Коэффициент микрозонда
64
Паспортные значения коэффициентов микрозондов 5МЗ-20
для градиент-микрозонда и потенциал-микрозонда соответ-
ственно равны примерно 0,34 и 0,50 м.
Кривые КС микрозондов
Малые размеры микрозондов позволяют определять границы
отдельных пластов и прослоев разного сопротивления с точ-
ностью до 5—10 см по резким изменениям аномалий кривых КС.
Кривые КС микрозондов можно рассматривать как симметрич-
ные относительно середины пластов.
Наибольшая информация о разрезе может быть получена
при одновременной интерпретации кривых рк градиент-микро-
зонда и потенциал-микрозонда. Поскольку радиус исследова-
ния градиент-микрозонда меньше, чем потенциал-микрозонда,
то на его показания оказывают большее влияние промывочная
жидкость и глинистая корка, а на показания потенциал-микро-
зонда — промытая зона. Если минерализация пластовой воды
выше, чем промывочной жидкости, то против проницаемого
Рис. 30. Кривые, полученные разными геофизическими методами.
/ — глина; 2 — песчаник нефтеносный; 3 песчаник водоносный; 4 — песчаник извест-
ковистый плотный; 5 — алевролит
3 Заказ № 1956
65
пласта рк гмз меньше рк,пмз (рис. 30). В этом случае имеет ме-
сто так называемое положительное приращение микрозондов
дрк= (рк.пмз— рк.гмз) >0. Показания рК)ГМЗ против водоносных
и нефтегазоносных пластов не различаются, а значения рк,пмз
против продуктивных пластов выше, чем против водоносных
пластов, за счет остаточного нефтенасыщения. Непроницаемые
плотные породы выделяются весьма изрезанными кривыми КС,
а рк составляют (10—30) рр. Глинистые породы отмечаются низ-
кими значениями рк, кривые КС против них носят пилообраз-
ный характер (см. рис. 30).
По результатам измерений рк микрозондами можно также
определить удельное сопротивление промытой зоны пласта и по
специальным палеткам оценить толщину глинистой корки [17].
Области применения метода микрозондирования
и решаемые им геологические задачи
Методом микрозондирования исследуются скважины, запол-
ненные сравнительно слабо минерализованной промывочной
жидкостью, с целью детального изучения строения пластов и
получения количественных и качественных физических характе-
ристик пород.
Данные микрозондирования служат для детального расчле-
нения разреза скважин, четкой отбивки границ пластов и опре-
деления их мощности, уточнения литологии разреза, выделения
маломощных прослоев и пластов-коллекторов, оценки эффек-
тивной мощности продуктивных горизонтов, определения порис-
тости и трещиноватости пород, выделения продуктивных пла-
стов и оценки их нефтегазонасыщения, оценки нефтеотдачи пла-
стов.
Пластовая наклонометрия
Углы и азимуты падения пластов в скважине определяются
пластовым наклономером. Пластовый наклономер со-
стоит из трех электродных установок и инклинометра. Элек-
тродные установки расположены под углом 120° по отношению
друг к другу и таким образом, что их центры лежат в общей
плоскости, перпендикулярной к оси прибора. В трех точках
с помощью измерительных установок регистрируются кривые
КС, СП и ГМ. В принципе любой параметр можно регистри-
ровать тем или иным геофизическим методом. Электродная
установка должна обеспечить достаточную дифференциацию
разреза, поэтому целесообразнее применять микроустановки
(микрозонды, микрозонд СЭЗ с автоматической фокусировкой
тока).
Инклинометр позволяет определить угол и азимут искрив-
ления оси скважины и положение в пространстве одной из элек-
тродных установок относительно магнитного меридиана или
66
плоскости искривления
скважины. Поскольку
для определения элемен-
тов залегания пластов
необходимы сведения
о диаметре скважины, то
измерения пластовым на-
клономером дополня-
ются замерами каверно-
мером^
При пересечении зон-
дом двух пластов с раз-
ными физическими свой-
ствами на кривой элект-
рометрии отмечается
аномалия. В связи с не-
Рис. 31. Пример определения залегания
пласта по данным пластовой наклоно-
метрии.
1, 2, 3 — точки записи электродных установок
горизонтальным залега-
нием пластов электродные установки пересекают плоскость
напластования на глубинах Hi, Н2, Н2. По кривым пластового
наклономера определяют смещения Д#21 и Д#31 глубин Hi и
Н2 характерных точек на кривых электрометрии &H2i = Hi—Н2
и ДЯз1 = Я1—Я3 (рис. 31). По значениям ДЯ21 иДЯ31, углам ис-
кривления и азимутам искривления скважины, по углу ориен-
тации электродной установки и диаметру скважины с помощью
номограмм или графическим путем определяют угол у и ази-
мут [3 падения пласта [15].
Для определения элементов залегания пластов используется
аппаратура НИД-1, с помощью которой регистрируются три
кривые микрозондов СЭЗ. Одновременно фиксируются состав-
ляющие зенитного угла, азимут ориентации скважинного при-
бора относительно магнитного поля Земли и средний диаметр
скважины. Телеизмерения выполняются многоканальной систе-
мой с частотным разделением каналов и амплитудно-частотной
модуляцией четырех несущих частот (7,8; 14; 25,7 и 45 кГц).
Измерения наклономером проводятся в незакрепленных ко-
лонной скважиной глубиной до 5000 м и диаметром 130—
400 мм. Скорость записи до 1000 м/ч, масштабы записи кривых
по глубине 1:10 или 1 : 20. Достаточно точные результаты при
определении элементов залегания пластов получают при углах
падения пластов более 8° и в наклонно-направленных скважи-
нах с углом искривления до 20°.
§ 13. РЕЗИСТИВИМЕТРИЯ
Метод резистивиметрии (Р) применяется для определения
удельного электрического сопротивления промывочных жидко-
стей, заполняющих скважины. Для этой цели используются
скважинные и поверхностные резистивиметры.
3*
67
Аппаратура для определения удельного электрического
сопротивления жидкостей
Скважинные резистивиметры. Они представляют собой си-
стему электродов, расположенных на небольшом расстоянии
друг от друга и помещенных в специальный корпус, который
позволяет исключить влияние горных пород или обсадной ко-
лонны на величину измеряемого сопротивления жидкости.
Скважинный резистивиметр — это трехэлектродный или четы-
рехэлектродный зонд небольшого размера (рис. 32). Обычно
применяются резистивиметры с градиент-зондами, поскольку на
показания резистивиметров с потенциал-зондом большое влия-
ние оказывают горные породы ввиду большего радиуса иссле-
дования последнего.
Измерение удельного сопротивления жидкости резистиви-
метром выполняют по такой же электрической схеме, как и при
использовании обычных зондов, чаще всего по схеме однопо-
люсного зонда. Через токовые электроды А и В пропускают ток,
между электродами М и N измеряют разность потенциалов.
Удельное сопротивление промывочной жидкости рассчиты-
вается по формуле
Рр=кгаьин,
где Крез — коэффициент резистивиметра, который получают
Рис. 32. Электрическая схема
измерения скважинным рези-
стивиметром.
ЦИ — цилиндрический изолятор;
П — переключатель полярности
тока; Б — батарея; КП — компен-
сатор поляризации
Рис. 33. Электрическая схема
поверхностного резистиви-
метра.
П — переключатель; Б — батарея;
До=ЗО Ом — контрольный шунт;
Ra— балластное сопротивление
68
экспериментально в водном растворе электролита с известным
удельным электрическим сопротивлением.
Существуют различные по конструкции скважинные резис-
тивиметры типов РЭУ, РСЭ и др.
Замеры резистивиметром можно производить при спуске и
подъеме кабеля. Скорость записи кривой примерно 4000 м/ч.
Сопротивление изоляции жил кабеля и прибора должно быть
не менее 2 МОм. Масштаб глубин при кривых рр обычно 1 : 200.
Омический масштаб выбирают так, чтобы отклонение кривой от
нулевой линии составляло не менее 2—3 см.
Поверхностные резистивиметры. Отдельные пробы промы-
вочной жидкости и водных растворов электролитов исследуют
поверхностным лабораторным резистивиметром, который пред-
ставляет собой сосуд из изоляционного материала (эбонита,
плексигласа) с четырьмя вмонтированными электродами — А,
В, М и N (рис. 33). Электроды могут быть изготовлены из ла-
туни, свинца, серебра или платины. Имеются различные кон-
струкции поверхностных резистивиметров.
Удельное электрическое сопротивление жидкости или глини-
стого раствора рассчитывается по формуле
Рр — Крез (&U(55)
где Крез— 1,5 м; AKvw, АКо— разности потенциалов для соот-
ветствующих электродов.
В последнее время для определения удельного сопротивле-
ния промывочной жидкости широко используется переносный
электронный резистивиметр ПР-1, который позволяет произ-
водить измерения при сопротивлении растворов от 0,03 до
50 Ом • м и температуре 10—40 °C.
Определение коэффициента резистивиметра
Поскольку электроды резистивиметров имеют самую разно-
образную форму и различное взаимное расположение, отлича-
ются от точечных, а расстояние между ними соизмеримо с их
размерами, то коэффициенты этих приборов можно установить,
так же как и для микрозондов, только экспериментальным
путем.
Коэффициенты резистивиметров получают с помощью рас-
творов известного удельного электрического сопротивления и
формулы (55).
Области применения метода резистивиметрии
и решаемые им геологические и технические задачи
Метод резистивиметрии применяется для определения удель-
ного электрического сопротивления жидкости, находящейся
в стволе скважины при бурении, опробовании и эксплуатации.
Данные резистивиметрии необходимы для решения как геоло-
гических, так и технических задач. Сведения об удельном
69
электрическом сопротивлении промывочной жидкости использу-
ются для количественной интерпретации данных бокового элек-
трического зондирования, микрозондирования, методов сопро-
тивления заземления и индукционных методов, определения ми-
нерализации пластовых вод по результатам метода потенциа-
лов СП.
Резистивиметрия применяется для установления мест прито-
ков и скорости фильтрации подземных вод, выделения интер-
валов поглощения промывочной жидкости в скважине, опреде-
ления мест нарушения обсадных колонн и типа флюида в экс-
плуатационных нефтяных скважинах.
§ 14. МЕТОДЫ СКВАЖИННОЙ ЭЛЕКТРОРАЗВЕДКИ
НА ПОСТОЯННОМ (КВАЗИПОСТОЯННОМ) ТОКЕ
Радиус исследования геофизическими методами изучения
разрезов скважин сравнительно небольшой, ограничивающийся
единицами или (в предельном случае) первыми десятками мет-
ров. С целью повышения глубинности исследования до сотен
метров и объемного изучения околоскважинного и межсква-
жинного пространства разработаны специальные электрические
методы в основном для поисков и оконтуривания рудных тел.
Эти электромагнитные методы получили название скважин-
ной электроразведки. Существует несколько вариантов
создания искусственного поля в горных породах и его после-
дующего наблюдения: источник поля и датчик находятся
в одной скважине либо отдельно в разных соседних скважинах,
либо один из них расположен в скважине, а другой — на по-
верхности.
Из методов скважинной электроразведки на постоянном токе
наибольшее промышленное распространение получили методы
погруженного электрода и электрической корреляции (МЭК).
Разработаны также методы скважинной электроразведки на
переменном токе, которые будут рассмотрены в соответствую-
щем разделе.
Метод погруженного электрода
Метод состоит в том, что токовый электрод А помещают
в скважину, второй полюс источника тока В относится в беско-
нечность. Потенциал (градиент потенциала) измеряется на по-
верхности земли по системе параллельных либо радиальных
профилей (рис. 34, а). Вследствие погружения токового элек-
трода в скважину увеличивается доля полезного сигнала от
глубокозалегающих объектов по отношению к сигналам-поме-
хам, идущим от верхних частей разреза. По результатам изме-
рений определяют значения кажущихся сопротивлений р1О на
основании которых строят графики и карты рк, позволяющие
детализировать наземную съемку и более уверенно намечать
контуры геологического объекта.
70
Рис. 34. Схемы измерительных установок в скважинной электроразведке по-
стоянным (квазипостоянным) током.
а — метод погруженного электрода; б — метод заряда; в — определение направления
и скорости движения подземных вод методом заряда; г — оконтуривание залежей
нефти и газа методом погруженных электродов; д — метод электрической корреляции;
е — метод вертикального градиента. А, В — токовые электроды; М, N — измеритель-
ные электроды; Г — генератор; РП— регистрирующий прибор. 1 — изолинии эквипотен-
циальных поверхностей; 2 — рудное тело; 3 — нефтегазовая залежь; 4 — мешок
с солью; 5 — направление движения подземных вод; 6 — песчаный пласт
Для измерений используют аппаратуру как постоянного, так
и низкочастотного тока.
Существует несколько вариантов метода погруженного элек-
трода. К ним относится метод заряда, сущность которого
заключается в помещении токового электрода А в рудное тело,
пересеченное скважиной, и отнесении электрода В в бесконеч-
ность. Рудное тело, подключенное в токовую цепь, само стано-
вится как бы источником поля. Характер поведения потенциала
(градиента потенциала) этого поля изучается на поверхности
земли с помощью измерительной установки (рис. 34, б). По
71
конфигурациям изолиний потенциала (градиента потенциала)
определяют контуры рудной залежи, ее простирание и падение.
В гидрогеологических скважинах метод заряда используют
для определения направления и скорости течения подземных
вод. В скважину вместе с электродом А опускают мешок
с солью NaCl и помещают его напротив водоносного пласта.
Под воздействием водного потока соль растворяется и в на-
правлении движения воды образуется вытянутая «заряженная»
зона электролита, передняя граница которой перемещается со
скоростью, равной скорости потока. Измерительный электрод М
устанавливают иа поверхности в разное время в различных
точках, оставляя электрод N неподвижным. Регистрирующий
прибор фиксирует потенциалы в точках с радиусами Ri, R%
и т. д. (рис. 34, в). Строят график смещения эквипотенциаль-
ных линий, определяемых расстояниями AR в зависимости от
времени Ат и затем рассчитывают скорость потока v = AR/Ax.
На нефтегазовых месторождениях для оконтуривания зале-
жей можно использовать метод погруженных экрани-
рованных электродов. Для этой цели в скважину,
вскрывшую залежь, ниже продуктивного пласта опускается пи-
тающий электрод А, у устья скважины заземляется электрод В.
С помощью измерительной установки по радиальным профи-
лям измеряется рк, контур залежи вследствие возрастания
плотности тока [формула (50)] отметится повышенными значе-
ниями рк (рис. 34, г, III). Измерения рк (рис. 34, г, /) повто-
ряются при помещении электрода А выше залежи, затем вычис-
ляется разность Дрк = рк—Рк (рис. 34, г, II) и строятся гра-
фики pK=f(x) и &pK = f(x), где х — расстояние точки записи
измерительной установки от устья скважины. Контуры нефтя-
ных и газовых залежей могут быть установлены достаточно
точно при глубине их залегания до 3000 м.
Метод электрической корреляции (МЭК)
В этом методе, предложенном и разработанном А. К- Козы-
риным, токовое заземление А помещается в скважину, а В рас-
полагается на поверхности на большом удалении от устья сква-
жины (5—>оо). Потенциал (градиент потенциала) измеряется
в соседней скважине (рис. 34, д) или в нескольких скважинах,
находящихся на одном профиле. Наилучшие результаты полу-
чаются в том случае, когда скважина пересекает проводящее
тело под острым углом. Метод позволяет изучить геологическое
строение межскважинного пространства и элементы залегания
рудного тела.
Модификацией МЭК является метод вертикального
градиента, или поисково-картировочный вари-
ант МЭК, в котором питающие электроды располагаются на
поверхности, а измерительные — в скважине (рис. 34, е).Иссле-
дования проводятся в одной скважине, причем токовое заземле-
ние Л перемещается по радиусам па разные расстояния от устья
скважины, измеряется потенциал (градиент потенциала) поля,
создаваемого постоянным или квазипостоянным током.
Расстояние между приемными электродами М и N в обоих
методах 20—40 м, шаг измерений 10—20 м. Область примене-
ния метода вертикального градиента ограничена районами с не-
большой мощностью рыхлых отложений низкого сопротивления.
Глава V
МЕТОДЫ СОПРОТИВЛЕНИЯ ЗАЗЕМЛЕНИЯ,
РЕГИСТРАЦИИ ТОКА И ПОТЕНЦИАЛОВ
ВЫЗВАННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
Методы сопротивления заземления (СЗ) включают неэкра-
нированный метод (метод одноэлектродных зондов СЗ), метод
сопротивления экранированного заземления без автоматической
фокусировки тока (СЭЗ), метод микрозондов СЭЗ без автома-
тической фокусировки тока, метод СЭЗ с автоматической фоку-
сировкой тока, метод микрозондов СЭЗ с автоматической фоку-
сировкой тока, дивергентный метод, метод СЭЗ с применением
аксиально фокусированных зондов.
В группу методов регистрации тока входят обычный токо-
вый метод (ТМ), метод скользящих контактов (МСК) и экра-
нированный токовый метод (ЭТМ).
Методы потенциалов вызванной поляризации состоят из
обычного метода ВП и метода градиента ВП.
§ 15. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДОВ
СОПРОТИВЛЕНИЯ ЗАЗЕМЛЕНИЯ
И РЕГИСТРАЦИИ ТОКА
Методы сопротивления заземления основаны на изучении из-
менения потенциала U3 заземления А, перемещаемого по раз-
резу скважины (рис. 35, а). Величина U3 определяется полным
сопротивлением заземления RA и силой тока I, отдаваемой за-
землением в окружающее пространство:
*4 = Яд/. (56)
Полное сопротивление заземления пропорционально эффек-
тивному удельному сопротивлению рЭф среды, окружающей за-
земление:
Ra •^'зРэф,
(56')
где К3 — коэффициент пропорциональности, зависящий от раз-
мера и формы заземления,
73
о
в
г
Рис. 35. Схемы измерения кривых сопротивления заземления и тока.
а — неэкранированный метод СЗ со сферическим заземлением; б — обычный токовый
метод; в, г—метод скользящих контактов; Кл — балластное сопротивление
В однородном безграничном пространстве сопротивление Ra
пропорционально истинному удельному электрическому сопро-
тивлению среды и зависит от геометрии заземлителя. В неодно-
родном пространстве сопротивление заземления определяется
усредненной величиной удельного эффективного сопротивления
неоднородной среды, а также геометрией заземлителя. По
В. Н. Дахнову эффективное удельное сопротивление — это
удельное сопротивление такой фиктивной однородной среды,
в которой сопротивление Ra имеет ту же величину, что и в дан-
ной неоднородной среде.
Термины «эффективное сопротивление» и «кажущееся со-
противление» близки по смыслу. Главное их различие состоит
в том, что эффективное сопротивление всегда прямо пропорцио-
нально удельному сопротивлению сред, находящихся вблизи за-
земления, а кажущееся сопротивление, измеренное обычными
зондами, может находиться не в прямой зависимости от сопро-
тивления среды. Например, в пласте малой мощности высокого
сопротивления (рПл>рвм) эффективное сопротивление всегда
выше сопротивления вмещающих пород (рЭф>рвм)- Кажущееся
сопротивление, измеренное в этих условиях потенциал-зондом
при Ln3 >/г (т. е. при рПл>рВм), будет меньше удельного сопро-
тивления вмещающих пород (рк<рвм).
На основании (56) и (569 эффективное сопротивление
Рэф - K'3U3/I,
где
Величина рЭф, как и рк, зависит от удельных сопротивлений
пласта, вмещающих пород, зоны проникновения, промывочной
74
жидкости, мощности пласта, диаметра скважины, диаметра
зоны проникновения, типа и размера зонда, т. е.
Рэф~/(Рпл> Рви» Рзп» Рр» ^с> Ц>п» ТИП ЗОНДа).
/Методы регистрации тока основаны на том, что величина си-
лы тока в цепи заземления электрода А связана обратно про-
порциональной зависимостью с сопротивлением заземления [см.
формулу (56)]. Регистрация изменения силы тока в цепи с за-
землением А позволяет судить об эффективном сопротивлении
среды, в которой находится это заземление. Если заземление
электрода А расположено в скважине, а электрод В — на по-
верхности, то сила тока в цепи АВ выразится соотношением
Z = £/(£/?+ (57)
где Е — напряжение источника тока; 27? — суммарное сопро-
тивление части питающей цепи (кабеля, проводов, реостата, ис-
точника питания и заземления В) (см. рис. 35, б).
При схема регистрации тока обеспечивает получе-
ние наиболее дифференцированных кривых, отражающих изме-
нение сопротивления пород. При постоянных Е и 5/? изменение
силы тока в цепи АВ будет полностью определяться сопротив-
лением заземления электрода А, про-
порциональным эффективному удель-
ному сопротивлению среды.
§ 16. МЕТОДЫ СОПРОТИВЛЕНИЯ
ЗАЗЕМЛЕНИЯ БЕЗ АВТОМАТИЧЕСКОЙ
ФОКУСИРОВКИ ТОКА
В одноэлектродном методе сопро-
тивления заземления определяют со-
противление заземления электрода А,
перемещаемого по разрезу скважины.
Получаемая при этом кривая назы-
вается кривой сопротивления
заземления. Сопротивление за-
земления электрода А измеряют с по-
мощью схемы, состоящей из питаю-
щей и измерительной цепей (см.
рис. 35, а). Через электрод А пропус-
кается ток I постоянной силы. Ре-
гистрируется изменение потенциала
U3 электрода А относительно удален-
ного электрода N. Постоянство силы
тока обеспечивается тем, что сопро-
тивление всей токовой цепи гораздо
выше сопротивления заземления RA,
т. е. Rq^>Ra- При применении иеэк-
ранированного метода СЗ поверх-
ность электрода А используется одно-
Рис. 36. Схема измерения
кривых сопротивления эк-
ранированного заземления
75
Рис. 37. Характер распределения токовых силовых липни
от заземления электрода А в случае обычных зондов (а)
и при наличии экранирующих заземлений в зондах СЭЗ (б)
в пласте большого сопротивления (рил>Рвм>>рр)
временно в качестве токового и измерительного электрода М.
Электрод А может быть выполнен в виде шара, цилиндра,
диска и др.
Для уменьшения влияния скважины и обеспечения более
тесной связи эффективного сопротивления с истинным удель-
ным сопротивлением пород применяется метод сопротивления
экранированного заземления (СЭЗ). При измерении эффектив-
ного сопротивления этим методом в скважину опускается зонд,
состоящий из основного токового А и двух или нескольких эк-
ранных электродов Э} однополярных с основным и расположен-
ных по обе стороны от него на равных расстояниях (рис. 36).
Экранные заземления препятствуют растеканию тока от элек-
трода А по стволу скважины и направляют его в глубь иссле-
дуемых пород (рис. 37), что обеспечивает наиболее резкую за-
висимость сопротивления заземления Ra, а следовательно, и
эффективного сопротивления рЭф от удельного сопротивления
пород, против которых расположено заземление электрода А.
Метод СЭЗ при изучении разрезов скважин дает несколько
лучшие результаты, чем одноэлектродный метод СЗ, но все же
влияние скважины на их показания достаточно велико.
§ 17. МЕТОД СОПРОТИВЛЕНИЯ
ЭКРАНИРОВАННОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ
С АВТОМАТИЧЕСКОЙ ФОКУСИРОВКОЙ ТОКА
Метод СЭЗ с автоматической фокусировкой тока в модифи-
кации «Латерлог» предложил X. Г. Долль в 1950 г. Модифика-
ции метода СЭЗ с фокусировкой тока основаны па использо-
вании трех-, семи- и девятиэлектродного зондов.
76
Применение трехэлектродного зонда
Трехэлектродный зонд метода СЭЗ с автоматической фоку-
сировкой тока представляет собой длинный проводящий цилин-
дрический электрод, разделенный изоляционными промежут-
ками на три части (рис. 38, а). Центральный короткий элек-
трод До зонда является токовым, а крайние Ai и Аг, соосные и
равные по диаметру первому, но более длинные, — экранные.
Экранные электроды соединены между собой и через них про-
пускается ток той же полярности, что и через электрод Ао. Вто-
рым токовым электродом, на который замыкается цепь источ-
ника тока, служит электрод В, расположенный на поверхности
или в скважине.
Для записи кривой эффективного сопротивления необходимо
обеспечить равенство потенциалов питающего и экранирующих
электродов. Это достигается двумя способами: 1) сила тока
через экранные электроды автоматически поддерживается та-
кой, чтобы разность потенциалов между питающим и экрани-
рующим электродами была равна нулю; 2) все три электрода
соединяются гальванически через небольшое сопротивление (по-
рядка 0,01 Ом); в этом случае при соответствующем подборе
размеров центрального и экранных электродов значения их по-
тенциалов будут равны (UAq= Ua\ — Ua^- Когда достигается
равенство потенциалов всех трех электродов, ток из централь-
ного электрода А не растекается по скважине, а распространя-
ется в слое среды, перпендикулярном к оси скважины. Толщина
этого слоя приблизительно -равна длине центрального элек-
трода Ао (рис. 39).
Схемы измерения эффективного сопротивления трехэлектрод-
ным фокусированным зондом, основанные на двух принципах
Рис. 38. Схемы трехэлектродного (а), семиэлектродного (б),
девятиэлектродного нормализованного (в), девятиэлектродного
псевдоэкранированного (г) зондов метода СЭЗ с автоматиче-
ской фокусировкой тока
77
Рис. 39. Характер распределения
токовых силовых линий в одно-
родной среде для трехэлектрод-
ного зонда метода СЭЗ с авто-
матической фокусировкой тока
Рис. 40. Схемы измерения методом СЭЗ
с автоматической фокусировкой тока
с применением трехэлектродного зонда
с автокомпенсатором (а) и с шунтиру-
ющим сопротивлением /?о (б).
Ль /э*—токи, питающие соответственно цент-
ральный электрод Aq и экранные элект-
роды Л1 и РУ — регулирующее устрой-
ство силы тока, протекающего через экран-
ные электроды
установления равенства потенциалов электродов, приведены
на рис. 40. Центральный токовый электрод Ло является одно-
временно измерительным М. Регистрируется изменение потен-
циала электрода М относительно удаленного электрода N, на-
ходящегося в скважине. Характерными размерами трехэлек-
тродного фокусированного зонда СЭЗ являются длина L3—рас-
стояние между серединами интервалов, изолирующих централь-
ный электрод от экранных электродов; общий размер зонда
ЬОб — расстояние между внешними концами электродов Л1ИД2;
диаметр зонда d3 (см. рис. 40, а). За точку записи кривой эф-
фективного сопротивления условно принимается середина цен-
трального электрода До-
Электроды трехэлектродного фокусированного зонда в от-
личие от электродов обычных зондов методов КС представляют
собой объемные тела, поэтому расчеты электрического поля та-
кого зонда более сложные, чем в случае точечных электродов.
Общая длина трехэлектродного фокусированного зонда выби-
рается равной примерно 3,2 м; минимальная мощность пласта,
которая выделяется этим зондом, 0,5 м при длине центрального
электрода 0,15 м. Диаметр зонда исходя из условия проходи-
мости прибора по стволу скважины принят равным 70 мм.
78
Кривые трехэлектродного фокусированного зонда обладают
высокой расчленяющей способностью, по ним достаточно уве-
ренно выделяются пласты мощностью 0,5—1,0 м. Применение
трехэлектродного фокусированного зонда исключает экранные
эффекты одного пласта другим. В связи с этим метод СЭЗ
с трехэлектродным фокусированным зондом весьма эффективен
при изучении тонкослоистых разрезов и неоднородных пластов,
а также высокоомных разрезов.
Радиус исследования трехэлектродного фокусированного
зонда сравнительно небольшой и составляет 1—2 м. Недоста-
ток трехэлектродного фокусированного зонда: невозможно уве-
личить радиус исследования путем изменения его размеров.
Применение семиэлектродного зонда
Семиэлектродный зонд метода СЭЗ с автоматической фоку-
сировкой тока состоит из питающего электрода До, двух экран-
ных электродов Л1 и Л2 и двух измерительных электродов JWi
и М2, N\ и N2. Одноименные электроды расположены симмет-
рично относительно центрального электрода и соединены между
собой попарно (см. рис. 38, б). Через электрод Ло пропускают
ток силой /о, величина которого в процессе записи поддержива-
ется постоянной. Через экранные электроды Ai и Д2 сила тока
/э автоматически поддерживается такой, чтобы разность потен-
циалов между электродами 2И1 и Ni (или М2 и N2) была равна
нулю:
^,-^ = 0. (58)
Отсутствие тока на участках скважины MiNi и M2N2 озна-
чает, что среды над электродом До и под ним как бы заменены
изолятором, препятствующим растеканию тока из центрального
электрода по скважине. Благодаря такому фокусирующему уст-
ройству ток из электрода Ло распространяется в пласт почти
горизонтально (рис. 41), что позволяет получить значение эф-
фективного удельного сопротивления, более близкое к истин-
ному удельному сопротивлению, чем при измерениях сопротив-
ления пород обычными зондами КС.
При регистрации кривой эффективного сопротивления семи-
электродным фокусированным зондом фиксируется потенциал
одного из измерительных электродов относительно удаленного
электрода N. Эффективное удельное сопротивление рассчиты-
вается по известной формуле
Рэф ~ i0’
где Ki — коэффициент семиэлектродного фокусированного зон-
да; /о — сила тока, проходящего через центральный электрод
До; Д^— разность потенциалов между одним из измерительных
электродов зонда и удаленным электродом N.
79
Рис. 41. Характер распределения
токовых силовых линий в однород-
ной среде для ссмиэлектродного
зонда метода СЭЗ с автоматической
фокусировкой тока
Поскольку равенство по-
тенциалов на электродах Ah
и (Л42 и JV2) достигается
автоматической регулировкой
силы тока экранных электро-
дов по отношению к силе то-
ка, протекающего через цент-
ральный электрод Ло, а также
путем подбора соответствую-
щих расстояний между всеми
электродами зонда, следует
установить соотношения ме-
жду значениями /0, /э и гео-
метрическими размерами се-
миэлектродного фокусиро-
ванного зонда.
При решении задачи пола-
гаем, что электроды зонда яв-
ляются точечными и находятся
в однородной изотропной сре-
де удельного сопротивления
рп при бесконечно малом диа-
метре скважины (dc->0). Зна-
чения потенциалов точечных электродов М\ и Ni в силу адди-
тивности электрических полей определяются суммой потенци-
альных функций от источников токов /0 и /э, расположенных
в точках Ло, Л1 и Л2 на определенных расстояниях от электро-
дов Mi и A/'i.
В соответствии с формулами (41) и (42)
где 7э/2 — сила тока, проходящего через каждый экранный
электрод.
На основании соотношения (58) приравниваем правые ча-
сти выражений (59) и (60) и после соответствующих преобра-
зований имеем
/э . Л2МХ • Л2Л\ (Л — Л jMJ + Л1М1 • ЛгЛ\ (Л2?/2 — Л 2МХ)
2 ’ A^-A^-AzM^A^
ЛрЛ41 — Ло2У]г
Л омг ЛОУХ
(61)
Учтя выражения Л0Л41—Л0У1=—M\Ni, A\Ni—AiM[ =—
и A2N\—A2Mi = M[Ni и сократив равенство (61) на MiN^ после
их подстановки, получим выражение для соотношения токов.
80
проходящих через экранные и основной электроды:
/2 _______A1MvAJN1’A2MvAiN1_______
о AqMi-AqNi(A2Mi-A^Nx AiM^-A^Ni)
(62)
Для обеспечения фокусировки тока, проходящего через ос-
новной электрод, необходимо поддерживать в соответствии
с (62) постоянным отношение токов /э и /о, которое определя-
ется только конструкцией семиэлектродного фокусированного
зонда.
Выражения (59) и (62) позволяют определить коэффициент
семиэлектродного фокусированного зонда К7. Для этой цели
обозначим правую часть уравнения (62) через постоянную С,
т. е. 1312=ЦС. Предположим, что измеряется разность потен-
циалов Л[/м,дг электрода Mi относительно удаленного элек-
трода N, имеющего нулевой потенциал. Тогда в соответствии
с (58)
i—uN = uMl = (63)
После преобразований (63) с учетом соотношения Л2А11 +
+A i-ZVf 1=А 1А2
__ Рг/о # AjAli-AaMi С-АгА2-А0А41
4 л AgAl^* A^Afj/ A2AI1
Из (64) определяем
__ 4 A0Afr A1MrAgM1 &U
После подстановки значения С в (65) имеем
4 п-АОМГ А9Ыг (ApMr + АрЛМ
(АоА^ + АоЛД.АЛх /0
(64)
(65)
(66)
Первый сомножитель в правой части выражения (66) есть
коэффициент семиэлектродного фокусированного зонда
д- = 4 AqMi-Ao^CAqMx + Ao/V!)
7 (AoA^ + AoMrAotfx
Эффективное сопротивление рЭф для неоднородной среды оп-
ределяется по формуле (66).
Характерными размерами семиэлектродного фокусирован-
ного зонда являются его длина L7 = O\O2— расстояние между
серединами интервалов M\N\ и M2jV2 и общий размер £Об =
=Л1А2 — расстояние между экранными электродами (см.
рис. 38, б). За точку записи кривой рЭф условно принимается
электрод Ло- Важная характеристика зонда — параметр фоку-
сировки 7ф7=(^об—L7)fL7. Параметр q^7 влияет на форму слоя
токовых линий, выходящих из основного электрода. В случае
однородной среды с увеличением q$7, т. е. с приближением
81
измерительных электродов к основному, слой выходящих из
электрода До токовых линий по мере удаления от оси скважины
сжимается, а при уменьшении величины q$7 расширяется.
Влияние скважины и зоны проникновения на рЭф можно ис-
ключить в том случае, если общий размер семиэлектродного фо-
кусированного зонда значительно больше диаметра скважины
(1об»^с). Однако увеличение длины зонда ухудшает выделе-
ние тонких пластов. Обычно выбирается зонд общим размером
2—3 м. Для неоднородной среды в зависимости от скважинных
условий измерения выбирается зонд с Lo6 = 2 м и дф7=1,5 либо
с Аоб = 3 м и </ф7=4. На практике используются два зонда —
с большим радиусом исследования (А! 1,1Л7\0,2А110,2АоО,2х
ХМ20,2 Af2l,l А2)и с малым (ДхОДЛ^ОД/ИДЗ До0,37И20,2^0,5 Д2).
Применение девятиэлектродных зондов
Для увеличения радиуса исследования в методе СЭЗ приме-
няются девятиэлектродные фокусированные зонды, в которых
между основными экранными Ai и А2 и измерительными и
./V2 электродами установлены дополнительные экранные элек-
троды В\ и В2 (см. рис. 38, в).
Фокусировка тока центрального электрода в этом зонде
может производиться двумя способами: 1) через электроды В{
и В2 пропускают ток обратной полярности и постоянной силы,
в несколько десятков раз превышающей силу тока, проходя-
щего через электрод До; ток, протекающий через электроды Аг
и Д2, регулируют так, чтобы разность потенциалов между из-
мерительными электродами Л41 и ?Л(Л12 и N2) равнялась нулю;
2) поддерживают постоянной амплитуду тока, проходящего
через электроды Ai и Д2, а равенство нулю разности потенциа-
лов между Mi и N\(M2 и Л^2) обеспечивается регулировкой силы
и направления тока, протекающего через электроды В\ и В2.
При первом способе фокусировки тока /0 радиус исследова-
ния девятиэлектродного зонда заметно увеличивается по срав-
нению с семиэлектродным зондом в пластах большой мощно-
сти, при втором способе фокусировки девятиэлектродный зонд
приобретает более благоприятные характеристики и радиус его
исследования в пластах большой мощности еще больше возрас-
тает. Этот зонд предложен венгерскими геофизиками и назван
н о р м а л и з о в а и п ы м. Он позволяет регистрировать величину
рЭф, пропорциональную истинному удельному сопротивлению по-
род, до очень больших значений рп.
Существует также девятиэлектродный так называемый
псевдоэкранный зонд, который отличается от семиэлек-
тродиого фокусированного зонда тем, что обратный токовый
электрод В в нем приближен к зонду и расположен в виде раз-
двоенных электродов 51 и В2 с внешней стороны электродов Ai
и А2, симметрично относительно центрального электрода Ао (см.
рис. 38, а). Через электроды Ао, Ai и А2 замыкается токовая
82
цепь. В связи с малым расстоянием от обратных токовых элек-
тродов до зонда создается такое распределение токовых линий
центрального электрода, при котором значительная часть по-
тенциала падает в непосредственной близости от скважины.
В связи с этим радиус исследований девятиэлектродного псев-
доэкрэнного зонда значительно меньше, чем семиэлектродного,
и с его помощью можно изучать удельное сопротивление только
ближней к скважине зоны пласта. По принципу работы этот
зонд аналогичен семиэлектродному и к нему применимы те же
теоретические расчеты. Условием фокусировки тока централь-
ного электрода является также равенство потенциалов на элек-
тродах Mi и (7И2 и N2). Характерные размеры зонда: La—
расстояние А1А2; LB— расстояние В\В2, L3— расстояние OiO2.
Параметр фокусировки ^ф9= (La—L9)/L9.
Наилучшие результаты при изучении ближней зоны пласта
можно получить с помощью зонда B[(),9Ai(\2Ni(),2Mi(),2Aq(),2x
XM29,2N29,2A£,9B2. Этот зонд обладает хорошей вертикальной
характеристикой и его показания в пластах без проникновения
фильтрата промывочной жидкости линейно зависят от их удель-
ных сопротивлений. При исследовании пластов с проникнове-
нием фильтрата и, следовательно, повышением их удельных со-
противлений показания зонда определяются в основном удель-
ным сопротивлением зоны проникновения. Использование девя-
тиэлектродного псевдоэкранного зонда в комплексе с семиэлек-
тродным дает возможность более точно установить истинные
сопротивления пластов.
Таким образом, модификации метода СЭЗ с автоматической
фокусировкой тока позволяют существенно уменьшить влияние
скважины на результаты измерений эффективного сопротивле-
ния. При использовании трехэлектродного фокусированного
зонда жидкость в стволе скважины заменяется высокопроводя-
щим металлическим телом, в случае применения семиэлектрод-
ного и девятиэлектродного зондов в зоне измерений рЭф имити-
руется непроводящая среда.
Аппаратура метода СЭЗ с автоматической
фокусировкой тока
Существует несколько типов аппаратуры методов СЭЗ с ав-
томатической фокусировкой тока, схемы которых выполнены на
основе двух принципов измерения рЭф: 1) автокомпенсатором;
2) с раздельной регистрацией силы тока и разности потенциа-
лов и последующим делением сигналов одного на другой.
Аппаратура АБК-3. В аппаратуре этого типа применена
схема с автокомпенсатором (рис. 42). Сила тока через цен-
тральный электрод До поддерживается постоянной и контроли-
руется с помощью шунта 7?0- Через экранные электроды сила
тока регулируется напряжением, возникающим между централь-
ным и экранными А1 и А2 электродами. Как известно, условием
83
РП
РП
БУ
Рис. 42. Блок-схема аппаратуры
АБК-3
Рис. 43. Схема семи- и девятиэлек-
тродного зондов аппаратуры типа
Б КС
фокусировки тока 70 трехэлектродного зонда является равен-
ство потенциалов всех трех электродов. При появлении между
электродами Ао, Ai и А% напряжения сила тока на выходе авто-
компенсатора изменяется так, чтобы это напряжение было
скомпенсировано.
Электронная схема скважинного прибора питается с поверх-
ности постоянным стабилизированным током силой около
250 мА. Через электроды зонда пропускается переменный ток
частотой 500 Гц от находящегося в скважинном приборе авто-
регулируемого генератора Г. Равенство потенциалов всех трех
электродов зонда достигается соединением их между собой. На-
пряжение на выходе генератора автоматически регулируется
так, чтобы сила тока, протекающего через центральный элек-
трод, оставалась постоянной независимо от электрических и
геометрических параметров окружающей зонд среды. Регули-
84
рование производится по напряжению, снимаемому с сопротив-
ления 2^0=0,01 Ом, которое включено между центральным и эк-
ранными электродами.
Разность потенциалов АД, снимаемая с экранных электро-
дов зонда и удаленного электрода N, усиливается измеритель-
ным усилителем У и по кабелю передается на поверхность, где
сигнал выпрямляется усилительно-выпрямительной схемой УВ
и подается на регистрирующий прибор. Поскольку АП пропор-
циональна рЭф, а сила тока, протекающего через центральный
электрод, постоянна, то фиксируемая на регистраторе кривая
представляет собой диаграмму эффективного удельного сопро-
тивления в соответствующем масштабе. В качестве обратного
токового электрода В используется броня кабеля. Удаленный
электрод N располагается на изолированном участке кабеля не
ближе чем в 20 м от экранного электрода Др
Аппаратура АБК-3 получила в нашей стране наибольшее
распространение.
Для трехэлектродного фокусированного зонда создана также
аппаратура ТЕК. По функциональной схеме и конструкции она
аналогична аппаратуре АБК-3, но отличается устройством ком-
мутации скважинного прибора и схемой измерительной назем-
ной панели.
Аппаратура БКС-1. Эта аппаратура предназначена для из-
мерения рЭф в нефтяных и газовых скважинах двумя зондами —
семиэлектродным и девятиэлектродным. Кривые рЭф каждого
зонда регистрируются раздельно. Эффективное сопротивление
измеряется как отношение -разности потенциалов АП между
электродом Л11(Л42) и удаленным электродом N к стабилизиро-
ванной силе тока питания Д электрода А0- Электроды зондов
смонтированы на корпусе скважинного прибора 1 и изолиро-
ваны от корпуса и друг от друга (рис. 43). Удаленный элек-
трод N расположен на изолированном участке кабеля (косе) 2.
Обратным токовым электродом В в случае семиэлектродного
зонда служит корпус кабельного наконечника 3, а для девяти-
электродного зонда — крайняя пара электродов В\, и В2.
В процессе измерений через электрод Ао пропускается ста-
билизированный ток частотой 400 Гц. Сила тока экранных
электродов Ai и А2 регулируется автоматически компенсацион-
ным усилителем, управляемым разностью потенциалов в цепи
электродов АД и ?Л(Л42 и АД- Измеряемая разность потенциа-
лов между электродами М\ (А42) и N, пропорциональная рЭф, пе-
редается на поверхность по двум каналам (грубому и точному)
телеизмерительной системы с частотной модуляцией при несу-
щих частотах 14 и 25,7 кГц. Для переключения зондов и изме-
нения рода работы (измерение рЭф, стандарт-сигнала, нуль-сиг-
нала) служит скважинный переключатель, управляемый с по-
верхности через блок управления БУ.
Частотно-модулированные сигналы на поверхности разде-
ляются и демодулируются в канале частотной модуляции ЧМ
85
и затем поступают на регистратор РП. Питание аппаратуры
БКС-1 обеспечивается универсальным выпрямителем УВП.
Аппаратура БКС-2. Предназначена для исследования неф-
тяных и газовых скважин диаметром 140—300 мм двумя зондо-
выми установками — семи- и девятиэлектродными при темпера-
туре до 150 °C и давлении до 100 МПа.
Кривые эффективного сопротивления
Кривые рЭф, записанные всеми фокусированными зондами
метода СЭЗ против одиночных пластов высокого и низкого со-
противления при равенстве сопротивлений вмещающих пород,
симметричны относительно середины пласта (рис. 44). По
форме они напоминают кривые КС, полученные при измерениях
обычным потенциал-зондом. В случае значительной мощности
пластов (Л> 16dc) на кривой рЭф против середины пласта на-
блюдается зона пониженного эффективного сопротивления. Сни-
жение рЭф не превышает 10—15 % от максимального ее значе-
Рис. 44. Кривые рЭф против одиночных пластов высокого сопротивления
разной мощности, полученные трехэлектродным (а), семиэлектродным (б)
и девятиэлектродным (в) зондами метода СЭЗ с автоматической фокуси-
ровкой тока.
/ —кривые Рэф; 2 — графики рпл; 3 — высокоомные пласты. Трехэлектродный зонд —
Lo6==15 dc, L3=0,75 dc, d3 = 0,43; семиэлектродный зонд — Lo6-8,25 d c, L7=2,37 dc,
<?ф7 =2,47; девятиэлектродный зонд — LB-16 dc, La =6,1, ?ф9 = 1. РПл “100 Pp; PBM =
= 10 Pp
86
ния (рис. 44, а, б). На кривых рЭф, полученных девятиэлектрод-
ным зондом, такого уменьшения эффективного сопротивления
не наблюдается.
Границы пластов высокого сопротивления на кривых рЭф,
полученных трехэлектродным фокусированным зондом, опреде-
ляют по началу максимального возрастания рЭф. В случае мно-
гоэлектродных зондов положение границ пласта устанавлива-
ется по точкам с максимальным градиентом рЭф, которые при-
урочены примерно к половине высоты аномалии рЭф против пла-
ста. От этих точек откладывают в направлении более низкого
значения рвм расстояние Lt!2—AqO в масштабе глубин. Следо-
вательно, мощность пласта будет равна ширине аномалии.кри-
вой рЭф на половине ее высоты плюс L7 = OiO2 (см. рис. 38, б,
44, б). Границы пластов низкого сопротивления устанавливают
так же, как при использовании потенциал-зондов.
В качестве характерных значений эффективного сопротивле-
ния против одиночных однородных пластов принимаются экс-
тремальные отклонения кривой рЭф — максимальные в случае
высокого сопротивления пласта, минимальные при низком со-
противлении. Против неоднородного пласта отсчитывается
среднее значение рЭф.
Области применения метода СЭЗ с автоматической
фокусировкой тока и решаемые им геологические задачи
Методы СЭЗ с автоматической фокусировкой тока предна-
значены для изучения высокого сопротивления разрезов сква-
жин, заполненных соленой промывочной жидкостью (рр<0,1-т-
-т-0,5 Ом-м). При проникновении в пласт жидкости высокой
минерализации сопротивление прискважинной части пласта по-
нижается, что практически не влияет на показания рЭф, заре-
гистрированные зондами СЭЗ с автоматической фокусировкой
тока. В случае проникновения фильтрата промывочной жидко-
сти, повышающего сопротивление пласта, использование рЭф
для определения истинного удельного сопротивления пласта
становится малоэффективным.
Весьма удовлетворительные результаты получают при ис-
следовании фокусированными зондами СЭЗ малопористых по-
род, например карбонатов, для которых отмечаются высокие
значения рп/рР. В таких разрезах фокусированные зонды позво-
ляют получить достаточно дифференцированную кривую рЭф,
а эффективное сопротивление линейно зависит от истинных зна-
чений рп в достаточно широком диапазоне их изменения. Это
позволяет определять истинное удельное сопротивление пласта
в таких разрезах более точно, чем, например, по данным БЭЗ
градиент-зондами.
Девятиэлектродные фокусированные зонды с повышенным
радиусом исследования предназначены для изучения пластов
с большой зоной проникновения фильтрата промывочной
87
жидкости. С помощью девятиэлектродного псевдоэкранного
зонда можно определять параметры зоны проникновения.
Данные методов СЭЗ с автоматической фокусировкой тока
позволяют более детально расчленить геологический разрез, ус-
тановить его литологию, выделить пласты-коллекторы и уточ-
нить их строение, определить параметры зоны проникновения
фильтрата промывочной жидкости и истинное удельное сопро-
тивление пластов. Пример кривых рЭф, полученных методом
СЭЗ с фокусировкой тока, приведен на рис. 30.
§ 18. МЕТОД МИКРОЗОНДОВ СОПРОТИВЛЕНИЯ
ЭКРАНИРОВАННОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ
С АВТОМАТИЧЕСКОЙ ФОКУСИРОВКОЙ ТОКА
На показания обычных микрозондов значительное влияние
оказывают слой промывочной жидкости и глинистая корка, ко-
торые находятся между башмаком микрозонда и стенкой сква-
жины. По этой причине данные КС микрозондов непригодны
для количественной интерпретации. В случае заполнения сква-
жины соленой промывочной жидкостью [рр< (0,20,5) Ом-м]
Рис. 45. Характер распределения токовых силовых линий в изучаемой среде
при применении обычного микрозонда (а) и микрозондов метода СЭЗ с ав-
томатической фокусировкой тока—двухэлектродного (б), трехэлектродного
(в), четырехэлектродного (г).
1 — башмак микрозонда; 2 — изучаемая среда (пласт, зона проникновения, глинистая
корка, слой промывочной жидкости). Заштрихованы области фокусировки тока
88
кривые КС обычных микрозондов не могут быть использованы
и для качественной интерпретации. В связи с этим разработаны
новые виды микрозондов — микроэкранированные зонды с ав-
томатической фокусировкой тока.
В методе микрозондов СЭЗ с фокусировкой тока использу-
ются замкнутые электроды кольцевой или прямоугольной
формы, смонтированные на изоляционном башмаке, который
прижимается пружиной к стенке скважины. Принципы фоку-
сировки тока центрального электрода в методе аналогичны
принципам метода СЭЗ [5].
Фокусированный метод микрозондов СЭЗ имеет несколько
модификаций, различающихся по числу электродов микроуста-
новок (двух-, трех- и четырехэлектродные) (рис. 45).
В связи с фокусировкой тока /0 показания микрозондов СЭЗ
с автоматической фокусировкой тока менее искажены влиянием
глинистой корки и слоем промывочной жидкости, чем при из-
мерении КС обычными микрозондами, и определяются в основ-
ном удельным сопротивлением прискважинной части пласта.
При применении метода микрозондов СЭЗ одновременно с кри-
вой рЭф микрокаверномером регистрируется кривая изменения
диаметра скважины.
Аппаратура метода
микрозондов СЭЗ с автоматической
фокусировкой тока
Аппаратура МБК. Эта аппаратура предназначена для одно-
временного измерения в нефтяных и газовых скважинах эффек-
тивного удельного сопротивления и толщины глинистой корки
микрокаверномером с любым кабелем. В ней используется
двухэлектродный микрозонд СЭЗ. Электроды зонда смонтиро-
ваны на резиновом башмаке с рабочей кривизной поверхности
200 мм. Электрод Ло имеет размеры 15X70 мм; длина экран-
ного электрода Аэ 208 мм, ширина 102 мм.
Постоянство тока питания /0 частотой 500 Гц обеспечи-
вается стабилизированным генератором (рис. 46), а равенство
потенциалов электродов Ло и Лэ — автокомпенсационным уси-
лителем АК- Экранный электрод питается также током часто-
той 500 Гц от автокомпенсатора АК. Сила этого тока поддер-
живается такой, что разность потенциалов на электродах Ло
и Лэ, которая является входным напряжением автокомпенса-
тора, всегда остается близкой к нулю. Измеряемая разность по-
тенциалов между Лэ и удаленным электродом N, пропорцио-
нальная рЭф, усиливается в скважинном приборе усилителем У
и подается на центральную жилу кабеля и оплетку его или на
две жилы трехжильного кабеля.
Диаметр скважины измеряется с помощью реостата RK, ме-
ханически связанного с башмаком прижимного устройства тро-
сом.
89
Рис. 46. Блок-схема аппа-
ратуры МБК.
ВС — стабилизированный вы-
Коэффициент зонда определяют
экспериментально в баке с раствором
электролита известного удельного
сопротивления. Номинальное значе-
ние коэффициента двухэлектродного
микрозонда СЭЗ составляет 0,015 м.
Масштаб записи кривой рЭф при ми-
нерализованной промывочной жидко-
сти выбирают равным 0,5 Ом • м/см,
при пресной 1—2 Ом -м/см. Скорость
регистрации диаграммы рЭф зависит
от геологического строения разреза
скважин и составляет 700—1000 м/ч.
Аппаратура МБКУ. Аппаратура
МБКУ предназначается для одновре-
менного измерения эффективного со-
противления пород и толщины глини-
стой корки на одножильном брониро-
ванном кабеле. От МБК аппаратура
МБКУ отличается расширенным диа-
пазоном измерения рЭф и диаметра
скважины, возможностью работы
в глубоких скважинах с высокими
температурами и давлениями и при-
менением управляемого с поверхности
прижимного устройства. Для пере-
дачи сигналов по одножильному ка-
прямитель белю используется частотное разделе-
ние каналов 7,8 и 14 кГц. Питание скважинного прибора обес-
печивается стабилизированным выпрямителем УИП-К, сила
тока 300 мА.
Области применения метода микрозондов СЭЗ
и решаемые им геологические задачи
На показания метода микрозондов СЭЗ в значительно мень-
шей мере сказывается влияние высокопроводящей промывоч-
ной жидкости и глинистой корки, чем на показания обычных
микрозондов. В связи с этим метод микрозондов СЭЗ с фоку-
сировкой тока нашел широкое применение при исследованиях
скважин с высокоминерализованными промывочными жидко-
стями.
Кривые эффективного сопротивления метода микрозондов
СЭЗ используются для точного определения границ и мощно-
сти пластов, выделения маломощных прослоев, определения ли-
тологии разреза и выделения коллекторов (рис. 47). Этот ме-
тод в комплексе с другими геофизическими методами позволяет
оценить пористость, глинистость и нефтегазонасыщение коллек-
торов, получить сведения о нефтеотдаче пластов по замерам
параметров промытой зоны.
90
Рис. 47. Выделение маломощных пропластков в разрезе скважины методом
микрозонда СЭЗ с автоматической фокусировкой тока.
1 — песчаник нефтеносный; 2 — известняк; 3 — глина; 4 — песчаник водоносный. —
номинальный диаметр скважины
§ 19. ДИВЕРГЕНТНЫЙ МЕТОД
Отличительной особенностью дивергентного метода явля-
ется регулирование тока, проходящего через питающие элек-
троды, по величине его радиальной дивергенции, т. е. по век-
91
I
Рис. 48. Схемы зонда дивер-
гентного метода (а) и акси-
ально фокусированного зонда
метода СЭЗ (б).
АК — автокомпенсатор; Г — гене-
ратор; АдИВ длина зонда
торной величине плотности тока,
протекающего через боковую по-
верхность скважины на участке
расположения измерительных элек-
тродов. Регистрируется величина,
пропорциональная сопротивлению,
оказываемому средой радиальной
составляющей тока, который выте-
кает из скважины на участке между
измерительными электродами.
В дивергентном методе исполь-
зуется пятиэлектродный зонд. Он
состоит из трех измерительных Mi,
N, М2 и двух токовых А^ и Л2 элек-
тродов (рис. 48, а). Одноименные
измерительные и токовые электро-
ды расположены симметрично по
обе стороны от электрода N и по-
парно соединены между собой. Ус-
ловие фокусировки заключается в
том, чтобы разность разностей по-
тенциалов между электродами Мi и
М2 (вторая разность), пропорцио-
нальная второй производной потен-
циала в точке N, оставалась посто-
янной. Это достигается регулировкой силы тока, проходящего
через электроды Л1 и Л2. Регистрируется пропорциональное по-
тенциалу электрода N (при постоянстве второй разности) отно-
шение эффективного сопротивления к удельному сопротивлению
промывочной жидкости.
По принципу действия дивергентный зонд близок фокусиро-
ванному семиэлектродному зонду. В обоих зондах регулиру-
ется вторая разность потенциалов в середине зонда от токов,
проходящих через электроды Л1 и Л2. Только в случае дивер-
гентного зонда эта разность поддерживается постоянной, а при
семиэлектродном — равной напряжению на измерительных
электродах MiNi (М2У2).
Метод применяется в опытном порядке.
§ 20. МЕТОД СОПРОТИВЛЕНИЯ
ЭКРАНИРОВАННОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ
АКСИАЛЬНО ФОКУСИРОВАННЫХ ЗОНДОВ
В методе СЭЗ с применением аксиально фокусированных
зондов электрическое поле регулируется так, чтобы осевая ди-
вергенция тока в точке измерения равнялась нулю. Для этой
цели применяются зонды с так называемой электрической проб-
кой, в которых выполняется продольная относительно оси сква-
жины фокусировка тока.
92
Для регистрации поля этим методом могут быть использо-
ваны четырех- и пятиэлектродные зонды. Принцип действия
более совершенного пятиэлектродного аксиального зонда
АФЗ-5 состоит в следующем (рис. 48, б). Через основной элек-
трод Ло пропускают ток постоянной амплитуды, а сила тока,
проходящего через экранный электрод А\, регулируется так,
чтобы разность потенциалов между измерительными электро-
дами М и А равнялась нулю. Обратный токовый электрод В
помещается вблизи электрода Ai с внешней стороны зонда. Бла-
годаря электрической пробке в интервале измерительных элек-
тродов М и N ток 70 направляется вдоль скважины с внешней
ее стороны. Такой характер распределения токовых силовых ли-
ний уменьшает влияние скважины на показания зонда.
Зонд АФЗ-5 используется для изучения ближней зоны пла-
ста. Оптимальными для этой цели являются размеры зонда
АоО,15МО, 1NO, 15А10,2В. Этот зонд позволяет получать удов-
летворительные результаты в пластах с относительно невысо-
кими удельными сопротивлениями (величина рпл/рр не должна
превышать 250).
§ 21. МЕТОДЫ РЕГИСТРАЦИИ ТОКА
В группу методов регистрации тока входят обычный токо-
вый метод, метод скользящих контактов и экранированный то-
ковый метод.
Обычный токовый метод
Из формулы (57) следует, что при перемещении элек-
трода А по разрезу скважины сила тока в цепи АВ будет воз-
растать против пород низкого сопротивления и уменьшаться
против высокоомных пластов. Следовательно, кривая изменения
силы тока позволяет определять местоположение пород разного
удельного сопротивления. Однако невозможность установить ис-
тинное удельное сопротивление пород по данным обычного то-
кового метода (ТМ) вследствие значительного влияния сква-
жины и других факторов существенно ограничивает его прак-
тическое применение.
Метод скользящих контактов
Разработанный А. С. Семеновым и О. К. Владимировым ме-
тод скользящих контактов (МСК) отличается от обычного то-
кового метода конструкцией заземления А (см. рис. 35). Зазем-
ление состоит из одной или нескольких щеток, установленных
на изоляторах. Щетки с помощью специальных устройств при-
жимаются к стенке скважины. Такая конструкция заземления
снижает влияние промывочной жидкости на величину сигнала,
поэтому сопротивление заземления определяется главным об-
разом удельным сопротивлением породы, к которой прижима-
ются щетки. Поскольку размеры щеток малы, их сопротивление
93
a
Рис. 49. Кривые метода скользящих контактов обычного токового мет(
и кавернометрии в разрезе угольной скважины (а) (по А. Ф. Михедь
Донбасс) и кривая метода скользящих контактов в разрезе рудной ск
жины (б) (по В. А. Мейеру, Прииртышское рудное поле).
1 — антрацит; 2 — углистый аргиллит; 3 — аргиллит; 4 — песчаник; 5 — сульфиды;
хлорито-серицитовые сланцы; 7 — вкрапленники сульфидов в сланцах
гораздо выше сопротивления остальной цепи (RA^>^R), и си
тока изменяется значительно резче, чем в обычном способе ]
гистрации тока. В связи с этим кривая изменения тока мето
скользящих контактов позволяет достаточно уверенно выдел*
границы пластов различного удельного сопротивления (рис. 4'
Например, пласты антрацита и сульфидов, обладающие вьт
кой электропроводностью, отмечаются на кривых метода ско.
зящих контактов (и обычного токового метода) положите*
иыми аномалиями, соответствующими увеличению силы то
В методе скользящих контактов, как в обычном методе j
гистрации тока, записывается кривая изменения разности ]
тенциалов At/ на эталонном сопротивлении Ro. Величина р.
ности потенциалов обусловлена изменением силы тока в це
АВ.
Метод скользящих контактов нашел широкое применен
при исследовании разрезов рудных скважин, а также некав(
нозных интервалов угольных скважин.
Экранированный токовый метод
Метод (ЭТМ) основан на регистрации изменения силы тс
центрального электрода при пересечении пород различш
удельного сопротивления. Центральный токовый электрод not
94
щается между двумя экранными электро-
дами, через которые пропускается ток
той же полярности, что и через центральный
электрод.
Зонд этого метода состоит из центрального
электрода Ао шириной 2 см, двух экранных
электродов ДЭ1 и Лэ2 длиной по 0,75 м, кото-
рые отделены от электрода Ло изолирую-
щими промежутками шириной 1—2 см
(рис. 50). Характерные размеры установки:
длина зонда L и общая длина зонда ДОб-
Точкой записи кривой является середина
электрода Ао.
Благодаря экранным электродам ток из
центрального электрода распространяется
перпендикулярно к стенкам скважины в пре-
делах ширины электрода До- Такой характер
распределения тока значительно уменьшает
влияние скважины, мощности пласта и
удельного сопротивления промывочной жид-
Рис. 50. Схе-
ма регистра-
ции кривой эк-
ранированного
токового ме-
тода
кости на результаты замеров.
Кривая экранированного токового метода отражает измене-
ние силы тока центрального электрода, который пересекает по-
роды разного удельного сопротивления. Форма и величина ам-
плитуды аномалий кривой зависят от тех же факторов, что и
кривой КС. Однако кривая экранированного токового метода
больше искажена экранными эффектами. Одиночные пласты
высокого сопротивления- на кривых экранированного токового
Рис. 51. Кривые токового и экранированного токового методов,
полученные при изучении разреза угольной скважины в Дон-
бассе.
1 — уголь; 2 — глинистый сланец; 3 — глина песчанистая. р„„>р_„
yi вм
95
метода отмечаются минимумами силы тока, пласты низкого со-
противления— максимумами (рис. 51).
Экранированный токовый метод применяют в основном при
детализации угольных пластов высокого сопротивления.
§ 22. МЕТОДЫ ПОТЕНЦИАЛОВ ВЫЗВАННОЙ
ПОЛЯРИЗАЦИИ ГОРНЫХ ПОРОД
Метод потенциалов вызванной поляризации (ВП) в модифи-
кации электролитического метода предложен в 1945 г. В. Н. Дах-
новым и А. А. Коржевым для изучения разрезов угольных сква-
жин. За последние 20 лет метод ВП в вариантах скважинной
электроразведки занял ведущее место в комплексе геофизиче-
ских методов, используемых для поисков и разведки рудных ме-
сторождений. В нефтяных и газовых скважинах метод ВП при-
меняется в опытном порядке с целью выделения интервалов
продуктивных пластов, обводненных пресными нагнетаемыми
водами.
Физические основы методов потенциалов ВП
Метод потенциалов вызванной поляризации (ВП) основан
на изучении искусственных вторичных стационарных электри-
ческих полей, происхождение которых связано с физико-хими-
ческими процессами, протекающими в породах в результате
действия электрического тока па поверхности раздела твердой
и жидкой фаз. Способность горных пород поляризоваться под
действием внешнего электрического поля, а после снятия его
создавать в окружающем пространстве вторичное электриче-
ское поле называется вызванной электрохимической
активностью пород. Ее величина определяется безраз-
мерным параметром
АВ = Д£/ВП/Д(/,
где Д(/вп— разность потенциалов вызванной поляризации;
At/ — разность потенциалов внешнего поляризующего поля.
Величина Ав всегда меньше единицы и для осадочных по-
род с ионной проводимостью составляет сотые доли единицы,
а для пород с электронной проводимостью (полиметаллические
руды, графит, угли) достигает 0,5.
Существует несколько гипотез, объясняющих возникновение
потенциалов вызванной поляризации в горных породах следую-
щими физико-химическими процессами: 1) электродной и объ-
емной поляризацией горных пород; 2) концентрационной по-
ляризацией жидких электролитов; 3) электроосмосом; 4) раз-
личием чисел переноса ионов в поровых каналах с разным
сечением.
Интенсивность этих физико-химических процессов зависит
от минерального состава, литологических и структурных осо-
96
бенностей пород, типа насыщающего флюида, минерализации
пластовых вод и других факторов. Это позволяет использовать
данные метода потенциалов ВП для бескернового изучения раз-
резов скважин с целью решения ряда геологических задач.
После выключения поляризующего тока наблюдается сни-
жение потенциалов At/вп во времени по следующим законам:
1) для пород с электронной проводимостью — по формуле
В. Н. Дахнова
А£^вп = А£/впо*ехР (—т/п);
2) для пород с ионной проводимостью — по формуле
Е. И. Леонтьева
А^7ВП— A^Bnofa + Q »
где А£7ВП0—разность потенциалов ВП в начальный момент вре-
мени при т=0; т — время, прошедшее с момента выключения
поляризующего тока; п — постоянная, характеризующая ве-
щественный состав горных пород; т — показатель крутизны
спада кривой (для песчаников изменяется в пределах 0,76 —
1,38); С — постоянная, принимаемая равной 1 с.
По характеру изменения потенциала At/Bn во времени
можно судить о минеральном составе пород и о типе флюида,
насыщающего поровое пространство коллектора.
Знак потенциалов ВП определяется знаком поляризующего
поля. Значение Af/вп растет с увеличением плотности поляри-
зующего тока и с уменьшением минерализации пластовых вод,
возрастает с увеличением удельной поверхности пород и умень-
шением их проницаемости.
Применение методов ВП в нефтяных
и газовых скважинах
Для измерения потенциалов ВП пород могут быть использо-
ваны одно-, двух- и четырехэлектродные зонды. Наиболее со-
вершенным из них является четырехэлектродный потенциал-
зонд ВП Ai0,04M0,04A25B (рис. 52), конструкция которого
позволяет расположить измерительный электрод Л1 вблизи раз-
двоенного токового электрода А с целью достижения наиболь-
шего эффекта при измерениях А£7ВП и исключить поляризаци-
онное влияние электрода А на электрод М. Это достигается
благодаря тому, что электрод М. защищен от воздействия поля-
ризующего тока слоем перфорированной резины.
Чаще всего для измерения А(7Вп применяется схема, преду-
сматривающая регистрацию дополнительной кривой кажуще-
гося сопротивления А17кс (см. рис. 52,а). Механический пере-
ключатель П (пульсатор) замыкает и размыкает токовую цепь,
в которой находятся электроды А и В. В промежутке времени,
когда токовая цепь разомкнута, переключателем к электродам
М и N подключается измерительная цепь и прибором РП1
4 Заказ № 1956
97
Рис. 52. Схема измерения потенциалов ВП (а) и градиента ВП
(б).
РП1 и РП2—регистрирующие приборы для записи кривых ВП и КС;
П — пульсатор; Г—источник постоянного тока; Д — делитель напряже-
ния; /?] —/?2=500С Ом
регистрируется среднее значение разности потенциалов А4/вп.
В момент, когда снова замыкается токовая цепь, измеритель-
ные электроды М и N подключаются к регистрирующему при-
бору РП2, записывающему кривую А(7Кс-
При записи кривой А(7ВП сила тока питания поддержива-
ется постоянной и выбирается такой, чтобы влияние потенциа-
лов собственной поляризации пород на величину потенциала
ВП было наименьшим. Сила тока обычно составляет 200—
500 мА. Кривая А £7 вп регистрируется со скоростью 800—
1000 м/ч. Масштаб записи устанавливается равным 12,5 мВ/см.
Чтобы исключить влияние величины At/Cn на показания ме-
тода ВП, регистрируют две кривые: 1) суммарную А£7СП4~
+At7Bn при токе одного направления; 2) разностную А£/сп—
At/Bn при токе другого направления (рис. 53). Вычитая из по-
казаний суммарной кривой показания разностей, т. е. (At7cn+
+АС/ вп) — (Л^сп—Л^вп), получают 2АС/Вп-Для установления
окончательного значения Д(/вп необходимо результат разделить
пополам.
В разрезах, сложенных породами высокого сопротивления,
на величину AJ7Bn значительное влияние оказывает удельное
электрическое сопротивление пород рп. Для исключения этого
влияния регистрируют относительную, величину вызванных по-
тенциалов (ОВП), равную А£7Вп/А(7кс-В этом случае сила тока
питания регулируется в процессе записи потенциалов ВП так,
чтобы величина AUKC оставалась постоянной, поэтому кривые
ОВП не зависят от удельного сопротивления пород.
Форма кривых АГ7ВП^ против одиночных пластов сим-
98
метрична относительно послед-
них. Точка их записи — элек-
трод М. Границы пластов ус-
танавливаются посередине
амплитуды At/Bn- Для анома-
лии ВП характерны экстре-
мальные значения А(7ВП —
максимальные против пластов
с высокой вызванной электро-
химической активностью и ми-
нимальные против пластов
с низкой электрохимической
активностью. Наряду с кривой
потенциала ВП может быть
получена кривая градиента
ВП. Для этой цели использу-
ется пятиэлектродный гради-
ент-зонд ВП Ni2Ai0,02M0,02x
XA22N2 (см. рис. 52,6). Изме-
рения с помощью градиент-
зопда позволяют исключить из
Л(7ВПзначение А£7спдля пла-
стов достаточной мощности.
Применение методов ВП в
рудных и угольных скважинах
При изучении -околосква-
жпниого пространства в руд-
ных и угольных скважинах
могут быть использованы как
потенциал-установки, так и
градиепт-установки. Скважин-
Рис. 53. Пример кривой потенциа-
лов ВП в терригенном разрезе.
7 — глина; 2 — алевролит; 3 — известняк;
4 — песчаник нефтеносный, обводненный
пресной водой; 5 — песчаник водоносный;
6 — линия глин
ное профилирование методом ВП в рудных скважинах обычно
выполняется трехэлектродной градиент-установкой NMA с раз-
мерами зондов 5—10 и MN=1—10 м, шаг профилирования ра-
вен 1—2 м. Приемные электроды зонда при записи кривой ВП
снизу вверх располагаются впереди токового электрода.
Существует несколько вариантов скважинных измерений
поля ВП рудных тел. По взаимному расположению токовых и
измерительных электродов выделяют следующие модификации:
1) скважина — поверхность: токовый электрод А помещают
в скважину, а В — на удалении от устья скважины, измерения
выполняются по наземным профилям;
2) поверхность — скважина: питающий электрод А зазем-
ляют вблизи скважины, электрод В относят на значительное
расстояние, измерения производят электродами MN, размещен-
ными в скважине;
3) скважина — скважина: токовые и измерительные элек-
троды— в скважине, электрод В — на поверхности.
4*
99
Области применения методов ВП и решаемые ими
геологические задачи
Методами ВП выделяются и изучаются рудные тела и
угольные пласты среди вмещающих песчано-глинистых пород,
которые отличаются высокой поляризуемостью т] (рис. 54). Наи-
более эффективен метод ВП при выявлении месторождений
вкрапленных сульфидных руд. На медных и полиметалличе-
ских месторождениях он позволяет обнаруживать рудные тела
на расстоянии 50—60 м от скважины.
В нефтяных и газовых скважинах методом ВП выделяются
проницаемые интервалы в терригенных коллекторах, выявля-
ются трещинные зоны в карбонатных разрезах. Существуют
физические предпосылки определения коэффициента проницае-
мости пород по данным метода ВП с помощью корреляционной
связи между Лв и /(„р, полученной для терригенных коллекто-
ров в лабораторных условиях.
Методом ВП могут быть обнаружены интервалы прорыва
пресных законтурных вод в процессе разработки нефтяных ме-
сторождений и выделены водоносные пласты в гидрогеологиче-
ских и инженерно-гидрогеологических скважинах.
Малоэффективен метод ВП в нефтяных и газовых скважи-
нах, заполненных промывочной жидкостью низкого удельного
Скб. 270
' КХХ Mib
Рис. 54. Выделение рудного тела по дан-
ным метода ВП с трехэлектродным зондом
при размещении питающего электрода
выше (а) и ниже (б) приемных электро-
дов.
/ — наносы; 2 — известняк; 3 — сплошные
вкрапленные руды; 4 — пиритизация
сопротивления (рр<
<0,5 Ом-м), так как
фиксируемые значения
А^впсоизмеримы с А/7СП
и разного рода поме-
хами.
§ 23. МЕТОД
ПОЛЯРИЗАЦИОННЫХ
КРИВЫХ
Метод поляризацион-
ных кривых, или контакт-
ный способ поляризаци-
онных кривых (КСПК),
предложенный Ю. С. Рыс-
сом, заключается в изу-
чении потенциалов элект-
рохимической природы,
возникающих на поверх-
ности минералов с элект-
ронной проводимостью
при пропускании через
рудное тело постоянного
электрического тока с по-
степенным увеличением
его силы. Для каждой
100
Рис. 55. Изучение поляризационных эффектов контактным способом (КСПК)
(но Б. К. Матвееву).
а схема измерений потенциала U и силы тока 1; б — поляризационные кривые для
катодного К и аяодного Л вариантов; /?о — эталонное сопротивленец; РП1, РП2 — ре-
гистрирующие приборы потенциала и тока: Л"— каломельный электрод; 3 — рудная
.залежь; Г — генератор
величины силы тока измеряется потенциал рудного тела отно-
сительно электрода сравнения, расположенного на поверхности
(рис. 55, а). В качестве электрода сравнения служит насыщен-
ный каломельный неполяризующийся электрод.
По полученным значениям силы тока и потенциала строится
графическая зависимость названная поляризаци-
онной кривой (рис. 55, б). Для каждого минерала харак-
терна своя электрохимическая реакция, поэтому на поляриза-
ционной кривой ему соответствует свой потенциал; следова-
тельно, потенциалы реакций являются параметрами вещества.
Сравнивая потенциалы реакций с табличными значениями,
определяют минеральный состав рудных тел. Предельный ток
реакции /Пр зависит от суммарной площади поверхности мине-
ралов в залежи, т. е. по /Пр можно оценить запасы рудного
сырья.
Сеть два варианта скважинных исследований методом
КСПК: 1) основной — токовый электрод Л подсоединяется к за-
лежи, вскрытой скважиной, электрод В заземляется на удале-
нии от рудной зоны, измерительный электрод М подсоединя-
ется к залежи, второй (N') устанавливается на поверхности;
2) увязочиый — питающие электроды помещаются аналогично
основному варианту, измеряется потенциал электрода .V отно-
сительно N' (см. рис. 55, а).
Метод поляризационных кривых позволяет определить каче-
ственный минеральный состав рудных тел, оценить размеры
рудных залежей и их геометрию и может быть использован
только при условии подсечения рудообразований скважиной.
101
Глава VI
ИНДУКЦИОННЫЕ МЕТОДЫ
Индукционные методы, основанные на изучении в скважи-
нах переменного электромагнитного поля низкой и высокой
частоты, разработаны достаточно детально. Низкочастотными
индукционными методами изучают электромагнитное перемен-
ное поле ультразвуковой частоты 20—60 кГц, высокочастот-
ными — переменные поля частотой 1 —10 МГц.
В группу низкочастотных индукционных методов входят
обычный индукционный метод с продольным датчиком, индук-
ционный метод с поперечным датчиком, индукционный метод
переходных процессов, частотный индукционный метод и др.
К высокочастотным индукционным методам относятся обычный
высокочастотный индукционный метод (ВИМ) (амплитудный
метод), волновой метод проводимости (ВМП) (фазовый ме-
тод), высокочастотное индукционное изопараметрическое зон-
дирование (см. табл. 1).
§ 24. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ
ИНДУКЦИОННЫХ МЕТОДОВ
Индукционные методы применяются для исследования вто- •
ричного электромагнитного поля среды, э.д.с. которого прямо
пропорциональна электропроводности горных пород. Вторичное
электромагнитное поле возникает в окружающей среде за счет
вихревых токов, которые индуцированы катушкой, питающейся
от помещенного в скважину генератора переменного тока. .
Индукционные методы принципиально отличаются от всех
методов стационарного и квазистационарного электрических,
полей прежде всего тем, что для создания вторичного электро-
магнитного поля в горных породах не требуется непосредствен-
ного (гальванического) контакта зондовой установки с окру-
жающей средой. Если в методах КС, СЗ, ТМ и ВП электри-
ческий ток распространяется в горные породы от токовых
электродов через слой проводящей жидкости (промывочной),
то в индукционных методах электроды как таковые не исполь-
зуются, и вторичное электромагнитное поле формируется в гор-
ных породах за счет индуктивной связи первичного электромаг-
нитного поля со средой, окружающей зонд. Следовательно, ин-
дукционные методы позволяют изучать разрезы скважин, про-
буренных с обычной промывочной жидкостью и с промывочной
жидкостью на нефтяной или другой основе, плохо проводящей
электрический ток.
Индукционные методы отличаются также характером рас-
пределения вторичных токов, индуцированных генераторной ка-
тушкой в горных породах: их токовые линии лежат в плоско-
стях, перпендикулярных к оси генераторной катушки. В одно-
родной среде линии вихревых токов представляют собой
102
окружности с центрами на оси прибора. При таком распреде-
лении токовых линий можно более точно определить истинное
удельное сопротивление пластов, а влияние электропроводности
вмещающих пород на показания индукционных методов су-
щественно уменьшается.
Простейший зонд индукционного метода может быть состав-
лен из двух катушек (генераторной и измерительной), опущен-
ных в скважину. Расстояние между серединами генераторной
и измерительной катушек есть длина £и индукционного зонда.
Генераторная катушка зонда подключена к генератору пере-
менного тока ультразвуковой частоты 20—60 кГц и питается
стабилизированным по частоте и амплитуде током. Измери-
тельная катушка зонда через усилитель и фазочувствительный
элемент подключена посредством кабеля к регистрирующему
прибору, расположенному на поверхности. Переменный ток,
протекающий по генераторной катушке, создает перемепноё
магнитное поле (прямое и первичное), которое, в свою очередь,
индуцирует в среде, окружающей зонд, вихревые токи, форми-
рующие вторичное переменное магнитное поле той же частоты,
что и первичное.
Первичное и вторичное переменные магнитные поля инду-
цируют э.д.с. в измерительной катушке. Непосредственное воз-
действие первичного поля на приемную катушку не связано
с горными породами, поэтому э.д.с., индуцированная прямым
полем, компенсируется встречной э.д.с., равной первой по вели-
чине и противоположной по фазе, с помощью дополнительных
катушек или специальных электронных устройств.
Электродвижущая сила, генерируемая вторичным полем
в измерительной катушке, состоит из двух составляющих — ак-
тивной и реактивной. Регистрирующим прибором фиксируется
сигнал активной составляющей э.д.с., наиболее тесно связанной
с электропроводностью окружающей среды.
В случае низкой проводимости среды э.д.с. активной состав-
ляющей прямо пропорциональна ее электропроводности. С ро-
стом электропроводности среды э.д.с. активного сигнала увели-
чивается медленнее и по более сложному закону. Нарушение
пропорциональности между активным сигналом и электропро-
водностью среды связано с взаимодействием вихревых токов.
Это явление называется скин-эффектом. Чем выше ча-
стота тока и электропроводность среды, тем значительнее вза-
имодействие вихревых токов и, следовательно, существеннее
влияние скин-эффекта на показания индукционного метода.
Активный сигнал фиксируется на поверхности измеритель-
ным устройством в виде кривой, отражающей изменение элек-
тропроводности пород по разрезу скважины. Точкой записи
кривой является середина расстояния между центрами генера-
торной и измерительной катушек. Единицей измерения электро-
проводности пород является сименс на метр (См/м) —вели-
чина, обратная ом-метру (Ом«м). На практике используют ты-
103
сячную долю сименса на метр—миллисименс на метр (мСм/м).
В индукционных методах измеряется эффективная удельная
электропроводность Оэф, зависящая от проводимостей пласта,
промывочной жидкости, зоны проникновения фильтрата промы-
вочной жидкости, вмещающих пород, от диаметра скважины,
мощности пласта, а также размера и конструкции зонда.
В связи с этим эффективная электропроводность в общем слу-
чае отличается от истинной удельной электропроводности изу-
чаемого пласта цпл.
Приближенная теория низкочастотных индукционных методов
Решение прямой задачи индукционных методов состоит в по-
лучении зависимости измеряемой э.д.с. электромагнитного поля
от электропроводности среды, ее геометрии и параметров зонда.
Приближенная теория низкочастотного индукционного ме-
тода впервые была разработана X. Г. Доллем в 1949 г., затем
получила развитие в работах С. М. Аксельрода, Ю. II. Анто-
нова [5] и других исследователей [4].
В основе приближенной теории Долля лежат два допуще-
ния: 1) все индуцированные в окружающей среде вихревые
токи имеют одну и ту же фазу, сдвинутую относительно фазы
тока в генераторной катушке на 90°; это означает, что взаимо-
действие вихревых токов отсутствует, т. е. при решении прямой
задачи явление скин-эффекта не принимается во внимание;
2) амплитуда плотности тока в любой точке среды рассчиты-
вается по упрощенной формуле и определяется только прост-
ранственным фактором и удельной электропроводностью уча-
стка среды. Эти допущения справедливы лишь тогда, когда ча-
стота тока питания и электропроводность среды сравнительно
невелики. При высокой частоте тока или большой электропро-
водности пород явление скин-эффекта существенно изменяет ха-
рактер распространения электромагнитного поля, и в этом слу-
чае при решении прямой задачи необходимо использовать стро-
гую теорию.
Приближенная теория низкочастотных индукционных мето-
дов позволяет сравнительно просто установить зависимость эф-
фективной удельной электропроводности изучаемого простран-
ства от электропроводности отдельных сред, их размеров и по-
ложения относительно индукционного зонда, а также наглядно
представить физическую сущность этого метода. С помощью
приближенной теории можно путем элементарных расчетов ре-
шить прямую задачу описываемых методов для плоских и ци-
линдрических поверхностей раздела между средами. Формулы,
полученные на основании этой теории, следует рассматривать
как асимптотические, справедливые при электромагнитных вол-
нах, очень длинных по сравнению с радиусом скважины, мощ-
ностью пласта и диаметром зоны проникновения фильтрата
промывочной жидкости [4].
104
Итак, имеем однородную изотропную среду удельной элек-
тропроводности о, абсолютной диэлектрической проницаемости
8а и магнитной проницаемости р,а. На оси скважины располо-
жен двухкатушечный индукционный зонд. Диаметр скважины
dc-^0. Центры генераторной и измерительной катушек располо-
жены на общей оси на расстоянии Ги одна от другой. Ось ге-
нераторной катушки совпадает с осью скважины (рис. 56). Ге-
нераторная и измерительная катушки имеют соответственно вы-
соты Zr и /п, число витков пг и пл, радиусы которых Гг и гп; пло-
щади каждого витка sr = nr^, sn = jrrJ; общие площади вит-
ков srn( —Sr и snnn =Sn. Условимся считать, что размеры кату-
шек значительно меньше расстояния Ли, т. е.(/г, Гг, !п, гп) Ьп.
Это допущение позволяет рассматривать катушки как точеч-
ные. Генераторную катушку можно заменить для упрощения
расчетов магнитным диполем с переменным моментом.
Генераторная катушка питается переменным током с ам-
плитудой 1г, мгновенное значение которого
/ /а ехр (—i сот), (67)
где т — время; со = 2л/—угловая частота; f — циклическая ча-
стота.
Упомянутый выше магнитный диполь, ось которого совпа-
дает с осью генераторной катушки, создает в окружающем про-
странстве электромагнитное поле. Необходимо определить ве-
личину э.д.с., которая наводится вихревыми токами в изучае-
мой среде, и установить связь между наведенной э.д.с. и удель-
ной электропроводностью од-
нородной среды, частотой по-
ля и параметрами зонда.
Для решения задачи вве-
дем цилиндрическую систе-
му координат rzip, начало
которой расположим в точ-
ке О, являющейся середи-
ной расстояния между цент-
рами генераторной и измери-
тельной катушек. Разобьем
все изучаемое пространство
на элементарные тороиды,
представляющие собой участ-
ки породы с горизонтальными
поверхностями. Единичный то-
роид— это горизонтальное
кольцо радиуса гк с центром
на оси скважины (см. рис. 56).
Он назван X. Г. Доллем эле-
ментарным кольцом.
Рис. 56. Схема индукционного зон-
да с элементарным витком ТГК.
ПК — генераторная и приемная катушки;
Т — элементарное кольцо (тороид); Г —
генератор; У — усилитель
105
С учетом (67) магнитный момент магнитного диполя
М = nTsrI = nrsrIa exp (— i сот). (68)
Магнитный диполь создает в окружающем пространстве
магнитное поле напряженностью
(69)
или, принимая во внимание (68)
(70)
где Lr — расстояние от центра генераторной катушки до рас-
сматриваемой точки среды.
Как известно, величина магнитного потока, пронизывающего
замкнутую поверхность,
ф = В cos ф ds, (71)
где В = |лоцН = ц.аН—вектор магнитной индукции; ф— угол
между нормалью к элементарной площадке и силовыми ли-
ниями магнитного поля; ds — площадь сечения элементарной
площадки.
Для элементарного кольца с радиусом гк, площадь которого
магнитные силовые линии пересекают под углом 90°(ф = 0),
формула (71) имеет вид
гк
Ф— 5 иаЯг2лп/г. (72)
6
(Hz — вертикальная компонента напряженности магнитного ди-
поля, поскольку силовые линии магнитного поля направлены
вверх вдоль оси скважины).
Подставив (70) в (72) и проведя интегрирование, получим
ixanrsjя ехр ( — i сот)
ф Иа г г а____12_____- (73)
Г з 2 4
Изменение магнитного потока Ф во времени создает э.д.с.
электромагнитной индукции е в элементарном кольце. Согласно
закону электромагнитной индукции Фарадея величина
е ——dQldx. (74)
Знак минус в формуле (74) соответствует закону Ленца, со-
гласно которому индукционный ток, взаимодействуя с магнит-
ным полем, вызывает силу, направленную противоположно дей-
ствию .магнитного диполя.
Взяв производную в соответствии с (74) от (73), имеем
i(0|iar2nrsr/aехр ( — i wr)
(75)
106
Под действием этой э.д.с. в единичном элементарном кольце
возникает вихревой ток силой
I = e/g = 1 rKHfsr/aexp ( — i сот)
4 л L’
где /?к = 2ягк/^5-о—сопротивление единичного элементарного
кольца; ds — площадь его сечения, равная единице.
Ток создает в окружающем пространстве магнитное поле.
В соответствии с (69) в точке, где расположена измерительная
катушка, напряженность этого поля
и Sk7k лгк i 0JuaorKnrsr/a exp (— i ок)
Г7 -----------------—---------------------------------—
2 л L3 2 л L3 2 л L3 4 л I3
ll 11 11 1
— i озцасг г'к/гт5т/аехр {—i сот)/8 л LpL'l, (77)
где Ln — расстояние от точек элементарного кольца до центра
измерительной катушки; SK — площадь поверхности элементар-
ного кольца; Л1к — магнитный момент кольца.
Величина вторичного магнитного потока, пронизывающего
витки измерительной катушки,
Ф
ВТ - В§цЦц — |ла/7$п/?г[- (78)
Подставив в (78) выражение (77), получим
Фвт — i оз ua o’ ^rsrz2nsn/9ex р (— i сот) г3к / 8 л L?rL^. (79)
Изменение вторичного магнитного потока во времени соз-
дает в измерительной катушке э.д.с.
е' — — d Фвт/с/ т = i соФвт. (80)
Окончательная формула для э.д.с. в измерительной катушке
с учетом (79) и соотношения co = 2.nf имеет вид
е = —л f2pao' nrsrzinsn/aexp (— I сот) г'к / 2LrL?n. (81)
Одновременно с э.д.с. изучаемой среды в измерительной ка-
тушке генерируется э.д.с. прямого поля генераторной катушки.
Поскольку величина э.д.с. прямого поля не связана с парамет-
рами среды, то она исключается с помощью специального уст-
ройства.
Учтя соотношение ца = иоЦ и умножив правую часть равен-
ства (81) па Аи/2 и 2/L[O представим выражение для е' в сле-
дующем виде:
е' = /СИВК ц2<т, (82)
где
К„ == л)" p-oZ2pSp72nSn//Bn (83)
— коэффициент индукционного зонда;
Вк = ЦЛ / 2 L3L3„ (84)
— пространственный (геометрический) фактор элементар-
ного кольца.
107
Введение множителя LH/2 в (84) позволяет свести интег-
ральное значение пространственного фактора всего однород-
ного пространства к безразмерной величине, равной единице [4].
Коэффициент зонда Ли согласно формуле (83) определяется
его конструкцией — длиной, числом и площадью витков гене-
раторной и измерительной катушек; силой и частотой тока, пи-
тающего генераторную катушку. Знак минус в (83) свидетель-
ствует о том, что активная составляющая э.д.с., индуцируемая
вторичным магнитным полем в измерительной катушке, нахо-
дится в противофазе с током, питающим генераторную ка-
тушку.
Из формулы (82) следует, что величина э.д.с., создаваемая
элементарным кольцом породы при Ки = const, прямо пропор-
циональна удельной электропроводности среды ст, квадрату от-
носительной магнитной проницаемости ц2 и пространственному
фактору Вк.
Пространственный фактор элементарного кольца
В теории Долля введение понятия пространственного фак-
тора элементарного кольца занимает одно из центральных мест.
Рассмотрим его физический и геометрический смысл.
Выразим расстояния от центров генераторной и измеритель-
ной катушек до оси элементарного кольца через цилиндриче-
ские координаты г и z. Из рис. 56 следует
Ч=д/Ч + CL,./2+= V'-J (85)
Выражение (84) с учетом соотношений (85) перепишем
в виде
Вк = ъЛ / 2 [г* + (Ля/2н-z)2]3/2 [гй + (£я/2—г)2]3'2. (86)
Из (86) следует, что значение пространственного фактора
элементарного кольца определяется его вертикальным располо-
жением относительно катушек и горизонтальным расстоянием
от оси зонда при фиксированной длине зонда.
Выясним геометрический смысл пространственного фак-
тора Вк.
Для треугольника АВС на рис. 56 на основании теоремы си-
нусов запишем
sin y/Ln = sin cc/Ln. (87)
Из прямоугольного треугольника ADC следует
sin<x = rK/Lr. (88)
Подставив (88) в (87), найдем
rK/BrBn = sin у/Ви. (89)
На основании (84) и (89)
BK = sin3y/2LL (90)
108
Рис. 57. Геометрические места сечений элементарных колец
с одинаковыми пространственными факторами при |siny[ =
= |sin(jr.—у) | (а) и sinrt/2 = l(6).
1, 2, 3 — сечения колец, из которых виден зонд под углом у, л—у и л/2
соответственно
Из (90) следует, что пространственный фактор полностью
определяется величиной угла у между сторонами Lr и Ln, под
которыми виден зонд из точек элементарного кольца. В этом
состоит геометрический смысл пространственного фактора. Сле-
довательно, все элементарные кольца, из точек которых виден
зонд под одним и тем же углом, имеют одинаковые простран-
ственные факторы.
Геометрическим местом сечений элементарных колец с рав-
ным пространственными факторами являются окружности, про-
ходящие через центры генераторной и измерительной катушек.
Значения пространственного фактора изменяются от 0 до 1.
Максимальную величину он имеет в случаях, когда sin у=1,
т. е. угол у = 90°. Сечения этих колец лежат на окружности
с диаметром, равным длине зонда (рис. 57).
Представление пространственного фактора элементарным
кольцом позволяет получить сигнал от различных участков
среды. В случае однородной среды величины э.д.с., создавае-
- мые ее участками, зависят только от их пространственных фак-
торов. Физический смысл пространственного фактора элемен-
тарного кольца заключается в том, что он определяет ту долю
сигнала на выходе измерительной катушки зонда, которую вно-
сят различные участки изучаемой среды.
Выражения для э. д. с. вторичного магнитного поля
в однородном и неоднородном пространствах
Выражение (82) определяет величину сигнала, создаваемую
в измерительной катушке одним элементарным кольцом по-
роды. Электродвижущая сила всего исследуемого пространства
109
Е будет равна сумме э.д.с. элементарных колец породы, т. е.
Е — Ки р-2 S а Buds, (91)
S
где ds — площадь сечения кольца.
Удельная электропроводность в общем случае может быть
непрерывной функцией координат точек пространства.
В случае однородной немагнитной среды (ц=1)
Е = /<„ о 5 BKdrdz, (92)
6 —оо
ибо радиусы элементарных колец изменяются от 0 до оо, а ко-
ордината z— от —оо до -роо.
Существует строгое доказательство [4] соотношения
оо оо
f f BKdrdz — 1,
•/ V
О —ог
т. е. суммарный пространственный фактор однородной изотроп-
ной среды равен единице. В этом случае отношение Е1Кп равно
на основании (92) истинно удельной электропроводности среды
а = Е/Ки. (93)
Для неоднородной немагнитной среды с коаксиально-цилин-
дрическими и плоско-параллельными горизонтальными поверх-
ностями раздела, имеющей участки с электропроводностями
пласта (тпл, зоны проникновения озп,. скважины ор и вмещаю-
щих пород Овм, полная э.д.с. будет равна сумме сигналов от
каждого участка среды. Вклад каждого участка в суммарный
сигнал равен произведению его электропроводности на прост-
ранственный фактор. Полная э.д.с. в такой неоднородной среде
(94)
где
sn 6зп sp
Вт — jj Вк, wds— пространственные факторы соответственно
SBM
пласта, зоны проникновения, промывочной жидкости и вмещаю-
щих пород.
Пространственные факторы каждого участка среды пред-
ставляют собой сумму пространственных факторов Вк, п, Вк, зп,
ВК1Р, Вк, вм элементарных колец по их площадям сечения sn,
По аналогии с (93) и на основании (94) отношение
Е'1Къ в случае неоднородной среды есть ее эффективная удель-
ная электропроводность
Измеряемая эффективная электропроводность в общем слу-
чае отличается от истинной удельной электропроводности пла-
110
ста вследствие искажающего влияния па величину сигнала па-
раметров скважины, зоны проникновения, вмещающих пород и
соседних пластов. Это отличие тем существеннее, чем неодно-
роднее исследуемая среда.
Из (95) следует, что удельная электропроводность участка
среды и его пространственный фактор равнозначны при форми-
ровании полного сигнала. Участок среды с высокой электропро-
водностью, но малым пространственным фактором может соз-
дать такой же сигнал, как и участок среды с низкой электро-
проводностью, но большим пространственным фактором. Чем
выше электропроводность отдельных участков среды, тем зна-
чительнее величина сигнала от них; при весьма низкой электро-
проводности какого-либо участка среды (о->0) его вклада
в полный сигнал практически не будет.
Из сказанного выше следует, что кривая индукционного ме-
тода наиболее дифференцирована против пород высокой элек-
тропроводности и сглажена против пород с низкой электропро-
водностью.
§25. ОБЫЧНЫЙ НИЗКОЧАСТОТНЫЙ ИНДУКЦИОННЫЙ
МЕТОД С ПРОДОЛЬНЫМ ДАТЧИКОМ
Обычный низкочастотный индукционный метод основан на
изучении электромагнитного поля продольного (вертикального)
датчика, ось которого совпадает с осью скважины. В этом слу-
чае вихревые токи, индуцированные первичным полем, распо-
ложены в плоскостях, перпендикулярных к оси скважины, и не
пересекают поверхностей раздела горизонтальных слоев.
На результаты измерений простейшим двухкатушечным зон-
дом с целью определения истинного удельного сопротивления
пласта значительное искажающее влияние оказывают сква-
жина, зона проникновения и вмещающие породы, а также пря-
мой сигнал от генераторной катушки. Для уменьшения влияния
указанных факторов и исключения прямого сигнала X. Г. Долль
предложил многокатушечные фокусирующие зонды.
Зонды обычного низкочастотного индукционного метода
Многокатушечный зонд представляет собой систему кату-
шек, укрепленных на одном изоляционном стержне (рис. 58).
Генераторная ГК и измерительная ПК катушки являются ос-
и овны м и, остальные называются к о м п е н с а ц и о н н ы м и К
и фокусирующими Ф(ФМ) в генераторной ФГ и измери-
тельной ФП цепях. Компенсационные катушки служат для иск-
лючения в измерительной катушке э. д. с. прямого поля, инду-
цируемого генераторной катушкой.
Фокусирующие катушки предназначены для уменьшения
влияния неполезных сигналов путем создания в приемной цепи
э.д.с., обратных по знаку э.д.с., вызванных вихревыми токами,
Рис. 58. Схемы индукционных зондов.
а — 4Ф1 (аппаратура ПИК-IM, ВИК-IM); б — 5Ф1,2 (аппаратура
ИК-2); в — 6Ф1 (аппаратура АИК-3, АИК-М); г — 6Э1 (аппаратура
Э-3, Э-ЗМ); д — 8Ф1,4 (аппаратура ДИК-4)
которые циркулируют в скважине, зоне проникновения и вне-
щающих породах. Фокусирующее действие катушек достига-
ется путем подбора числа их витков, расположения и включе-
ния их относительно главных катушек. Число дополнительных
катушек, их взаимное положение и число витков должны быть
такими, чтобы в значительной мере было исключено влияние
скважины, зоны проникновения и вмещающих пород, а изме-
ряемая эффективная электропроводность была как можно
ближе к истинному значению электропроводности пласта. Ком-
пенсационные и фокусирующие катушки включаются последо-
вательно с главными, но их витки намотаны противоположно
виткам генераторной и измерительной катушек.
В обозначениях зондов первая цифра соответствует общему
числу катушек, буква Ф означает, что зонд фокусирующий,
последняя цифра отражает длину зонда. Например, индукци-
онный зонд 6Ф1—шестикатушечный, фокусирующий, дли-
ной 1 м.
Эффективность применения индукционного метода при изу-
чении разрезов скважин в значительной мере определяется вы-
бором многокатушечного зонда с оптимальными параметрами.
Многокатушечный зонд должен обеспечить измерение удельной
электропроводности пород в достаточно широком диапазоне, су-
112
щественно снизить влияния скважины, зоны проникновения и
вмещающих пород, обладать значительной глубинностью иссле-
дования по горизонтали и отмечать па кривых сгЭф маломощные
пласты.
Существуют трех-, четырех-, пяти- и восьмикатушечные
зонды. Многокатушечные зонды делятся на симметричные и
несимметричные. Симметричными зондами называются та-
кие, у которых отмечаются симметрия в расположении фокуси-
рующих катушек относительно точки записи и равенство произ-
ведений моментов катушек для всех симметрично расположен-
ных фокусирующих пар. К симметричным зондам относятся
пяти- и шестикатушечные, к несимметричным — трех- и четы-
рехкатушечные.
Различают зонды с внутренней фокусировкой (дополнитель-
ные катушки расположены в интервале между главными),
внешней (дополнительные катушки находятся вне длины зонда)
и со смешанной (дополнительные катушки расположены как
внутри главных катушек, так и вне их).
Степенью фокусировки индукционного зонда Кф на-
зывается отношение сигнала в однородной среде Е>,т для мно-
гокатушечного зонда к сигналу для двухкатушечного зонда
Ддв, т. е.
Кь = £.,„/£
ДВ«
Есть зонды со слабой фокусировкой (АД >0,3) и сильной фо-
кусировкой (Кф<0,3).
Простейший многокатушечиый зонд состоит из трех кату-
шек— двух главных (ГК и ПК) и одной фокусирующей. Фоку-
сирующая катушка может быть включена или в генераторную
цепь и в этом случае обозначается ФГ, или в приемную цепь
и обозначается ФП. Показания зондов будут одинаковыми
в связи с равенством их магнитных моментов.
В СССР для изучения разрезов нефтяных и газовых сква-
жин применяются многокатушечные зонды 4Ф1; 5Ф1,2, 6Ф1,
6Э1, 8Ф1,4, за рубежом (фирма «Шлюмберже»)—зонды 5FF27,
5FF40 и 6FF40 (цифры в конце — размер зонда в дюймах).
Аналогично пространственному фактору элементарных колец
X. Г. Долль рассматривает пространственные факторы единич-
ных плоско-параллельных горизонтальных тонких пластов bz
и тонких цилиндрических слоев br. С помощью пространствен-
ных факторов можно определить радиальную и вертикальную
характеристики индукционных зондов. В случае пласта боль-
шой мощности электропроводность среды по вертикали посто-
янна, а по радиусу изменяется. Неоднородное пространство
в радиальном направлении рассматривается как состоящее из
однородных коаксиально-цилиндрических элементарных слоев
различной электропроводности. Каждый такой слой характери-
зуется своим радиальным пространственным фактором Ьг. За-
висимость Ьг от отношения радиуса цилиндра к длине зонда
из
Рис. 59. Графики пространственных факторов тонкого цилиндриче-
ского слоя (а) и тонкого пласта (б) для двухкатушечного зонда
(дифференциальные характеристики)
r/Lji и показывает относительное влияние тонких цилиндриче-
ских слоев разного радиуса на величину сигнала (рис. 59, а).
При г<Хи значение пространственного фактора растет прямо
пропорционально радиусу, при г=0,45 £и она становится мак-
симальной, а при дальнейшем увеличении радиуса — плавно
стремится к нулю. Из графика br=fследует, что нап-
больший вклад в сигнал вносят цилиндрические слои с ра-
диусом, равным около половины длины зонда. Цилиндрические
слои с очень малым и весьма большим радиусами вносят, не-
большой вклад в полный сигнал. Основную долю сигнала об-
разуют концентрические слои, заключенные между цилиндрами
с радиусами 0,4Лн и 1,5£н. В случае однородной среды 80 %
полного сигнала создает цилиндр радиусом r = 3Ln.
При конечной мощности пласта при бс-^0 и отсутствии зоны
проникновения фильтрата промывочной жидкости электропро-
водность среды в радиальном направлении можно принять оди-
наковой, а пространство по вертикали разбить на элементарные
плоско-параллельные горизонтальные тонкие слои. Каждый
такой слой характеризуется осевым пространственным факто-
ром bz. Зависимость bz от показывает относительное влия-
ние тонких слоев на величину сигнала в зависимости от рас-
стояния от центра зонда (рис. 59, б). Если бесконечно тонкий
слой находится между генераторной и приемной катушками,
т. е. в пределах длины зонда, то влияние этого слоя на вели-
чину сигнала будет постоянным. При расположении бесконечно
тонкого слоя за пределами катушек его влияние убывает об-
ратно пропорционально (zIL^2. Пласт, имеющий мощность
h = 3Lib даст 80 % полного сигнала.
114
Глубинность исследования зондов обычного низкочастотного
индукционного метода по вертикали и горизонтали определяют
их радиальные и вертикальные характеристики, называемые
также графиками ин т с г р а л ь п о г о рад и а л ь и о г о
пространственного фактора и интегрального
вертикального пространственного фактора. Эти
характеристики получены на основании приближенной теории
Долл я.
Радиальная характеристика определяет зависимость интег-
рального пространственного фактора Вг бесконечного по длине
цилиндра от его радиуса г (рис. 60, а). С помощью этой ха-
рактеристики для пласта большой мощности можно установить
пространственные факторы скважины, зоны проникновения и
неизмененной части пласта, а следовательно, узнать по формуле
(95) ту долю сигнала, которую вносят те или иные участки
среды в полный сигнал. Рассматриваемый график служит для
приближенной оценки глубинности исследования индукцион-
ного зонда в радиальном направлении.
Вертикальная характеристика определяет зависимость ин-
тегрального пространственного фактора Bz слоя от мощности
h в случае, когда середина зонда расположена в средней точке
слоя (рис. 60, б). С помощью этой характеристики можно при-
ближено оценить влияние вмещающих пород на показания опи-
сываемого метода.
Приближенная теория Долля справедлива для сравнительно
небольшой частоты питающего тока (до 20 кГц) и относи-
тельно высокого удельного сопротивления среды (свыше
2 Ом-м). При более высоких частотах измеряемого поля и низ-
ком сопротивлении пород значения оЭф, рассчитанные по фор-
мулам, полученным на основе приближенной теории, отлича-
ются от фактических о„л (рис. 61). Более низкие значения пЭф
Рис. 60. Графики радиального (а) и
факторов для двухкатушечного зонда
вертикального (б) пространственных
(интегральные характеристики)
115
0,2 I 5 Оп/!,См/м
Рис. 61. Зависимости эффективной
электропроводности от истинной
электропроводности среды при из-
мерениях на частотах 20 кГц (зонд
4Ф0,75) (/) и 50 кГц (зонд 5Ф1,2)
(2).
Штриховая линия — линия равных зна-
чений
Рис. 62. Радиальные (а) и верти-
кальные (б) характеристики много-
катушечных зондов в неоднородной
среде:
1 — 4Ф0.75; 2, 6 — 4Ф1; 3, 7—5Ф1,2; 4,
5 — 6Ф1
по сравнению с расчетными объясняются явлением скин-эф-
фекта. В случае строгой теории, учитывающей явление скин-
эффекта, радиальные и вертикальные характеристики много-
катушечных зондов (рис. 62) отличаются от полученных на ос-
новании приближенной теории (см. рис. 60).
Радиальные характеристики позволяют: 1) установить те
минимальные диаметры цилиндров, которые не оказывают за-
метного влияния на сигнал, т. е. диаметры зоны исключения;
2) определить те максимальные диаметры цилиндров, при ко-
торых влияние наружной среды весьма незначительно, т. е. глу-
бинность исследования.
Вертикальные характеристики дают возможность: 1) уста-
новить ту минимальную мощность пласта, при которой он
может быть зафиксирован; 2) определить ту предельную мощ-
ность пласта, при которой можно пренебречь влиянием вме-
щающих пород на величину полного сигнала.
116
Аппаратура низкочастотного индукционного метода
с продольным датчиком
Существует несколько видов аппаратуры низкочастотного
индукционного метода с продольным датчиком, различаю-
щихся устройством зонда и особенностями электронной схемы:
ПИК-IM, АИК-3, АИК-М, и комплексная аппаратура Э-3,
Э-ЗМ, АИК-4.
Аппаратура ПИК-IM. В этой аппаратуре использован зонд
4Ф1. В генераторной катушке зонда ГК от генератора Г
(рис. 63) возбуждается переменное магнитное поле частотой
20 кГц, которое создает в окружающей среде вихревые токи
той же частоты. Вторичное магнитное поле, возбужденное вих-
ревыми токами, воспринимается измерительной катушкой ПК.
Для устранения прямого сигнала от генераторной катушки на
прямую и уменьшения влияния скважины па нее поле генера-
торной катушки фокусируется двумя дополнительными катуш-
ками— ФГ1 и ФГ2. Сигнал из катушки ПК через усилитель У
поступает па фазочувствительный детектор ФЧВ, где он
выпрямляется и подается в виде постоянного тока па частотно-
импульсный модулятор ЧИМ. В модуляторе сигнал преобразу-
ется в импульсы с постоянной амплитудой и длительностью,
частота которых пропорциональна эффективной электропровод-
ности изучаемой среды. Через разделительное устройство РУ
импульсный частотно-модулированиый сигнал передается по
каналу связи на измерительную панель ИП. Здесь частотный
сигнал преобразуется в постоянный ток, поступающий на ре-
гистрирующий прибор РП, и записывается в виде кривой из-
менения эффективной электропроводности пород.
Для контроля масштаба записи кривой служит стан-
дарт-сигнал, создаваемый катушкой СС. Стандарт-сигнал
включается электронным ключом ЭК, который управляется
импульсом с измерительной панели ИП.
Аппаратура питается постоянным током силой 320 мА от
стабилизированного выпрямителя ВС с регулируемым напря-
жением на выходе, величина которого может изменяться от
180 до 250 В.
Скважинный прибор состоит из электронного блока, распо-
ложенного в герметичном кожухе, и четырехкатушечного зонда
4Ф1, катушки которого размещены на стеклотекстолитовом
стержне.
Аппаратура позволяет измерять электропроводность пород
в диапазоне от 2500 до 20 мСм/м (от 0,4 до 50 Ом • м) при тем-
пературе в скважинах от —10 до +120 °C при максимальном
гидростатическом давлении 60 МПа.
Аппаратура АИК-М. Эта аппаратура предназначена для ра-
боты с одножильным кабелем и зондом 6Ф1 (рис. 64). В гене-
раторной катушке ГК зонда от генератора Г возбуждается пе-
ременное магнитное поле частотой 50 кГц. Измерительная
117
Рис. 63. Блок-схема аппара-
туры ПИК-IM с зондом 4Ф1
Рис. 64. Блок-схема аппаратуры
АИК-М с зондом 6Ф1.
AM— амплитудный манипулятор; ГНЧ —
генератор низкой частоты; СУ — сумма-
тор; БУ — блок управления
катушка ПК фиксирует активную составляющую э. д. с. вто-
ричного магнитного поля. Для компенсации э. д. с. прямого
поля, уменьшения влияния скважины и вмещающих пород
в цепи катушек ГК и ПК зонда включены по две фокусирую-
щие катушки ФГ1 и ФГ2, ФП1 и ФП2.
Аппаратура АИК-М позволяет измерять эффективную элек-
тропроводность в диапазоне 1500—20 мСм/м (0,7—50 Ом-м)
118
при максимальной температуре в скважине до 150 °C и макси-
мальном гидростатическом давлении до 100 МПа.
Аппаратура АИК-3. Применяется эта аппаратура для ра-
боты с одножильным и трехжильным кабелем и позволяет
регистрировать одновременно три кривые: ИМ, КС малого
градиент-зонда и СП. Принципиальная схема для измере-
ния индукционным зондом аналогична схеме аппаратуры
АИК-М. Аппаратура АИК-3 может работать с зондами
5Ф1,2 и 6Ф1.
Аппаратура А И К-4. Это наиболее совершенная комплекс-
ная аппаратура, в которой использован зонд 8Ф1,4; отличается
от других типов индукционной аппаратуры большой глубиной
исследования за счет односторонней внешней фокусировки.
Кроме кривой ИМ аппаратура обеспечивает запись кривых
БЭЗ и стандартной электрометрии. Генераторные катушки пи-
таются током частотой 20 кГц. Аппаратура АИК-4 позволяет
измерять эффективную электропроводность в диапазоне 2000—
10 мСм/м (0,5—100 Ом«м) при максимальной температуре до
150 °C.
Кривые ИМ
Кривые цЭф для всех зондов обычного индукционного метода
против одиночных пластов в случае равенства электропровод-
ностей вмещающих пород симметричны относительно середины
пласта (рис. 65). Границы пластов при их средней и большой
мощности определяются по середине аномалии, где ее ширина
соответствует истинной мощности пласта h. Для пластов ма-
лой мощности ширина аномалии на ее середине представляет
собой фиктивную мощность Лф; h$<h.
Характерными показаниями кривой аЭф против однородного
пласта конечной мощности являются экстремальные значения
эффективной электропроводности, против середины пласта —
максимальные или минимальные.
На показания аЭф индукционных зондов искажающее влия-
ние оказывают: 1) скважина; 2) явление скин-эффекта; 3) ог-
раниченная мощность пласта и вмещающие породы; 4) зона
проникновения фильтрата промывочной жидкости. В значение
эффективной электропроводности необходимо вносить соответ-
ствующие поправки за влияние указанных факторов. Влияние
скважины может быть учтено по показаниям против пластов
высокого удельного сопротивления (рПл>200 Ом«м), встречаю-
щихся в разрезе. Линия нулевой электропроводности должна
проходить по кривой оЭф этих высокоомных пластов.
Влияние скин-эффекта на показания цЭф учитывается с по-
мощью графиков аэф=/(рэф), построенных по теоретическим
формулам для однородной среды (рис. 66, а). Эти графики
позволяют перевести значения электропроводности в величины
удельного сопротивления пород.
119
Рис. 65. Теоретические кривые обычного индукционного метода.
1—для двухкатушечного зонда, Ли/^с—1,875; 2 — для фокусирующего зонда, —
—2,25; 3 — уровни значений истинного удельного электрического сопротивления пород;
пласты различного удельного электрического сопротивления: 4— РПЛ==Ю Ом • м; 5—
Рпл=10ОМ’М; 6 — РпЛ = 0,1 Ом • м; 7—рр->оо; 8 — зона проникновения промывочной
жидкости
Влияние конечной мощности пласта и вмещающих пород
на показания Оэф учитывается с помощью палеток поправоч-
ных коэффициентов Кь (рис. 66, б).
Наличие зоны проникновения при Z)3n/dc<4, повышающей
сопротивление пласта, мало сказывается на показаниях ИМ.
120
Зона проникновения промывочной жидкости, понижающая со-
противление пласта, оказывает существенное влияние па ве-
личину оЭф- Оно тем значительнее, чем болыис D3Jdc и рпл/рзп.
Области применения обычного низкочастотного индукционного
метода и решаемые им геологические задачи
Этот метод получил широкое распространение при исследо-
вании разрезов нефтяных и газовых скважин с промывочными
жидкостями сравнительно низкой минерализации (рр>1Ом«м).
Кроме того, он может использоваться при изучении скважин
с непроводящей промывочной жидкостью (известково-битумные
растворы и др.), заполненных нефтью и закрепленных трубами
из диэлектриков (асбоцементные и полимерные обсадные ко-
лонны) .
Вихревые токи, индуцированные в пластах, перпендику-
лярных к оси скважины, практически не пересекают их границ,
что существенно снижает влия-
ние вмещающих пород па
показания обычного индукци-
онного метода. Благодаря при-
менению фокусирующих уст-
ройств индукционные зонды
имеют благоприятные верти-
кальные и радиальные ха-
рактеристики, что позволяет
Рис. 66. Внесение поправок в пока-
зания обычного низкочастотного ин-
дукционного метода за влияние
скин-эффекта (а) и конечной мощ-
ности пласта (б).
а: /, 2, 3 — зонды 6Ф; 5Ф1.2; 4ФА,75; б —
шифр кривых — мощность пласта в м;
— поправка в величину рэф за влия-
ние конечной мощности пласта
121
частично исключить влияние скважины, зоны проникновения и
вмещающих пород на эффективную электропроводность.
Индукционный метод наиболее чувствителен к прослоям по-
вышенной электропроводности и почти не фиксирует прослои
высокого удельного сопротивления, т. е. при замерах сгЭф отсут-
ствует явление экранирования, присущее обычным зондам ме-
тодов КС квазипостояшюго тока. Индукционные зонды сравни-
тельно небольших размеров (0,75—1,40 м) обладают значи-
тельным радиусом исследования, превышающим примерно
в 4 раза радиус исследования обычных градиент-зондов КС.
Применение обычного низкочастотного индукционного ме-
тода ограничено в случае использования соленых промывочных
жидкостей, наличия зоны проникновения фильтрата промывоч-
ной жидкости, понижающей сопротивление пласта, и при ис-
следовании пород удельного сопротивления свыше 50 Ом • м.
Обычный низкочастотный индукционный метод позволяет
более детально расчленять разрезы скважин, сложенные поро-
дами низкого удельного сопротивления, выделять водоносные
и нефтегазоносные пласты, изучать строение переходной зоны
и уточнять положение контактов вода—нефть, вода—газ (см.
рис. 30), определять истинное удельное сопротивление пород
до 50 Ом • м.
§ 26. ДРУГИЕ НИЗКОЧАСТОТНЫЕ
ИНДУКЦИОННЫЕ МЕТОДЫ
Индукционный метод с поперечным датчиком
В обычном индукционном методе с продольным датчиком
ось генераторной катушки расположена на оси скважины и
вихревые токи находятся в плоскостях, перпендикулярных
к ней. При помещении в скважину горизонтальной генератор-
ной катушки, ось которой оказывается перпендикулярна к оси
скважины, вихревые токи располагаются В этом случае в вер-
тикальных плоскостях, параллельных оси скважины. Теорию
этого низкочастотного индукционного метода с поперечным
датчиком разработал А. М. Кагаискнй. Такая модификация
индукционного метода позволяет измерять удельную электро-
проводность пород аЭф п в направлении, перпендикулярном к их
напластованию. При этом отмечается минимальное влияние па
результаты измерений электропроводности оэфь параллельной
напластованию пород.
Регистрация электропроводности пород, перпендикулярной
к их напластованию, и удельного сопротивления, параллель-
ного напластованию и измеренного методами КС, СЗ и ИМ,
позволяет определять коэффициенты микро- и макроаиизотро-
пии пластов. Знание коэффициентов анизотропии необходимо
при изучении коллекторских свойств пород и интерпретации
диаграмм КС сверхбольших зондов.
122
Индукционное боковое зондирование
Существуют три варианта метода индукционного бокового
зондирования (ИБЗ): 1) использование зондов различной фик-
сированной длины; 2) применение зонда с подвижной прием-
ной катушкой; 3) частотное зондирование.
Метод ИБЗ с несколькими зондами различного размера ос-
нован на повышении глубинности исследования среды в ради-
альном направлении с увеличением размера индукционного
зонда.
Другой вариант ИБЗ, предложенный Ю. И. Антоновым,
заключается в использовании зонда с генераторной и двумя из-
мерительными катушками, расположенными на некотором рас-
стоянии относительно друг друга. Генераторная катушка пита-
ется током фиксированной частоты. При неподвижном положе-
нии зонда относительно исследуемого пласта одну из катушек
зонда приводят в движение по направлению оси зонда; при
этом регистрируется одна из относительных характеристик
электромагнитного поля как функция движения катушки. Воз-
можно также передвижение одновременно с генераторной ка-
тушкой одной из двух измерительных с сохранением отноше-
ния расстояний между измерительными катушками зонда и
его общей длиной.
Указанные две модификации ИБЗ, как и обычный метод
БЭЗ, относятся к геометрическому зондированию и позволяют
изучать изменение электропроводности зоны проникновения
фильтрата промывочной жидкости в радиальном направлении.
С. М. Аксельрод предложил метод частотного индукцион-
ного зондирования. Известно, что глубина проникновения тока
в среду зависит от его частоты. Чем меньше частота тока, тем
на большую глубину проникает сигнал, и наоборот. Используя
различные частоты, можно в принципе осуществлять частотное
зондирование разреза скважины. Глубинность исследования
можно увеличить путем создания спектра различных частот
в генераторной катушке зонда. Частотный индукционный метод
позволяет исключить влияние скважины и зоны проникновения,
пропуская через генераторную катушку одновременно ток двух
частот. В измерительной катушке фиксируется разность э. д. с.
между сигналом от дальней и ближней зон. Величина этой раз-
ности э. д. с. зависит от электропроводности пласта. Частотный
индукционный метод можно рассматривать как метод измере-
ния активной компоненты вторичного поля, исключающий влия-
ние токов в скважине и зоне проникновения.
Метод переходных процессов
Для повышения глубинности исследования пластов В. П. Со-
колов предложил использовать индукционный метод переход-
ных процессов по аналогии с методом становления поля
в ближней зоне, применяющимся в электроразведке. Этот
123
метод основан на изучении нестационарного электромагнитного
поля, возбуждаемого генераторной катушкой. Если в некото-
рый момент времени выключить ток в генераторной катушке,
то первичное электромагнитное поле изменится от некоторого
конечного значения до нуля. Вследствие ступенчатого измене-
ния момента генераторной катушки в окружающей среде будут
индуцироваться вторичные токи, распределение которых та-
ково, что они в первый момент времени (ранняя стадия станов-
ления) стремятся сохранить неизменным первичное поле внутри
проводящей среды, а затем (поздняя стадия становления) пе-
рераспределяются в пространстве, удаляются от диполя и зату-
хают вследствие тепловых потерь. В ранней стадии становле-
ния поля токи сосредоточены в скважине, в поздней стадии все
они практически находятся в пласте и их интенсивность опре-
деляется почти целиком электропроводностью пласта. В связи
с этим сигнал, фиксируемый измерительной катушкой в позд-
ней стадии становления поля, не зависит от параметров сква-
жины и зоны проникновения.
Из теории следует [первое уравнение Максвелла (1)], что
в начальный момент времени источниками магнитного перемен-
ного поля являются токи проводимости и токи смещения. Чем
больше удельное сопротивление среды, тем шире временной
интервал, в котором существенную роль играют токи смеще-
ния. В поздней стадии становления поля в среде формируется
квазистационариое поле, т. е. токи смещения исчезают. Момент
перехода переменного поля в квазистационариое поле насту-
пает тем раньше, чем выше электропроводность горных пород.
Таким образом, применение индукционного метода переход-
ных процессов для исследования скважин позволяет опреде-
лять истинную удельную электропроводность пластов при из-
мерениях в поздней стадии становления поля относительно не-
большим зондом.
Разработан скважинный вариант метода переходных про-
цессов для поисков месторождений сульфидных и магнетито-
вых руд, минерализованных вод, угля, графита и высококачест-
венных глин. Глубинность исследования составляет 400—500 м
при наблюдении поля на расстоянии 100—120 м от скважины.
Векторные измерения поля в скважинах при зенитных углах не
менее 5° позволяют определять направление на рудное тело.
Для векторных исследований распределения поля переходных
процессов по скважине имеется аппаратура МПП-4. Сила тока
при максимальной мощности в импульсе 2 кВт составляет
2—20 А при длительности импульса 24 и 48 мс.
Методы скважинной индуктивной электроразведки
Существуют два основных варианта скважинной индуктив-
ной электроразведки: дипольное электромагнитное
профилирование скважин (ДЭМПС) и петлевой.
124
В первом варианте вдоль осп скважины перемещается уста-
новка, состоящая из генераторной н измерительной рамок ан-
тенн, расстояние между которыми составляет десятки—сотни
метров. Момент геперагорной рамки направлен по оси сква-
жины. Расстояния между антеннами обычно выбирают рав-
ными 25, 50, 75 и 100 м, шаг профилирования 5—20 м. Иссле-
дуется околоскважинное пространство до глубины 1500 м.
В петлевом варианте источник электромагнитного поля на-
ходится на поверхности, а прием пик вторичного поля переме-
щается вдоль ствола скважины. Псзаземленная петля имеет
размеры 500x500 пли 1000X1000 м. В средней части петли
первичное магнитное поле сравнительно однородно и направ-
лено по вертикали, что благоприятно для выделения п®логоза-
легающих рудных тел па глубине до 150—200 м.
В обоих вариантах измеряются составляющие вектора на-
пряженности суммарного магнитного поля — первичного и ано-
мального.
Для исследований ДЭМПС и петлевым вариантом разрабо-
тана скважинная мпогочастотпая индукционная аппаратура
АСМИ-40М, предназначенная для обнаружения в околосква-
жинном пространстве глубокозалегающих сульфидных и маг-
нетитовых рудных тел на расстоянии до 40—80 м от ствола
скважины. Эта аппаратура позволяет оценить размеры и
форму рудных тел, определить элементы их залегания и про-
странственное положение относительно исследуемой скважины.
Используются рабочие частоты 125, 375, 1125 и 3375 Гц.
§ 27. ВЫСОКОЧАСТОТНЫЕ
ИНДУКЦИОННЫЕ МЕТОДЫ
В высокочастотных индукционных методах исследования
скважин используются частоты питающего тока от 0,5—1,0 МГЦ
до нескольких десятков мегагерц. При таких частотах в соот-
ветствии с первым уравнением Максвелла для гармонически
изменяющегося поля (15) величина полезного сигнала опреде-
ляется как токами проводимости, так и токами смещения.
Высокочастотные индукционные методы включают абсолют-
ный, относительный, разностный и разностно-относительный.
В абсолютном методе измеряется амплитуда э. д. с., возникаю-
щей в измерительной катушке, в относительном — отношение
амплитуд двух сигналов, в разностном — разность сдвига фаз
или амплитуд составляющих электромагнитного поля и в раз-
постно-относителыюм — отношение разности амплитуд к одной
из амплитуд поля.
Среди высокочастотных индукционных методов наиболее
полно разработаны обычный высокочастотный индукционный
метод (ВИМ), волновой метод проводимости (ВМП) и метод
высокочастотного индукционного изопараметрического зонди-
рования (ВНИЗ).
125
Обычный высокочастотный индукционный метод
Изучение низкочастотным индукционным методом пород
с удельным электрическим сопротивлением свыше 50 Ом • м не-
возможно из-за низкого уровня получаемого сигнала.
Относительный уровень величины активной э. д. с. вторич-
ного поля £акт в долях прямого поля £п. п для двухкатушечного
зонда при незначительном скин-эффекте (высокоомная среда)
определяется выражением
х-акт' •‘--п. п—<-
Рп
где f — циклическая частота, Гц; рп — удельное сопротивление
среды, Ом-м; £и — длина зонда, м.
Из (96) следует, что уровень сигнала уменьшается с ростом
удельного сопротивления среды и увеличивается за счет удли-
нения зонда и повышения частоты тока питания генераторной
катушки. Увеличивая размер зонда с целью повышения уровня
полезного сигнала, можно ухудшить его вертикальные характе-
ристики, т. е. уменьшить разрешающую способность по верти-
кали. Увеличивать активную э. д. с. целесообразнее всего, как
показали теоретические и экспериментальные исследования, за
счет повышения частоты, так как в этом случае улучшаются
вертикальные характеристики и сохраняются радиальные.
Расчеты показывают, что при минимальном уровне полез-
ного сигнала, равного 1 % от прямого сигнала, и сопротивле-
нии пород 150—200 Ом • м необходимо увеличить частоту поля
до 1—3 МГц. Однако с повышением частоты изменяется и ми-
нимальная величина регистрируемого удельного сопротивления.
Так, для трехкатушечного зонда длиной 1 м при частоте
1,5 МГц она составляет 1,5—2,0Ом-м. Для определения удель-
ного сопротивления пластов в более широком диапазоне
С. М. Аксельрод предлагает использовать две частоты: 10—
50 кГц для интервала сопротивлений 0,3—20 Ом-м и 1 —
3 МГц — для 10—200 Ом ♦ м.
Глубинность исследования высокочастотным зондом с про-
дольным датчиком в пластах с рПл = 20 Ом-м составляет 3,5 м,
а при рПл = 80 Ом-м — более 4 м. Диаметр зоны исключения
равен 0,6 м [4].
Высокочастотная аппаратура ВИК-IM и ВИК-100 основана
на использовании зонда 4Ф1. Электропроводность пород изме-
ряется при частоте возбуждающего поля 1 МГц.
Волновой метод проводимости
Способы измерения при волновом методе проводимости
(ВМП) основаны на волновых представлениях о распростране-
нии электромагнитной волны в изучаемой среде. Рассмотрим
распространение электромагнитной волны в скважине.
126
зонд; б — трех-
И1, И 2 — изме-
Схема распространения
электромагнитной волны в сква-
жине.
а — двухэлементный
элементный зонд;
ригельные катушки
этих
Электромагнитная волна, об-
разованная генераторной катуш-
кой Г, частично отражается от
стенки скважины в промывоч-
ную жидкость, частично прони-
кает в горные породы (рис. 67).
В скважине волна быстро зату-
хает, а в горных породах (боко-
вая волна), скользя вдоль по-
верхности раздела скважина —
порода, распространяется па
значительное расстояние от ис-
точника излучения. Если длина
зонда в несколько раз больше
диаметра скважины, то величина
сигнала в измерительной катуш-
ке определяется боковой волной.
Волна от источника поля до из-
мерительной катушки И прохо-
дит путь, состоящий из участков
ках происходят затухание и фазовый сдвиг колебаний. Полез-
ный сигнал, связанный с электрическими свойствами пород,
формируется на участке ВС. На участках АВ и CD влияние
скважины на амплитуду и фазу поля в точке приема может
быть определяющим, так как фазовая постоянная и коэффи-
циент затухания волны в промывочной жидкости выше, чем
в горных породах. В связи с этим необходимо выбирать такой
способ измерения вторичного поля, при котором влияние сква-
жины исключается.
При абсолютном способе измерения сигнала влияние сква-
жины устраняется путем включения в цепь индукционного зонда
дополнительных фокусирующих катушек. При относительном
способе измерения применяется трехэлектродный зонд с двумя
измерительными катушками И1 и И2, расположенными одна
от другой на расстоянии AZ. Это расстояние называется б а -
зой зонда (см. рис. 67). Пути волны от источника поля до
катушек И2 — ABD и И1 —ABF отличаются на длину AZ. Если
измерять разность фаз Дер волны между первой и второй ка-
тушками, то влияние скважины устраняется, поскольку опа
вносит одинаковый фазовый сдвиг в сигнал. Разность фаз Д<р
определяется свойствами пород на участке длиной AZ.
Влияние скважины можно исключить, если измерять отно-
шение амплитуд в измерительных катушках. Отношение ампли-
туд характеризует затухание волны на участке AZ, величина
которого зависит от проводимости пород.
В описываемом методе способ регистрации сигнала позво-
ляет сохранять фокусирующие свойства установки на частотах,
равных десяткам мегагерц, а также при соленых промывочных
жидкостях. Измерение угла сдвига фаз или отношения ампли-
127
туд напряженности поля с помощью зонда с двумя измеритель-
ными катушками дает возможность определять электропровод-
ность <Тпл или диэлектрическую проницаемость еПл пластов. При
работе на частотах 1—3 МГц величина измеряемого сигнала
зависит главным образом от электропроводности среды (пре-
обладают токи проводимости).
В волновом методе проводимости регистрируется разность
фаз Дер, или отношение амплитуд AZ!AZ или отношение раз-
ности амплитуд к одной из амплитуд поля —AZ^IAZ^ Эти
отношения свободны от влияния скважины и частично зоны
проникновения фильтрата промывочной жидкости.
Волновой метод проводимости обеспечивает достаточную
глубинность исследования, которая определяется длиной зон-
да— расстоянием между генераторной катушкой и серединой
измерительных катушек. Вертикальная характеристика зависит
от регистрируемой величины и базы зонда AZ. Породы, находя-
щиеся в интервале между генераторной и ближайшей к ней из-
мерительной катушками, па величину сигнала оказывают не-
значительное влияние, поэтому для повышения глубинности
зонда можно увеличивать его размер до 2—3 м и более.
Кривые разности фаз против одиночных однородных пла-
стов ограниченной мощности и разного сопротивления имеют
асимметричную форму (рис. 68). Расстояние между точками
перехода от крутого спада к постепенному снижению является
истинной мощностью пласта при длине зонда, меньшей или
равной мощности пласта. Характерная особенность кривой —
Рис. 68. Кривые отношения разности фаз волнового метода проводимости,
зарегистрированные против пластов с высокой диэлектрической проницае-
мостью (по Д. С. Даеву).
Л 2 — неоднородная и однородная среды; 3 — пласт. Зонд И10,2Иг0,8Г; f=60 МГц;
£пЛ =20; Рпл=20 Ом • м; 8ВМ=5; Рвм=50 Ом • м. а—й=0,25 м; б — /г=0,5 м; в — Л = 1 м;
г — h—2 м; Дф' и Дф— разность фаз в неоднородной и однородной средах
0,5
128
экстремальное значение Дер: максимальное в случае пласта вы-
сокой проводимости, минимальное — при низкой проводимости
пласта. Если мощность пласта меньше длины зонда, в его по-
дошве отмечается максимум при высокой проводимости и ми-
нимум —- при низкой проводимости.
Волновой метод проводимости обеспечивает измерение элек-
тропроводности пород в диапазоне 300—10 мСм/м (0,3—
100 Ом’м), глубинность исследования среды 0,7—0,8 м и выде-
ление в разрезе пластов мощностью 0,5 м и больше. Использо-
вать следует зонды разной глубинности исследования — И10,
4И20, 4Г; ИД 4И2О, 8Г и ИД 4И21,8Г при рабочей частоте
1 МГц [11].
Метод высокочастотного индукционного
изопараметрического зондирования
Существующим модификациям индукционного бокового
зондирования — геометрическому и частотному — присущ сле-
дующий недостаток: измеряемые характеристики электромаг-
нитного поля даже в случае однородной изотропной среды с по-
стоянной электропроводностью не остаются одними и теми же,
а зависят от изменения зондирующих параметров — длины
зонда и частоты поля, что приводит к ложному представлению
об изменении электропроводности этой среды и, разумеется,
затрудняет интерпретацию результатов исследований в неод-
нородных средах. Для устранения этого недостатка обычного
индукционного зондирования Ю. Н. Антонов предложил метод
высокочастотного индукционного изопараметрического зонди-
рования (ВНИЗ). Сущность этого метода заключается в том,
что произведение меняющихся длин зондов Ди/ и частот поля
i'x/fi) позволяет сохранить неизменными величины аб-
солютных характеристик поля — амплитуды и фазы — в одно-
родной изотропной среде с фиксированным значением электро-
проводности. Соблюдение изопараметричности, т. е. постоян-
ства произведения Ln.i'yjfi достигается тем, что с увели-
чением длины зонда частота возбуждающего поля снижается,
а с уменьшением длины зонда, наоборот, повышается. Благо-
даря такой взаимокомпенсации конструктивных параметров
зонда измеряемые характеристики поля зависят только от
удельного электрического сопротивления среды. Чтобы выдер-
жать условие изопараметричности при измерении разности фаз,
необходимо обеспечить постоянным отношение базы зонда
к его длине t.
В зондовое устройство для записи кривых ВНИЗ входят
пять трехэлементных геометрически подобных зондов, состоя-
щих из одной генераторной и двух измерительных катушек
с изопараметром Z-y/'f = 1,87 • 103. Пять кривых А<р позволяют
оценить радиальный градиент удельного электрического сопро-
тивления в пластах-коллекторах. Методом ВИИЗ измеряется
5 Заказ № 1956
129
Рис. 69. Кривые ВНИЗ против низкоомного (а) и высокоомного (б) пла-
стов.
Зонды, частота: 1 — Аи =0,5 м; /=10 МГц; 2 —Аи = 1 м; С=2,5 Мгц; 3—Аи = 1,8 м; f =
= 0,77 МГц; ДА,. -/L., -=-0,3
X1 » Ъ Xi у <Г
удельное сопротивление пород в достаточно большом диапа-
зоне— от долей единицы до первых сотен ом-метров. Различ-
ная глубинность исследования и независимость измеряемых ха-
рактеристик электромагнитного поля от изменения зондирую-
щих параметров установки обеспечивается изопараметрическим
сочетанием длин геометрически подобных зондов с частотами
возбуждающих токов.
Кривые изопараметрического профилирования против низ-
коомного и высокоомного пластов 4-метровой мощности для
зондов трех размеров и трех возбуждающих частот изобра-
жены па рис. 69. Кривые асимметричны относительно середины
пластов. Подошва низкоомного пласта отбивается примерно па
2/з амплитуды Дф ближе к экстремуму, кровля — посередине
амплитуды Дф (рис. 69, а); подошва высокоомного пласта от-
мечается посередине амплитуды Дф, кровля — на расстоянии
около 2/з амплитуды Дф от вмещающих пород (рис. 69,6). Вме-
щающие низкоомные и высокоомные породы не оказывают влия-
ния на результаты измерения электропроводности пласта, если
его мощность в 2 раза больше длины зонда (й>2Ди)- Кривые
ВНИЗ обладают высокой расчленяющей способностью, и про-
тив пластов мощностью h>2Lil и сопротивлением рп^50 Ом*м
экстремальные значения Дф совпадают с величинами разности
фаз в однородной безграничной среде.
130
Для метода ВНИЗ создана теория и выполнены модельные
исследования, на основе которых разработана методика интер-
претации данных ВНИЗ и заложены научные предпосылки
конструирования скважинной аппаратуры.
Глава VII
ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
И МЕТОД РАДИОВОЛНОВОГО ПРОСВЕЧИВАНИЯ
В группу диэлектрических методов входят диэлектрический
индукционный метод (ДИМ) и волновой диэлектрический ме-
тод (ВДМ). Среди радиоволновых методов наибольшее рас-
пространение получил метод радиоволнового просвечивания.
§ 28. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
МЕТОДОВ И МЕТОДА РАДИОВОЛНОВОГО
ПРОСВЕЧИВАНИЯ
Диэлектрическая проницаемость, являющаяся одной из ос-
новных электрических характеристик горной породы, показы-
вает, во сколько раз уменьшается взаимодействие единичных
зарядов в данной среде по отношению к вакууму. На практике
чаще используют относительное значение диэлектрической про-
ницаемости, которое всегда превышает единицу. Относительная
диэлектрическая проницаемость главных породообразующих
минералов составляет 4—10, воды — около 80, нефти 2,0—2,7.
Диэлектрическая проницаемость горных пород, которые явля-
ются в общем случае многофазными многокомпонентными си-
стемами, определяется их минеральным составом и структурой,
соотношением твердой, жидкой и газообразной фаз, типом на-
сыщающего флюида, частотой поля и температурой.
Таким образом, диэлектрические методы, основанные на
изучении диэлектрической проницаемости горных пород, позво-
ляют получать сведения о физических свойствах горных пород
при бескерповом исследовании разрезов скважин.
Диэлектрические методы основаны на изучении высокоча-
стотного электромагнитного поля, э. д. с. которого зависит от
интенсивности токов смещения, обусловленных диэлектриче-
ской проницаемостью среды. На величину общего сигнала мо-
гут влиять токи проводимости. Плотность токов определяется
электропроводностью среды.
. Исходя из уравнения Максвелла (15), которое можно пред-
ставить в виде
1 + i е, (97)
вихрь напряженности магнитного поля определяется вторым
слагаемым, представляющим собой плотность токов смещения
rot Н = о
5*
13!
в случае переменного поля достаточно высокой частоты (по-
рядка десятков мегагерц) или малой электропроводности среды
(а->0).
Анализ уравнения (97) показывает, что при соеа/оС! вели-
чина диэлектрической проницаемости среды не влияет на ин-
тенсивность магнитного поля. При преобладании токов смеще-
ния O8a/cr>l величина сигнала не зависит от проводимости
среды и полностью определяется ее диэлектрическими свойст-
вами. Величина плотности токов смещения может быть соизме-
рима с величиной плотности токов проводимости при соеа/о>
>0,2. При сравнительно невысоких значениях удельных сопро-
тивлений пород это соотношение удовлетворяется па частотах,
равных десяткам мегагерц, и лишь при высоком удельном элек-
трическом сопротивлении (свыше 500 Ом-м)—на частотах,
равных единицам мегагерц. Таким образом, зависимость изме-
ряемого магнитного поля от еа возрастает с повышением ча-
стоты.
Теоретические и экспериментальные исследования, прове-
денные Д. С. Даевым, Ю. Н. Антоновым, Ю. Л. Брылкипым,
показали, что диэлектрическую проницаемость пород целесооб-
разнее изучать на частотах порядка десятков мегагерц. При
этом могут быть использованы как амплитудные, так и фазо-
вые способы измерения характеристик магнитного поля. Спо-
соб, основанный на измерении характеристик магнитного поля,
создаваемого индукционными датчиками, нашел практическое
применение.
Метод радиоволнового просвечивания основан па изучении
изменения энергии высокочастотного электромагнитного поля
при прохождении радиоволн через горные породы. Породы вы-
сокой электропроводности обладают большей способностью по-
глощать электромагнитную энергию, чем плохо проводящие
тела. Тела с высокой электропроводностью служат для прохо-
дящих радиоволн экранами. Наибольшее ослабление напря-
женности электромагнитного поля наблюдается при прохожде-
нии радиоволн через сплошные рудные тела. Эффект поглоще-
ния радиоволн зависит от электромагнитных свойств пород и
руд, геометрических размеров и объема проводящих тел, мощ-
ности и частоты зондирующего поля, расстояния между пере-
датчиком и приемником.
§ 29. ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ ИНДУКЦИОННЫЙ МЕТОД
В диэлектрическом индуктивном методе (ДИМ) измеряется
абсолютное значение амплитуды вторичного магнитного поля.
Для исследования разрезов скважин применяются трехкату-
шечные зонды с двумя измерительными и одной генераторной
катушками (ИД, 2И20, 8Г) или с двумя генераторными и од-
ной измерительной катушками (ИО, 8ГД, 2Г2) (рис. 70). Ча-
стота тока питания генераторной катушки 15—64 МГц. Рас-
132
стояние между сближенными ка-
тушками является базой зонда, а
середина этого расстояния условно
принята за точку записи кривой
ДИМ.
От высокочастотного генератора
в окружающей среде возбуждаются
вихревые токи. Индуцированные
токи представляют собой сумму то-
ков смещения, плотность которых
определяется диэлектрической про-
ницаемостью пород, и токов прово-
димости с плотностью, зависящей от
электропроводности пород. Эти токи
наводят э. д. с. в измерительной ка-
тушке. Величина э. д. с., фиксируе-
мая на выходе измерительной ка-
тушки, пропорциональна диэлектри-
ческой проницаемости и электропро-
водности пород. Переход от изме-
ряемой величины к диэлектриче-
ской проницаемости пород осуще-
Рис. 70. Схемы трехэлемент-
ного высокочастотного индук-
ционного и диэлектрического
зондов с двумя измеритель-
ными (а) и двумя генератор-
ными (б) катушками.
Г, Г2 — генераторные основные
катушки; Г1 — фокусирующая ге-
нераторная катушка.
ствляется с помощью специальных
палеток, которые позволяют ввести в измеряемый сигнал по-
правки за влияние электропроводности среды. Величина Опл
может быть установлена по данным метода БЭЗ либо обыч-
ным низкочастотным индукционным методом.
Кроме абсолютного значения амплитуды вторичного поля,
может быть зарегистрирована разность его амплитуд
АД = Az — Az,
zi v
где Az = Hz /Hz ; Az = Hz IHZ; Hz, Hz — осевые составляющие
1 202 20 1 2
напряженности магнитного поля диполя па расстояниях Z\ и
г2 от генераторной катушки; /720— вертикальная компонента
магнитного поля в воздухе.
Разность амплитуд напряженностей магнитного поля в вол-
новой зоне (|&z|>»l, где k — волновое число) в случае, если
токи смещения соизмеримы с токами проводимости или пре-
вышают их, определяется по формуле
Л.4 = e"fe= Va2 + ft2 z2 А г^-7—2e-MZ ^1- cosаД2 + 1,
V \ г2 / г2
(98)
где а н b — коэффициенты в выражении для волнового числа,
определяемые формулами (8), (9) и (10).
Из (98) следует, что разностная амплитуда в волновой зоне
зависит от расстояния между генераторной и ближней к пей
133
измерительной катушками z2, величины поглощения энергии
поля на этом пути е“ , отношения расстояний Z\fz2, поглоще-
ния и фазового сдвига па интервале AZ, определяемых величи-
нами функций е— b^z и cos aAZ.
В двухчастотном варианте ДИМ амплитуда вторичного
поля измеряется па двух частотах — 32 и 64 МГц или 1 и
32 МГц. По результатам измерений ДИМ на двух частотах
с трехкатушечным фокусированным зондом раздельно опреде-
ляются с помощью специальных номограмм диэлектрическая
проницаемость и электропроводность среды.
Недостатком диэлектрического индукционного метода явля-
ется влияние на результаты измерений параметров скважины
и электропроводности пород. Для устранения этого недостатка
Ю. Н. Антонов предлагает использовать пятиэлемептиый зонд
с частотно-геометрической фокусировкой, который обладает бо-
лее высокими глубинностью исследования и чувствительностью
к изменению диэлектрической проницаемости пласта по срав-
нению с трехэлемеитиыми зондами ДИМ.
Аппаратура диэлектрического индукционного метода
Одночастотная аппаратура ДИМ. Аппаратура ДИМ состоит
из генераторного и измерительного блоков, между которыми
расположен зонд (рис. 71, а). Генераторный блок включает за-
дающий генератор ГЗ, усилитель напряжения У1, усилитель
мощности У2 и автономный источник тока ИТ. Стабилизиро-
ванный генератор позволяет вырабатывать частоту 24 или
14,5 МГц. Измерительный блок состоит из смесителя С, усили-
теля напряжения УЗ, усилителя мощности У4 и измерительного
выпрямителя ВИ. Измерительная часть прибора питается по-
стоянным током силой 220 мА и напряжением 100—150 В от ис-
точника ВП.
При измерениях используется трехэлементный зонд ИО,
8ГД, 2Г2, состоящий из основной Г2 и фокусирующей Г1 гене-
раторных катушек и измерительной И катушки. Фокусирующая
катушка предназначена для исключения влияния сигнала пря-
мого поля задающего генератора иа измерительную катушку.
Длина зонда 1 м. Измеряемое напряжение по двум жилам ка-
беля поступает на поверхность к регистрирующему прибору РП.
Одночастотная аппаратура ДИМ позволяет производить
измерения диэлектрической проницаемости в диапазоне 5—40
относительных единиц в породах с удельным сопротивлением
от 4 Ом • м и выше при температуре до 90 °C и давлении до
40 МПа.
Двухчастотная аппаратура ДИМ. Эта аппратура разрабо-
тана в ИГГ СО АН СССР Ю. Н. Антоновым для измерения
в скважине электромагнитных полей на двух парах частот: 32
и 64 МГц, 1 и 32 МГц. На рис. 71, б изображена блок-схема
аппаратуры ДИМ, работающая на частотах 32 и 64 МГц. Ап-
134
гз
ИТ
Рис. 71. Блок-схема одной а ст отпой (а) и двухчастотной (б)
аппаратуры диэлектрического индукционного метода и аппара-
туры волнового диэлектрического метода (в).
Д1, Д2 — детекторы
паратура позволяет определять диэлектрическую проницае-
мость пород удельного электрического сопротивления свыше
11 Ом’М при D3nMc<4, стабильна в работе при температуре
до 100 °C.
Кривые диэлектрического индукционного метода
Кривые отношения разности амплитуд ДА' = 1 А2 —А2
I 1 2
в неоднородной среде против одиночных изотропных пластов
различной мощности и поляризуемости к разности амплитуд
ДА — А2, — Аг
Л 4U
в однородной среде асимметричны (рис. 72).
Против мощного пласта (Л>£) характерные показания снима-
ются в средней его части. Против маломощных пластов асим-
метрия кривых ДИМ еще более значительна, чем против мощ-
ных пластов. Отбивка границ пластов по кривым ДИМ затруд-
нительна.
Результаты измерений диэлектрическшм индукционным ме-
тодом в скважинах не есть кажущаяся диэлектрическая проии-
135
Рис. 72. Кривые отношения разности амплитуд ДИМ, записанные против
пластов с низкой и высокой диэлектрической проницаемостью (по Д. С. Да-
еву).
1, 2 — неоднородная и однородная среды; 3 — пласт, а, б — епл=20; Р11Л==20 Ом-м;
8BM”S! Pbm=so Ом ' м> в> г~епЛ==5; Рпл=50 Ом • м; евм = 20 Ом-м; а,в — Д-0,5 м;
б, г — h—2 м. Зонд И10,2Иг0,8Г; f—60 МГц
цаемость изучаемых пластов, как в методе кажущегося сопро-
тивления. В общем случае кривая диэлектрического метода
характеризует диэлектрическую проницаемость и удельное
электрическое сопротивление пород. В связи с этим возникает
необходимость перехода от измеряемых комплексных характе-
ристик к кажущейся диэлектрической проницаемости. В этом
случае под кажущейся диэлектрической проницае-
мостью следует понимать значение диэлектрической прони-
цаемости такой однородной непроводящей среды, показания
в которой равны показаниям в дайной неоднородной среде
с конечным сопротивлением. Переход от величии, измеренных
ДИМ, к кажущейся диэлектрической проницаемости пород осу-
ществляется с помощью специальных палеток.
Области применения диэлектрических методов
и решаемые ими геологические задачи
В случае насыщения коллекторов пресными водами их не-
возможно отличить от нефтеносных пластов методами сопро-
тивления или электропроводности. В то же время различие зна-
чений диэлектрической проницаемости пород, насыщенных прес-
ной водой (8в.п= 16-^25) и нефтью (еп.п = б4-12), позволяет
разграничивать их достаточно уверенно. Появление пресных
вод в нефтеносных пластах обычно наблюдается при законтур-
ном и внутриконтурном заводнении их в процессе разработки
136
месторождения. Описываемые методы позволяют также опре-
делить коэффициент нефтенасыщения таких пластов.
Диэлектрические методы могут быть использованы для изу-
чения разрезов скважин, заполненных непроводящей промы-
вочной жидкостью, закрепленных полимерными или асбоце-
ментными трубами, для исследования гидрогеологических и ин-
женерно-геологических скважин, разрезов скважин, сложенных
малопористыми породами высокого сопротивления.
Диэлектрические методы позволяют более детально расчле-
нять разрезы скважин, сложенные породами среднего и высо-
кого удельного электрического сопротивления, выявлять места
прорыва пресных вод, нагнетаемых при разработке месторож-
дения, исследовать водоносные пласты, насыщенные пресными
пластовыми водами, определять истинную диэлектрическую
проницаемость пород с целью изучения их коллекторских
свойств и нефтенасыщения.
§ 30. ВОЛНОВОЙ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ МЕТОД
Измерения волновым диэлектрическим методом (ВДМ) вы-
полняются на частотах 40—60 МГц с использованием трехка-
тушечного зонда, состоящего из одной генераторной и двух из-
мерительных катушек (см. рис. 70). Определяется разность
фаз Дф составляющих электромагнитного поля.
Если в волновой зоне величина токов смещения
соизмерима с величиной токов проводимости или превышает ее
(й)8а/о'> 1,1) , разность фаз
Дф = ©д/8аНа Д£,
(99)
где Д7=21—г2.
Из (99) следует, что разность фаз зависит от диэлектриче-
ской проницаемости пород, определяется фазовым сдвигом на
интервале AZ и пе зависит от длины зонда и фазовых сдвигов
на пути от источника поля до ближайшей из измерительных
катушек. При измерении Дер исключается влияние скважины.
Если 0,2^<o8a/tf^l,l, то разность фаз будет зависеть нр
только от диэлектрической проницаемости, по и от электропро-
водности среды. При удельном сопротивлении пород менее
50 Ом • м и определении диэлектрической проницаемости по
данным измерений зондом ИД, 2И20, 8Г на частоте 60 МГц не-
обходимо вводить поправку за влияние электропроводности по-
род. При рттл>50 Ом-м поправку вносить не требуется. Значе-
ние рпл может быть найдено по данным БЭЗ, ИМ или Дер и
AZl/AZi, полученным ВДМ. Поскольку разность фаз определя-
ется преимущественно величиной диэлектрической проницаемо-
сти, а отношение амплитуд — проводимостью пород, то совмест-
ная обработка этих двух характеристик поля позволяет уста-
новить истинные значения еПл и рпл.
137
Аппаратура волнового диэлектрического метода
Аппаратура ВДМ разработана С. Б. Денисовым. Она изме-
ряет разность фаз высокочастотного поля между двумя точ-
ками, удаленными на разное расстояние от генератора. Задаю-
щий генератор ГЗ, работающий от источника питания ИТ,
посылает на генераторную катушку Г зонда напряжение часто-
той 60 МГц (или 45 МГц) через усилитель напряжения У1 и
усилитель мощности У2. Сигналы вторичного поля фиксиру-
ются измерительными катушками зонда И1 и И2 и поступают
в двухканальную фазоизмерительпую систему с преобразова-
нием частоты, состоящую из усилителей УЗ и У4, смесителей
С1 и С2, усилителей У5 и Уб, ограничителей-формирователей
ОФ1 и ОФ2, фазоизмерителыюг.о блока ФИЗ, усилителя мощ-
ности У7, линейного амплитудного детектора АД и блоков ав-
томатики БА1, БА2 и БАЗ (см. рис. 71, в). На регистрирую-
щий прибор РП подается постоянное напряжение.
Питание приемно-измерительной схемы прибора осущест-
вляется с поверхности источником постоянного тока в случае
применения трехжильного бронированного кабеля или источни-
ком переменного тока частотой 300 Гц при использовании од-
ножильного бронированного кабеля.
Аппаратурой ВДМ с помощью трехэлементного зонда
И10,25Иг0,751 измеряется параметр sin(Acp/2). Аппаратура
работает стабильно при температуре до 90 °C и давлении до
40 МПа. Длина и база зонда составляют 1 и 0,25 м соответст-
венно. Диапазон измеряемых значений разности фаз 0—180 °C.
Глубинность волнового диэлектрического метода с этим зон-
дом 0,3—0,6 м.
Кривые волнового диэлектрического метода
На кривых ВДМ поляризующиеся пласты отмечаются по-
вышенными значениями Дер (см. рис. 68). Кривая ВДМ асим-
метрична относительно середины пласта. При расположении
приемных катушек выше генераторной рамки значения Дер
в кровле пласта выше, чем в его подошве, для h>L. При h<
<0,5 м кривые ВДМ имеют вид одиночного максимума и до-
статочно четко выделяют в разрезе пласты мощностью 0,25 м
и больше. Против пластов с низкой диэлектрической проницае-
мостью, залегающих среди пород с высокой диэлектрической
проницаемостью, кривые ВДМ по форме обратны кривым для
пластов с высокой поляризуемостью.
Кривые ВДМ регистрируются в масштабе величины
sin(A(p/2). Переход от sin(A(p/2) к кажущейся диэлектрической
проницаемости 8К осуществляется с помощью зависимости
sin (Дф/2) =f(8K) (рис. 73). На диаграмме ВДМ вместо равно-
мерной шкалы sin(Дср/2) может быть построена неравномерная
шкала 8К.
138
Рис. 73. График, зависи-
мости sin Др/2) от 8К (по
Д. С. Даеву).
Зонд И10,25И20,75Г, /—60 МГц
Области применения ВДМ и ре-
шаемые им геологические задачи см.
в § 29.
§ 31. МЕТОД РАДИОВОЛНОВОГО
ПРОСВЕЧИВАНИЯ
Сущность исследования межсква-
жинного пространства методом радио-
волнового просвечивания состоит
в том, что в одну из скважин поме-
щают передатчик 1 с антенной 2,
а в другую опускают на высокоча-
стотном кабеле приемную антенну 3,
соединенную с приемным устройством
ПУ на поверхности (рис. 74). Если
в межскважинном пространстве на
пути распространения радиоволн на-
ходится проводящее тело 4, то за ним
образуется радиотень 5 вызывающая ослабление радиосигнала
в приемной фиксируемого регистрирующим прибором РП при
различных положениях передающей и приемной антенн (а, а7
и б, б7), можно судить о размерах проводящего тела и его
положений в пространстве. При радиопросвечивании между
скважиной и поверхностью в скважину опускают передающее
устройство с антенной, а на поверхности перемещают прием-
ную антенну в виде телескопического штыря или рамки, соеди-
ненных с приемным устройством (в, в7).
Напряженность Е электрического поля в приемной антенне
определяется формулой
охр (— а R) . ~ ~ ~
Е = Е0----------sinOjSinOaCosp, (100)
где Е0 — аппаратурный параметр
длины приемной антенны и
характеристик среды; а=
= 2лД — коэффициент по-
глощения электромагнитной
энергии; X — длина волны;
R— расстояние между пе-
редающей и приемной ан-
теннами; 0], О2 — углы
между радиусом-вектором
R и осями скважин, где на-
ходятся соответственно пе-
редающая и приемная ан-
тенны; р—линейный угол
между двумя плоскостями,
проходящими через оси
скважин и линию, соеди-
няющую центры антенн.
зависящий от действующей
Рис. 74. Схема измерения сигналов
методом радиоволнового просвечива-
ния
139
При параллельных стволах скважин и расположении их
в одной плоскости 01 = 02 = 9, р = 0 формула (100) принимает
вид
Е = Е0 ехР<~аД!) sin2e. (101)
В случае 0>6О° и 7?> 100 м формула (101) упрощается и
ею можно пользоваться для инженерных расчетов:
Е = Ео ех-Р-.(~: а^) . (102)
С помощью формулы (102) по измеренной Е определяют
расстояние R. и коэффициент поглощения а. Для нахождения
зоны поглощения используют способы засечек, лучевой и обоб-
щенной плоскости.
Для скважинного радиоволнового просвечивания применя-
ется аппаратура АРП-3 и СРП-7. Аппаратура АРП-3 позво-
ляет проводить радиопросвечивание с передатчиками частотой
10; 18 и 36 МГц. Передающая антенна для работы па частоте
36 МГц представляет собой отрезок металической трубы, а для
работы на частотах 10 и 18 МГц — отрезок кабеля. В аппара-
туре СРП-7 используются частоты от 0,15 до 40 МГц. Сква-
жинная аппаратура рассчитана на эксплуатацию при темпе-
ратуре до 50 °C и гидростатическом давлении до 5 МПа.
Метод радиоволнового просвечивания, относящийся к так
называемым методам скважинной электроразведки, предназна-
чен для поисков и разведки хорошо проводящих руд, например
сульфидных и магнетитовых. Радиус исследования метода
150—200 м.
Глава VIII
МЕТОДЫ МАГНИТНОГО ПОЛЯ
§ 32. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДОВ
МАГНИТНОГО ПОЛЯ
Важнейшими магнитными характеристиками горных пород
являются относительная магнитная проницаемость, ц и магнит-
ная восприимчивость х. Магнитная проницаемость па основа-
нии (7) определяет связь между векторами магнитной индук-
ции В и напряженностью магнитного поля Н:
В/ц0 Н.
Магнитная восприимчивость определяет связь между маг-
нитным моментом породы и ее магнитным полем. Она характе-
ризует способность горных пород намагничиваться под влия-
нием внешнего магнитного поля и сохранять намагниченность
после прекращения действия внешнего поля. Различают объем-
ную магнитную восприимчивость, равную отношению интенсив-
140
ности намагничивания j единицы объема породы к напряжен-
ности намагничивающего магнитного поля,
х = j/H.
Величина % — безразмерная и может быть как положитель-
ной, так и отрицательной.
Относительная магнитная проницаемость связана с магнит-
ной восприимчивостью в единицах СИ соотношением
р,= 1-фх. (103)
В вакууме х=0 и
Магнитные свойства горных пород определяются главным
образом присутствием в них ферромагнитных минералов — маг-
нетита и титаномагнетита. В зависимости от изменения значе-
ний х и ц минералы и горные породы могут быть разделены
па диамагнетики (х<0, ц<1), парамагнетики (х>0, р>1) и
ферромагнетики (х>0, р^>1). Отрицательными значениями х
характеризуются кварц, кальцит, ангидрит, галит, графит; по-
ложительными (в несколько миллионных долей единицы) —
осадочные горные породы. Весьма высокие значения % харак-
терны для ферромагнитных минералов, метаморфических и
магматических пород.
Магнитные свойства горных пород определяются также на-
личием в них химических элементов, ядра которых обладают
магнитым моментом и спином.
Разработаны следующие магнитные методы исследования
разрезов скважин: метод естественного магнитного поля
(ЕМП), метод магнитной восприимчивости (МВ) и ядерно-
магнитпый метод (ЯММ).
§33. МЕТОД ЕСТЕСТВЕННОГО МАГНИТНОГО ПОЛЯ
Метод естественного магнитного ноля (ЕМП), называемый
иногда скважинной магнитной разведкой, основан
па изучении магнитных аномалий, возникновение которых об-
условлено магнитным полем Земли. Наиболее интенсивные
магнитные аномалии отмечаются вблизи магнетитовых руд и
изверженных пород основного и ультраосновного состава.
Как известно, магнитное поле Земли в каждой точке про-
странства характеризуется вектором напряженности Т, вели-
чина и направление которого определяются составляющими X,
Y, Z — северной, восточной и вертикальной. Аномальное маг-
нитное поле может быть изучено по результатам измерений
трех составляющих вектора Т либо двух его составляющих
(вертикальной и по оси скважины), или по одной его состав-
ляющей — обычно вертикальной Z. В последнем случае фикси-
руется изменение вертикальной составляющей AZ. Измерение
полного вектора Т обеспечивает получение материалов для
наиболее полной интерпретации аномалий естественного маг-
нитного поля.
141
Аппаратура метода естественного магнитного поля
Для определения величины и направления полного вектора
напряженности земного магнитного поля Т измеряются, три его
составляющие с помощью трех взаимно перпендикулярных
магниточувствительных датчиков, один из которых расположен
вдоль оси скважины (измерение Z), второй — в вертикальной
плоскости, проходящей через ось скважины (измерение X), и
третий — в горизонтальной плоскости (измерение У).
В качестве магниточувствительного элемента применяется
магпитомодуляциониый датчик, представляющий собой стер-
жень из пермаллоя, вдоль оси которого намотана катушка. По
виткам катушки протекает ток такой величины, что создавае-
мое им переменное магнитное поле доводит стержень до со-
стояния полного насыщения. В результате действия постоян-
ного естественного магнитного поля нарушается симметрия
Рис. 75. Блок-схема ап-
паратуры кмк
характера перемагничивания стержня,
и в сигнале переменного тока воз-
никают четные гармоники, амплитуды
и фазы которых однозначно связаны
с интенсивностью и направлением изме-
ряемого магнитного поля. Через об-
мотки магнитомодуляционных датчи-
ков пропускается ток частотой, напри-
мер, 1 кГц. При наличии внешнего
магнитного поля в обмотках датчиков
появляется э. д. с. удвоенной частоты
(2 кГц). Этот сигнал через систему
фильтров, избирательный усилитель и
фазовый детектор поступает на регист-
рирующий прибор. Магнитомодуляцион-
ные датчики с помощью блока ком-
мутации поочередно подключаются к из-
мерительной схеме. Составляющие маг-
нитного поля измеряют на отдельных
точках при остановке прибора. Для
ориентировки датчиков в плоскости ис-
кривления скважины необходимо,
чтобы отклонение оси скважины от
вертикали было не менее 3—4°.
Для измерения трех составляющих
вектора Т используется аппаратура
ТСМ-3 и ТКМ, а составляющих Z, X,
Y геомагнитного поля и магнитной вос-
приимчивости пород — комплексная ап-
паратура ТСМК-40.
Вертикальная составляющая Z гео-
магнитного поля измеряется аппарату-
рой типа КМК посредством одного маг-
142
нитомодуляционного датчика М (рис. 75). Обмотка зонда пи-
тается от наземного генератора Г1 переменным током частотой
1 кГц через трансформатор Тр 1. Вертикальная составляющая
геомагнитного поля вызывает в обмотке датчика переменное
напряжение удвоенной частоты (2 кГц), которое через изме-
рительную съему ИС и разделительный фильтр вводного уст-
ройства ВУ1 подается на регистрирующий прибор РП1.
Магниточувствительный датчик М с помощью карданного уст-
ройства устанавливается в вертикальное положение, что поз-
воляет измерять изменение вертикальной составляющей гео-
магнитного поля Z. Величина сигнала Z компенсируется посто-
янным током от источника ИТ. Аппаратура К.МК обеспечивает
также измерение эффективной магнитной восприимчивости
хЭф с помощью датчика Д. Разделение цепей постоянного
компенсационного тока и цепей переменного тока (сигналов
Z и хЭф) осуществляется с помощью конденсатора С и дрос-
селя Др.
Области применения естественного магнитного поля
и решаемые им геологические задачи
Метод ЕМП используется для обнаружения намагниченных
рудных тел в околоскважинном пространстве. Глубинность ме-
тода зависит от намагниченности рудного тела, его размеров и
ориентировки в пространстве. Наиболее интенсивные аномалии
создаются пологозалегающими телами, когда они находятся
в стороне от скважины. Вертикальные тела обнаруживаются на
больших расстояниях, если они расположены под скважиной.
Например, были выявлены магнитные аномалии от рудных тел
с запасами 50—70 млн. т, когда забой скважины находился
в 200—300 м над залежью.
Метод ЕМП позволяет определить элементы залегания руд-
ных тел, пересеченных скважиной, установить геологическую
природу наземных магнитных аномалий.
Высокая эффективность метода ЕМП доказана на место-
рождениях магнетитов, титаномагнетитов и медистых магне-
титов.
§ 34. МЕТОД МАГНИТНОЙ ВОСПРИИМЧИВОСТИ
Метод магнитной восприимчивости (МВ) основан па изуче-
нии искусственного переменного электромагнитного поля гор-
ных пород, величина э. д. с. которого определяется их магнит-
ной восприимчивостью.
Известны три способа измерения магнитной восприимчиво-
сти горных пород: 1) двухкатушечным зондом обычного индук-
ционного метода; 2) однокатушечным зондом с соленоидом;
3) с использованием колебательного контура.
В первом способе измерения х величина сигнала в приемной
катушке для однородной магнитной изотропной среды на оспо-
143
вании уравнений (91) и (103) описывается соотношением
Е = Ки^ = Ки(1+х)2о. (104)
Из выражения (104) следует, что величина э. д. с. электро-
магнитного поля, наведенной в измерительной катушке при по-
мещении зонда в магнитную среду, возрастает с увеличением
ее магнитной восприимчивости. Доля сигнала, определяемая ве-
личиной х, зависит от отношения х к электропроводности а.
Электродвижущая сила, возникающая при низкочастотном
переменой поле за счет магнитной восприимчивости среды,
представляет собой реактивную составляющую сигнала, фаза
которой образует 90° с фазой тока генераторной катушки. Ак-
тивная составляющая э. д. с., обусловленная электропроводно-
стью среды, совпадает по фазе с питающим током и сдвинута
относительно реактивной составляющей также на 90°. Регист-
рировать можно либо одну составляющую сигнала — реактив-
ную, либо одновременно две составляющие — реактивную и ак-
тивную, получая сведения как о магнитной восприимчивости,
так и о электропроводности пород.
Второй способ определения х с использованием однокату-
шечного зонда основан на регистрации изменения индуктив-
ности AL соленоида с сердечником из ферромагнитного ма-
териала. Изменение AL катушки зависит от эффективной
магнитной восприимчивости пород, которая связана с AL соот-
ношением
„ _______a AL/Lq___
эф~ 1 —(6 —1) AL/L0 ’
где а и b — коэффициенты, зависящие от параметров скважины
и определяемые с помощью эталонной промывочной жидкости,
которая состоит из магнетитовой смеси, для различных диамет-
ров скважин; Lo — величина индуктивности соленоида в воз-
духе.
Значение х может быть найдено по х.эф:
хэф = х/(1 + Wx), (105)
где N— коэффициент размагничивания среды, зависящий от се
геометрии; при малых изменениях dc его можно считать по-
стоянным и равным около 10,9. Соотношение (105) справедливо
для немагнитной слабопроводящей промывочной жидкости.
Третий способ нахождения х с использованием колебатель-
ного контура базируется на измерении приращения его резо-
нансной частоты АД связанного с хэф соотношением
% а I2 Д ~ (А ^о)2]
Эф’ \-b[2bf/f,-(bWay] ’
где fo — резонансная частота контура в воздухе.
144
Аппаратура метода магнитной восприимчивости
Исследование разрезов скважин методом МВ проводится
аппаратурой КМВ, АМК-3 и комплексной аппаратурой ЭМК-1,
КМК и ТСМК-40.
Аппаратура типа КМВ разработана на основе мостовой
схемы (см. рис. 75). ЛТост питается током частотой 1 кГц от
электронного генератора через трансформатор.
Масштаб записи кривых х:)ф устанавливается по данным эта-
лонирования аппаратуры на моделях из материалов с извест-
ными значениями магнитной восприимчивости (например, из
магнетита, магнетита с гипсом).
Масштаб записи кривых МВ вычисляется по формуле
т = K//Z,
где /< = 40 лп— коэффициент соленоида (п— число витков, при-
ходящихся на 1 см длины соленоида); / — сила тока; I — вели-
чина наблюдаемого эффекта от градуировочного соленоида (от-
клонение пишущего устройства).
Масштаб глубин кривых хЭф при
детальных исследованиях разрезов
рудных скважин составляет 1 :50
или 1 :25. Оптимальная скорость
записи кривых МВ порядка 1000—
1500 м/ч. Скважинный прибор ста-
бильно работает при температуре
до 60 °C.
Аппаратура АМК-3 по устрой-
ству не отличается от аппаратуры
типа КМВ. Для питания моста при-
меняется ток частотой 380 Гц. Дат-
чик имеет длину 10 см.
Аппаратура ЭМК-1 предназна-
чена для одновременного определе-
ния магнитной восприимчивости и
электропроводности разрезов руд-
ных скважин. Применяется с трех-
жильным бронированным кабелем
длиной до 2000 м. Аппаратура скон-
струирована на основе трехкату-
шечного зонда, состоящего из гене-
раторной ГК, измерительной ПК и
Рис. 76. Блок-схема аппаратуры ЭМК-1.
ПУ — панель управления; УГ1 — универсальный
генератор: БП — блок питания: Г — генератор;
У — усилитель: ФВ1, ФВ2 — фазовращатели:
ФЧВ1, ФЧВ2—фазочувствнтельпые выпрями-
тели; Ф1, Ф2 • фильтры
145
фокусирующей генераторной ФГ катушек (рис. 76). В ком-
плект аппаратуры входят два скважинных прибора, работаю-
щих на частотах 1 и 10 кГц с зондами ЗФ02; ЗФ04 и ЗФ06. Вы-
бор того или иного скважинного прибора определяется величи-
ной электропроводности пород и руд.
Аппаратура ЭМ.К-1 позволяет измерять магнитную воспри-
имчивость пород в диапазоне от 10 ♦ 10~6 до 1 ед. СИ и элек-
тропроводность пород от 2’10~2 до 104 См/м при температуре
до 60 °C.
В комплексной аппаратуре типа КМК для измерения маг-
нитной восприимчивости использована мостовая схема (см.
рис. 75).
В комплексной аппаратуре ТМСК-40 использована схема
измерения хЭф с колебательным контуром. Соленоид включен
в колебательный контур генератора, имеющего частоту генера-
ции в воздухе 3,2 кГц. Различные значения магнитной воспри-
имчивости пород вызывают изменение частоты тока генера-
тора. Напряжение со скважинного генератора поступает по ка-
налу связи в наземную панель, где этот сигнал сравнивается
с частотой опорного генератора. Разностная частота усилива-
ется, калибруется по амплитуде, выпрямляется и подается на
регистрирующий прибор. Наряду с хЭф этой аппаратурой изме-
ряется изменение вертикальной составляющей магнитного
поля Z.
Кривые метода магнитной
восприимчивости
Однородные пласты на кривых х;)ф отмечаются симметрич-
ными аномалиями относительно их середины (рис. 77). Харак-
терные значения хЭф приурочены к середине пласта — макси-
мальные при магнитной восприимчивости пласта больше маг-
нитной восприимчивости
вмещающих пород хПл>хВм,
Рис. 77. Кривые Х:>ф в пластах различ-
ной мощности:
1 — hi; 2 — h2; 3 — hy, 4 — h.f; 5 — h3
минимальные при хПл<хВм.
Кривые "хЭф, записанные
в маломощных пластах
(А</с, где /с — длина дат-
чика), имеют два макси-
мума с минимумом в цен-
тральной части.
Границы пластов доста-
точной мощности (/i>2/c)
определяются точками, где
величина сигнала равна по-
ловине его максимального
значения — Ахтах/2, т. е.
мощность таких пластов оп-
ределяется шириной ано-
146
малии на уровне половины ее максимального значения Дхпл max-
С уменьшением мощности пластов точки с координатами
Дхплтах/2 смещаются относительно границ пласта в сторону
вмещающих пород.
Области применения метода магнитной восприимчивости
и решаемые им геологические задачи
Метод магнитной восприимчивости наиболее эффективен при
исследовании разрезов скважин, пробуренных на магнетитовых
и титаномагнетитовых месторождениях. Его можно применять
также для выявления в разрезах скважин скоплений бокситов,
марганцевых, хромитовых, никеленосных, сидеритовых и оло-
вянных руд.
Основные геологические задачи, решаемые методом МВ при
изучении разрезов скважин: литологическое расчленение разре-
зов и их корреляция, выделение рудных зон, определение со-
держания железа в магнетитовых рудах, получение данных
о величине магнитной восприимчивости пород для интерпрета-
ции аномалий магнитного поля, отмеченных магниторазведкой.
Литологическое расчленение разрезов скважин по методу
МВ основано на различной магнитной восприимчивости пород.
Наибольшие % характерны для магнетита и титаномагнетита;
за ними идут ультраосновные породы (габбро, диабазы, порфи-
риты, и др.), затем кислые породы (граниты, гранодиориты).
Самой низкой магнитной восприимчивостью обладают карбо-
натные и гидрохимические осадки [6].
Рис. 78. Выделение в разрезах скважин марганцевых руд (а)
И бОКСИТОВ (б) ПО КРИВЫМ Хаф.
7 — марганцевая руда; 2 — бокситы; 3 — глинистый сланец; 4 — глина; 5 —
песчаник; 6 — карбонаты
147
Выделение в разрезах руд основано на их высокой по срав-
нению с вмещающими породами (глинами, песчаниками, кар-
бонатами) магнитной восприимчивости (рис. 78). Процентное
содержание железа в рудах определяется по зависимости вели-
чины магнитной восприимчивости от количества содержащегося
в них магнетита.
§ 35. ЯДЕРНО-МАГНИТНЫИ МЕТОД
Ядерно-магнитный метод (ЯЛ^М) основан на изучении вели-
чин искусственного электромагнитного поля, образующегося
в результате взаимодействия магнитного и механического мо-
ментов ядер химических элементов горных пород с импульс-
ным внешним магнитным полем.
Все элементарные частицы и ядра химических элементов,
кроме массы и порядкового номера (заряда), характеризуются
величинами собственного механического момента (спина) 5 и
магнитного момента ц, а также гиромагнитным отношением у,
представляющим собой отношение магнитного момента ядра
к его спину (у=ц/3).
В постоянном внешнем магнитном поле на ядро, обладаю-
щее магнитным моментом, действует пара сил, стремящаяся
расположить момент параллельно этому полю. В то же время
вследствие наличия механического момента ядро, подобно
волчку, будет прецессировать вокруг направления этого поля
с частотой о)о, пропорциональной напряженности поля Но и на-
зываемой ларморовой частотой:
<до = У Но.
Если на ядра элементов подействовать сильным магнитным
полем (полем поляризации) напряженностью НПОл с магнитным
моментом МПол, перпендикулярным к полю Земли Н3, то ядра
в силу наличия спина 3 и ядериого магнитного момента ц бу-
дут ориентироваться в направлении суммарного поля поляриза-
ции НСум, создавая вектор ядерной намагниченности (магнит-
ный момент МСум (рис. 79).
В случае быстрого выключения поля поляризации под дей-
ствием магнитного поля Земли ядра элементов возвращаются
в исходное положение (рис. 79), прецессируя вокруг направле-
ния внешнего магнитного ноля, подобно волчку, в поле силы
тяжести с характеристической ларморовой частотой около 2 кГц,
обусловленной напряженностью магнитного поля Земли (Нз—
~40 А/м) и гиромагнитным отношением ядер. При этом ядрами
тех элементов, для которых ларморова частота при заданной
напряженности постоянного магнитного поля совпадает с ча-
стотой переменного поля, максимально поглощается энергия
поля. Это явление называется ядерным магнитным ре-
з о н а п с о м (ЯМР).
148
Рис. 79. Поведение вектора намагниченности ядер М до поляризации {а),
во время поляризации (б), в начале свободной прецессии (в) (по С. ЛА.
Аскельроду).
Л13 — магнитный момент Земли
При своей прецессии ядра под действием вращающейся по-
перечной составляющей вектора ядерной намагниченности М
создают переменное (затухающее во времени) электромагнит-
ное поле, напряженность которого измеряется с помощью при-
емной катушки скважинного прибора. В катушке возникает
электрический синусоидальный сигнал (сигнал свободной пре-
цессии— ССП), затухающий по экспоненте с постоянной вре-
мени Т2, называемой временем поперечной релак-
сации Е — Eq sin <о0техр (—T-JT?),
где т— время, прошедшее после выключения поля поляризации.
По полученном}'' сигналу свободной прецессии можно опре-
делить Eq — начальную амплитуду э. д. с., Л— время про-
дольно й, или термической, релаксации, характери-
зующее скорость нарастания ядерного намагничивания по на-
правлению приложенного поля поляризации, и Т2— время по-
перечной релаксации, которое является мерой скорости расфа-
зировки прецессии ядер. Под временем релаксации
обычно понимается время, в течение которого начальная ам-
плитуда э. д. с. Eq уменьшается в 2,7 раза.
Величины Eq, 7\ и Т2 связаны с физическими свойствами гор-
ных пород, по для изучения время поперечной релаксации Т2
искажено неоднородностью поля Земли.
Из всей совокупности элементов, слагающих горные породы,
только ядра водорода, входящие в состав свободной жидкости,
обладают достаточно большим гиромагнитным отношением
(4257 Гц/Гс), чтобы создать под действием поляризующего
магнитного поля э. д. с., которая может быть зарегистрирована
в условиях скважины. Метод изучения разрезов скважин, осно-
ванный па регистрации эффектов свободной прецессии ядер
водорода, получил название ядерно - м а гн итного ме-
тода. Связанная вода, очень вязкая нефть, твердые и другие
полярные высокомолекулярные углеводороды, адсорбируемые
на поверхности частиц породы, дают столь быстро затухающие
149
э. д. с, что на показаниях метода ЯММ. их присутствие в иссле-
дуемом разрезе не сказывается. В связи с этим объектом ис-
следований ядерно-магнитным методом являются ядра водо-
рода, входящие в тот или иной свободный флюид (воду, нефть
или газ). Радиус исследования практически равен 1,58dc, где
dc — диаметр скважины,-
Аппаратура и методика измерений ЯММ
Аппаратура ядерно-магнитного метода представляет собой,
скважинный прибор и наземную панель. Скважинный прибор
состоит из двух частей. В нижней части в цилиндрическом ко-
жухе из полихлорвиииловой трубы, заполненной маслом, разме-
щены два датчика — основной и вспомогательный, в верхней
части в дюралевом кожухе смонтирована электронная схема.
Основной датчик используется для создания магнитного поля
поляризации в пласте и наблюдения сигнала свободной пре-
цессии. Он представляет собой соленоид с сердечником прямо-
угольного сечения, длинная сторона которого параллельна глав-
ной оси прибора. Длина зондов L3 (чувствительной части ка-
тушки) равна 0,75 м. Сила тока поляризации составляет ЗА.
Вспомогательный датчик имеет тороидальную форму и служит
для контроля работы аппаратуры.
После включения поляризующего тока вектор намагничен-
ности М устанавливается постепенно в течение времени тПОл и
асимптотически приближается к значению своего насыщения
(рис. 80,6). Практически время поляризации выбирается рав-
ным (3—5)7\. По истечении этого времени сила тока поляриза-
ции Дол ступенчато уменьшается до нуля с целью исключения
влияния переходных процессов (рис. 80,а). После прекращения
переходных процессов быстро выключается остаточный ток
/ос коммутатором скважинного прибора. Коммутатор, в свою
очередь, подключает катушку на вход усилителя для регистра-
ции сигнала свободной прецессии, т. е. в этот интервал времени
основной датчик является приемником. За время действия оста-
точного тока тос величина вектора ядерной намагниченности
лишь незначительно уменьшается (рис. 80, в) и он практически
не изменяет своего направления. Частота действия коммути-
рующего устройства устанавливается в пределах 0,1—2,0 Гц.
Сигнал свободной прецессии через усилитель по каналу
связи поступает в наземную панель, где он дополнительно уси-
ливается, затем выпрямляется и регистрируется. Вследствие ре-
зонансного усиления форма огибающей сигнал свободной пре-
цессии искажается (рис. 80, а) в левой части и как бы смеща-
ется на время т вправо. В связи с этим для определения
начальной амплитуды сигнала свободной прецессии Uq необ-
ходимо получить, по крайней мере, два значения огибающей
э. д. с.— Ui и U2 или Ui и U3, которые соответствуют временам
измерения ть т2, ?з, отсчитанным от момента времени, сдвину-
того на величину т от начала прецессии.
150
По значениям Ui и U2 или
(71 и t/з счетно-решающее уст-
ройство, установленное в на-
земной панели, вычисляет на-
чальную амплитуду
или
2
которая регистрируется в
функции глубин наряду с за-
меряемыми значениями Ui, U2
и £73.
Масштабы кривых U\, U2,
U3 и Uа устанавливают в зна-
чениях кажущегося индекса
свободного флюида (ИСФ}К.
Это понятие аналогично при-
меняющемуся в промысловой
геофизике понятию кажущего-
ся удельного сопротивления.
Под ИСФ понимается относи-
тельный объем свободного
флюида в породе, приведен-
ный по концентрации протонов
к объему воды и измеренный
в процентах. Значениям ИСФ,
равным нулю и 100%, соот-
ветствуют начальные ампли-
туды сигнала, получаемые при
замерах в отсутствие свобод-
ного флюида и при погруже-
нии зонда ЯММ в неограни-
ченный объем воды.
Рис. 80. Схема процессов, возни-
кающих при исследованиях горных
пород методом ЯММ (по С. М. Ак-
сельроду) .
а — график б — изменение вели-
чины вектора ядерной намагниченности
М; в -- изменение во времени э. д. с.
сигнала свободной прецессии; г — сигнал
свободной прецессии после усиления и
детектирования
При записи кривых ЯММ должен быть обеспечен оптималь-
ный режим измерения, т. с. необходимые времена поляризации,
времена измерения и интегрирования, а также скорость пере-
мещения прибора по стволу скважины. Времена измерения п,
?2 и т.з устанавливаются в зависимости от характерного для ис-
следуемого разреза кажущегося времени поперечной релакса-
ции так, чтобы обеспечить минимум погрешности при переходе
от измеренных Ui, U2 и U$ к амплитуде £70, и обычно составляют
то = 35 мс, Т2 = 5О мс и т3 = 70 мс. Время интегрирования выби-
рается соответственно постоянной времени спада СПП.
Скорость движения прибора ЯММ ограничивается требуе-
мым временем поляризации, которое должно быть таким, чтобы
151
выдерживалось условие Тпоп>3 7\. Оптимальная скорость ис-
следования ЯММ рассчитывается по формуле
V = 9 IJ(тПол “h ^ос ф* Тпм) »
где Тизм — время измерения ССП (в с). Обычно она не превы-
шает 250 м/ч. Более высокая скорость допустима только при
обзорных измерениях.
Если ЯММ применяется для определения ИСФ, то записы-
ваются кривые Uif Uz, Uz и f/o. При выделении коллекторов,
характеризующихся низкой эффективной пористостью, для сни-
жения влияния помех необходимо записывать одну кривую U2
в режиме максимального интегрирования и с пониженной ско-
ростью передвижения прибора (120—200 м/ч).
Время Тх может быть определено наиболее точно при уста-
новке прибора на заданной глубине и измерении амплитуд ССП
при различных поляризациях (измерение Л в сильном поле)
или при различных временах действия остаточного тока (изме-
рение Тх в слабом поле).
Кривые Я ММ
Кривые ЯММ симметричны относительно середины однород-
ных пластов. С серединой пласта совпадает максимум. Гра-
ницы мощных пластов отбиваются в точках, соответствующих
половине максимального значения амплитуды кривой ЯММ
(рис. 81,а). Для пластов ограниченной мощности с h{L3<A гра-
ницы смещаются к максимуму кривой и могут быть отмечены
в точках, находящихся от начала и конца аномалии соответст-
венно на расстоянии, равном половине длины рамки.
Для одиночных однородных пластов большой мощности ха-
рактерным значением ИСФ является амплитуда аномалии про-
тив середины пласта. При мощности одиночного пласта, мень-
шей длины зонда, в типичное значение ИСФ должна быть вве-
дена поправка за ограниченную мощность.
Переход от кажущихся значений к истинным значениям
ИСФ производится по специальным палеткам или по формуле
ИСФ - ИСФк — •
где £с— обобщенные поправочные коэффициенты за разли-
чие величины и времени действия тока поляризации при изме-
рении в скважине и эталонировании, за скорость передвижения
прибора, время действия остаточного тока, за азимут и
угол ствола скважины и эталонировочного устройства, разли-
чие температур промытой части пласта и жидкости при этало-
нировании, диаметр скважины, толщину глинистой корки, доб-
ротность катушки зонда при исследовании скважины п этало-
нировании.
152
Рис. 81. Кривые ЯММ (а) и времени релаксации для нефтеносной
(б) и водоносной (в) пород.
/—песчаник; 2 -- алевролит глинистый; 3—глины; кривые U\, —
соответствуют временам ть Тг, т3 после начала прецессии; б: ^=760 мс;
=818 м; в: тр- 215 мс; h = 855 м
Области применения ЯММ и решаемые им
геологические задачи
Ядерно-магнитньцм методом исследуются разрезы глубоких
скважин с целью выделения пластов-коллекторов и определе-
ния характера их насыщения (нефть, газ, вода), а также эф-
фективной пористости.
Кривые сигнала свободной прецессии отражают в породе на-
личие свободной жидкости, поэтому все пласты, выделяемые
аномалией па фоне помех, относят к пластам-коллекторам (см.
рис. 81, а).
По времени продольной (термической) релаксации 7\ опре-
деляют тип флюида, насыщающего поровое пространство пла-
стов-коллекторов, и степень смачиваемости горных пород (гид-
рофильность) (см. рис. 81, б, в). Для водонасыщенных гидрофиль-
ных пород Л = 504-300 мс. При насыщении этих пород нефтью
или газом время релаксации возрастает (Ti>600 мс). Для гид-
рофобных нефтеносных пород, обычно не содержащих свобод-
ной воды, время релаксации превышает 600 мс.
Для определения времени продольной релаксации Т}, а сле-
довательно, и типа флюида, насыщающего поровое простран-
ство пластов-коллекторов, используют зависимость спада на-
чального напряжения э. д. с. Uq от времени ее затухания (ре-
лаксации) после снятия поляризующего магнитного поля
в масштабе 1п6/’=/:(т).
Если все точки кривой релаксации в масштабе 1п£/ = /(т)
располагаются на одной прямой (см. рис. 81,в), значит в по-
роде содержится однокомпонентная подвижная жидкость
(вода или нефть). При этом угол наклона прямой lnt7=f(т)
для водоносных коллекторов больше, чем для нефтеносных,
а время релаксации у нефтеносных коллекторов больше, чем
у водоносных (см. рис. 81, б, в). Отклонение кривой 1пС7=/г(т)
от прямолинейного направления свидетельствует о наличии
в породе подвижных воды и нефти. Такая кривая может быть
представлена двумя прямыми.
По данным ЯММ можно определить коэффициент эффек-
тивной пористости горных пород &пэф (см. рис. 81,а).
Ядерно-магнитный метод неприменим при наличии в породе
даже незначительных примесей магнитных минералов, так как
в этом случае наведенная э. д. с. исчезает. Последнее обстоя-
тельство используется для исключения влияния на показания
ЯММ воды, содержащейся в промывочной жидкости. Для ней-
трализации этого явления в промывочную жидкость рекомен-
дуется добавлять магнетит (около 25 кг на 100 м3 раствора).
Ядерно-магнитным методом можно исследовать только от-
крытый ствол нефтяной или газовой скважины, так как обсад-
ная стальная колонна является ферромагнитным материалом.
Этот метод позволяет с большой точностью выделять пласты,
содержащие подвижный флюид.
154
Глава IX
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАДИОАКТИВНЫХ
МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Р а д и о а к т и в н ы е методы — это совокупность геофи-
зических методов бескерновой геологической документации раз-
резов скважин, основанных па использовании естественных и
искусственных радиоактивных излучений и на изучении ядер-
пых свойств горных пород.
Радиоактивными методами в скважинах исследуют естест-
венное гамма-поле и искусственные гамма-поля или нейтрон-
ные поля, создаваемые стационарными или импульсивными ис-
точниками радиоактивных излучений. По естественным радио-
активным излучениям изучается естественная радиоактивность
горных пород, по искусственным — характер и интенсивность
взаимодействия нейтронного излучения и гамма-излучения
с горными породами, их способность сорбировать из активиро-
ванного раствора ионы радиоактивных изотопов или других
элементов с аномальными ядерными свойствами.
§ 36. РАДИОАКТИВНОСТЬ
Радиоактивностью называется способность неустойчи-
вых атомных ядер самопроизвольно (спонтанно) превращаться
в более устойчивые ядра других элементов, испуская альфа-
бета-гамма-лучп и элементарные частицы (электроны, ней-
троны, протоны, позитроны и нуклоны).
Радиоактивность атомных ядер, находящихся в естествен-
ных условиях, получила название естественной радио-
активности, а радиоактивный распад атомных ядер при их
бомбардировке элементарными частицами (электронами, прото-
нами, нейтронами, альфа-частицами и др.)—искусствен-
ной радиоактивности. Однако эти названия отражают
лишь способ получения радиоактивного изотопа, а радиоактив-
ность в обоих случаях определяется свойствами атомных ядер
переходить из одного состояния в другое, более устойчивое,
с иными физическими и химическими свойствами.
Процесс превращения одного изотопа в другой называется
радиоактивным распадом. Радиоактивный распад
обусловлен внутренним состоянием атомного ядра, поэтому на
скорость радиоактивного распада не оказывают влияния темпе-
ратура и давление, электрическое и магнитное поля, вид хими-
ческого соединения данного радиоактивного элемента и его аг-
регатное состояние.
Радиоактивное превращение протекает самопроизвольно, и
вероятность радиоактивного распада Хр за единицу времени яв-
ляется постоянной для каждого радиоактивного элемента. Сле-
довательно, число актов радиоактивного распада dN за время
155
d% определяется только числом радиоактивных ядер N в данный
момент времени т:
dN=— XpNdx. (106)
Интегрируя выражение (106), получим
lnW=— V + lnC, (107)
где In С — постоянная интегрирования.
Используя начальное условие х = 0, /V=A^o и потенцируя вы-
ражение (107), получаем основной закон радиоактивного рас-
пада:
N = ./Voexp(—%рх). (108)
Таким образом, число атомов радиоактивного изотопа умень-
шается с течением времени по экспоненциальному закону. Од-
нако этот закон является статистическим и выполняется строго
только для очень большого числа распадающихся атомов. Если
N не слишком большое, то, как и во всяких статистических яв-
лениях, наблюдаются флуктуации.
Постоянная распада Хр, имеющая размерность, обратную
времени х, может быть найдена из графика, выражающего за-
висимость (108) и построенного на плоскости координат х и
1пМ Наклон прямой к оси х и определяет значение %p = tgcp
(рис. 82).
Скорость радиоактивного распада, кроме постоянной рас-
пада, характеризуется средней продолжительностью жизни
радиоизотопа хр, которая равна сумме времен существования
всех атомов данного изотопа, деленной на число атомов, т. е.
средним временем жизни
оо оо
Тр — Г x%p7V (т) dx = Хр ^х’ехр (—Хрх) dx — ,
0 о о р
где 7V(x) —число атомов в момент времени х; kpN(x)dx— число
атомов, распадающихся за
intf
Рис. 82. Кривая распада радиоак-
тивного изотопа в полулогарифми-
ческом масштабе.
промежуток времени от х до
x + dx.
Таким образом, хр равно
величине, обратной постоян-
ной распада, и имеет размер-
ность времени.
Практически продолжи-
тельность жизни радиоактив-
ного изотопа более удобно ха-
рактеризовать периодом полу-
распада Ту,. Период по-
лураспада — время, в те-
чение которого распадается
половина начального количе-
ства атомов данного радиоак-
тивного вещества.
156
Из (108) получаем
^--ехр(—%рТ1/2)
/Vq
откуда
1п2
= 0,693т
Вещества с большим периодом полураспада слабоактивны и
имеют малое значение Хр. В табл. 2 приведены значения %р,
7\,, — для некоторых радиоактивных изотопов.
Количество радиоактивного вещества в единицах СИ выра-
жается в килограммах (кг) и их производных — граммах и
миллиграммах (г, мг).
Активность радиоизотопов ар, часто называемая в радиомет-
рии скважин абсолютной радиоактивностью, оцени-
вается числом распадов, происходящих в единицу времени
(расп./с):
==ХрУ.
Различают удельную массовую активность (активность по
массе) и удельную объемную активность (активность по объ-
ему) . Удельная массовая активность определяется числом рас-
падов, происходящих в единицу времени в 1 г вещества, и вы-
ражается в расп./(с-г). Удельная объемная активность СИ оце-
нивается числом распадов, происходящих в единицу времени
в 1 м3 породы и выражается в единицах расп./(с• м3).
Характеристика радиоактивных изотопов
Таблица 2
Радио- активны й‘ изотоп Постоянная рас- падя р, с-1 Среднее время жизни г г 1 Период полурас- пада Т Энергия гамма-лучей, МэВ
238Ц 4,869-Ю"18 6,517-109 лет 4,51-109 лет 0,048
226Ra 1,356- 10-и 2340,55 лет 1622 года 0,188
210ро 5,8-10-8 199,67 сут 138,37 сут 0,084
0,804
232^]-^ 1,5813-10“18 2,004-1010 года 1,389-1010 лет 0,075
40К 5,32-10“10 1,803-109 года 1,32-109 лет 1,459
60Со 4,159-10“9 7,604 лет 5,27 года 1,17; 1,33
бэре 177-10“5 65,09 сут 45,1 cvt 1,29; 1,10;
1,19
95Zr 1,23-10“7 93,79 сут 65 сут 0,756; 0,724;
2,09
131J 9,9-10-6 11,69 сут 8,1 сут 0,037; 0,364
«Сг 2,89-10-7 40,12 сут 27,8 сут 0,323
157
Воздействие любого ионизирующего излучения на среду ко-
личественно оценивается в единицах дозы и мощности дозы.
Различают поглощенную и экспозиционную дозы излучений.
Поглощенной дозой излучения Дп называется вели-
чина, равная отношению энергии любого ионизирующего излу-
чения к массе облучаемого вещества, которая измеряется
в джоулях на килограмм (Дж/кг).
Экспозиционная доза излучения используется для оценки
воздействия гамма-излучения и рентгеновского излучения на
среду. Экспозиционная доза излучения есть ве-
личина, равная отношению суммы электрических зарядов всех
видов ионов одного знака, которые возникли в воздухе при'
полном использовании ионизирующей способности всех электро-
нов, образованных фотонами в воздухе, к массе этого воздуха.
Опа измеряется в кулонах на килограмм (Кл/кг).
Различают мощность поглощенной дозы излучения и мощ-
ность экспозиционной дозы рентгеновского излучения и гамма-
излучения.^ Мощностью поглощенной дозы излу-
чения Рп называется величина, равная отношению поглощен-
ной дозы излучения ко времени облучения Ат:
Рп — АДп/ Ат".
Опа измеряется в ваттах на килограмм (Вт/кг).
Мощностью экспозиционной дозы из луче-
ii и я называется величина, равная отношению экспозицион-
ной дозы ко времени, за которое получена эта доза:
= АДэ/Ат.
[Измеряется в амперах на килограмм (А/кг)].
Кроме того, выделяют эквивалентную дозу излу-
чения, которая определяется дозой любого ионизирующего из-
лучения ткани, создающей тот же биологический эффект, что и
доза 0,01 Дж/кг рентгеновского излучения или гамма-излуче-
ния, и измеряется в Дж/кг.
И и т е и с и в н о с т ь радиоактивного излучения
определяется потоком энергии, прошедшей через площадь
в 1 м2 за 1 с и выражается в Вт/м2.
Плотность потока радиоактивных частиц (квантов)
оценивается количеством частиц (квантов), прошедших через
площадь в 1 м2 за 1 с — част, (кв.) (м2*с).
При распаде естественных радиоактивных элементов испус-
каются альфа-бета-частицы и гамма-кванты, причем испускание
гамма-квантов не является самостоятельным актом, оно сопро-
вождается альфа- или бета-распадом ядер элементов.
Альфа-лучи — поток частиц, которые являются ядрами
атомов гелия ЦНе), несут двойной положительный заряд
9,54 • 10-10 электростатических единиц и обладают наибольшей
среди элементарных частиц массой (6,598«КУ-12 г). Скорость
альфа-частиц естественных радиоактивных элементов 1,39 • 109—
158
205-109 м/с. Кинетическая энергия альфа-частиц различных ра-
диоактивных элементов составляет 3,99—8,785 МэВ.
При прохождении через вещество энергия альфа-частиц рас-
ходуется преимущественно на ионизацию атомов, что обуслов-
лено их большим электрическим зарядом. Длина пути, прохо-
димого альфа-частицей до полной потери энергии, называется
пробегом. Пробег наиболее высокоэнергичных альфа-ча-
стиц, испускаемых естественными радиоактивными элементами,
в воздухе не превышает 11,5 см, а в твердом веществе измеря-
ется микронами.
Бета-лучи представляют собой поток частиц, несущих
единичный отрицательный (электроны) или положительный
(позитроны) заряд 4,77 • 10~10 электростатических единиц и
имеющих массу 0,9035-IO-27 г. Скорость бета-частиц колеб-
лется практически от нуля до 0,998 скорости света. При про-
хождении через вещество энергия бета-частиц расходуется на
ионизацию атомов и на их возбуждение. Вследствие малой
массы и единичного электрического заряда бета-частицы имеют
большую проникающую способность, чем альфа-частицы, кото-
рая, однако, не превышает 8—9 мм в горнььх породах.
Гамма-лучи — это поток нейтральных частиц, имеющих
ту же природу, что и радиоволны, свет, рентгеновское излуче-
ние, и отличающихся от них лишь более высокой частотой коле-
бания (v>2,42 • 1018 с-1). Скорость распространения гамма-
квантов постоянна и в вакууме равна скорости света с=
= 3* 108 м/с.
Энергия гамма-кванта выражается соотношением Ey=hv,
где h — постоянная Планка, равная примерно 6,62- 10~34 Дж-с.
Длина волны % испускаемого гамма-кванта обратно пропор-
циональна частоте колебаний: X = c/v.
Вследствие электрической нейтральности гамма-квантов про-
никающая способность их гораздо больше, чем у альфа- и бета-
частиц, и в горных породах достигает десятков сантиметров.
Благодаря высокой проникающей способности гамма-квантов
через вещество основным видом радиоактивных излучений, ре-
гистрируемых в методе естественной радиоактивности горных
пород, является гамма-излучение.
§ 37. ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ГАММА-КВАНТОВ
С ВЕЩЕСТВОМ
При прохождении через вещество гамма-кванты взаимодей-
ствуют с атомами, электронами и атомными ядрами среды.
При этом они или поглощаются целиком, или теряют часть своей
энергии, изменяя направление распространения, т. е. рассеива-
ются, что приводит к ослаблению интенсивности гамма-излу-
чения.
Для гамма-квантов характерны следующие процессы взаи-
модействия с веществом: 1) фотоэлектрическое поглощение
159
атомами вещества (фотоэффект); 2) упругое рассеяние на свя-
занных электронах вещества (релеевское рассеяние); 3) неупру-
гое рассеяние на электронах вещества (комптоновское взаимо-
действие); 4) полное поглощение в поле ядра, сопровождаю-
щееся образованием электронно-позитронной пары (эффект об-
разования пар); 5) ядерный фотоэффект; 6) упругое и неупру-
гое рассеяние на ядре и т. д.
Регистрируемая интенсивность гамма-излучения горных по-
род зависит в основном от трех физических явлений: фотоэф-
фекта, эффекта Комптона и эффекта образования электронно-
позитронной пары. Любой из этих процессов взаимодействия
носит вероятностный характер и, следовательно, определяется
средним сечением взаимодействия, которое измеряется в едини-
цах площади. Сечения взаимодействия по порядку величины
сравнимы с площадью 10-24 см2. Сечение взаимодействия зави-
сит не только от вида атома, но и от энергии гамма-кванта. Ве-
роятность взаимодействия радиоактивных излучений с элемен-
тарной частицей в ядерной физике называется микроскопи-
ческим сечением данного процесса.
Суммарное сечение всех атомов (ядер) в единице объема ве-
щества называется макроскопическим сечением
взаимодействия и обозначается ц?. Макроскопическое се-
чение взаимодействий имеет смысл относительного уменьшения
потока частиц в тонкой мишени, отнесенного на единицу длины
пройденного пути, поэтому его называют также линейным
коэффициентом ослабления.
Для моноэлементного вещества p.v=crv/V, где N— число ато-
мов в единице объема.
Для среды сложного состава, состоящей из атомов несколь-
ких типов,
k
t=l
где Ni- — число атомов вида i в единице объема вещества; =
микроскопическое сечение взаимодействия для атомов вида i.
Массовый коэффициент ослабления гамма-излучения с ве-
ществом = где б — плотность среды.
В зависимости от того, будет бомбардирующая частица за-
хвачена ядром или при столкновении только отдаст часть своей
энергии и изменит направления движения, различают микроско-
пические сечения захвата о73 и рассеяния о7Р, макроскопиче-
ские— р.7з и pVP и массовые — ц?3 и pvP.
Фотоэффект. Этот эффект характерен для гамма-квантов
с энергиями не более 0,5 МэВ. Гамма-квант при прохождении
через вещество может вступить во взаимодействие с электро-
нами атомов этого вещества. Гамма-квант передает всю свою
энергию и полностью поглощается, а электрон выбрасывается
за пределы атома.
160
При фотоэффекте гамма-квант может выбить связанные
электроны, энергия связи Eiy которых меньше энергии самого
гамма-кванта Еу. Энергия выброшенного за пределы атома
электрона£е = —Д-= те щ/2, где mQ-—масса электрона; ие —
скорость выброшенного электрона. Такой процесс вырывания
электрона из атома фотоном называется фотоэффектом,
а вырываемые электроны — фотоэлектронами. Атом, по-
терявший электрон, оказывается в возбужденном состоянии.
Освободившийся уровень энергии в атоме заполняется одним
из наружных электронов, при этом испускается квант характе-
ристического (рентгеновского) излучения, т. е. фотоэффект со-
провождается характеристическим излучением.
В некоторых случаях энергия возбуждения непосредственно
передается одному из электронов, покидающих атом, и харак-
теристического излучения не происходит. Это явление называ-
ется явлением Оже, а выброшенные электроны — элек-
тронами Оже. Фотоэффект на свободном электроне невоз-
можен, так как при этом не могут быть одновременно удовле-
творены законы сохранения энергии и импульса для изолиро-
ванной системы квант — электрон.
Фотоэлектроны вылетают преимущественно в направлении,
перпендикулярном к распространению поляризованного пучка
гамма-лучей малой энергии (рис. 83,а), под углом <р~90°. Вы-
лет электронов Оже равновероятен во всех направлениях.
Гамма-кванты малой энергии способны выбивать из атома
лишь оптические электроны, обладающие малой энергией
связи. Гамма-кванты большой энергии могут выбивать элек-
троны из более глубоких электронных слоев. Это обусловливает
селективное фотопоглощение гамма-квантов с ярко выражен-
ными скачками при E^—Ei.
Микроскопическое сечение фотоэффекта зависит от по-
рядкового номера элемента (Z) и энергии гамма-кванта. Оно
увеличивается с ростом Z, т. е. с повышением плотности веще-
ства, и уменьшается с увеличением энергии гамма-кванта по
сложной зависимости аналогично его микроскопическому се-
чению (рис. 84). Для характеристики горных пород как
Рис. 83. Схемати-
ческое изображе-
ние процессов фо-
тоэффекта (а),
комптоновского
эффекта (б) и эф-
фекта образова-
ния пар (е)
6
Заказ № 1956
161
Рис. 84. Графики зависимости макро-
скопических сечений фотопоглощения
|1уф, комптоновского рассеяния рук,
образования пар р.уп и полного коэф-
фициента поглощения Цу от энергии
гамма-квантов в hy/mc* в свинце
Сложной системы по отно-
шению к гамма-лучам вме-
сто порядкового номера,со-
ответствующего отдельному
химическому элементу, вво-
дят величину эффективного
порядкового номера 2Эф,
полагая, что эффективный
порядковый номер связан
с некоторой условной сре-
дой определенного поряд-
кового номера.
Макроскопическое се-
чение фотоэффекта (линей-
ный коэффициент фотопог-
лощения) (в см-1)
Руф СГ^фПу!,
где «а = 6/Д — ядерная
плотность вещества (6 — плотность вещества, А — массовое
число).
Комптоновский эффект. Комптоновское взаимодействие (по-
глощение и рассеяние) характерно для гамма-квантов всех
энергий, свойственных гамма-излучению естественных радиоак-
тивных элементов, и для большей части природных поглотите-
лей при £у=0,2-т-3,0 МэВ является основным механизмом взаи-
модействия гамма-квантов с веществом.
Комптоновское взаимодействие происходит на электронах
при энергиях гамма-квантов, значительно превышающих энер-
гию связи электронов на электронных орбитах. При этом
гамма-квант вступает во взаимодействие со свободным или
слабосвязанным электроном и в результате неупругого соуда-
рения с электроном передает последнему часть своей энергии и
импульса, а сам изменяет свое направление, приобретает энер-
гию, равную (/iv)z, и отклоняется под углом 0 к первоначаль-
ному направлению. Электрон выбрасывается из атома под уг-
лом ф' к направлению падающего гамма-кванта (см. рис. 83,6).
С увеличением энергии гамма-квантов угол их отклонения от
первоначального направления при комптоновском взаимодей-
ствии закономерно уменьшается.
Микроскопическое сечение комптоновского взаимодействия
(У?к , так же как и при фотоэффекте, зависит от порядкового но-
мера элемента и энергии гамма-кванта, увеличиваясь с ростом
Z, т. е. с повышением плотности вещества, и уменьшаясь с рос-
том Еу по более сложной зависимости, как и макроскопическое
сечение комптоновского рассеяния (см. рис. 84).
Макроскопическое (линейное) комптоновское взаимодей-
ствие определяется количеством электронов в единице объема
вещества:
162
где N,x — число Авогадро.
Для осадочных пород Z/A~0,5, поэтому
= 0,5Мл6а?к.
Следует различать коэффициенты комптоновского поглоще-
ния ц?кз, характеризующий долю энергии, которая передается
гамма-квантом электрону, и рассеяния ц?кр , определяющий
часть энергии, уносимой рассеянным квантом, т. е.
Пук = Рукз "Г" Р'уКр»
Соотношение поглощенной и рассеянной энергий, а также
величины углов между направлениями падающего фотона, вы-
битого комптоновского электрона и рассеянного фотона зависят
от положения электрона в атоме относительно падающего фо-
тона в момент взаимодействия гамма-кванта с атомом веще-
ства. В общем случае отклонение рассеянного фотона воз-
можно в любом направлении, в том числе и обратном.
Образование электронно-позитронных пар. С увеличением
энергии гамма-квантов быстро уменьшается фотоэлектрическое
поглощение, несколько медленнее — комптоновское взаимодей-
ствие (см. рис. 84). При энергии 1,02 МэВ и больше образуются
пары частиц (электрон — позитрон). Электронно-позитронные
пары образуются при взаимодействии гамма-квантов с гравита-
ционным полем ядра за счет поглощения энергии гамма-кван-
тов.
Электрон и позитрон вылетают из атома химического эле-
мента под некоторыми углами ср" и -О' к направлению гамма-
кванта (см. рис. 83, в), при больших энергиях — почти в на-
правлении распространения падающих гамма-квантов.
Микроскопическое сечение образования электронно-пози-
тронных пар о\п при средних энергиях гамма-квантов возра-
стает с увеличением энергии Ev и порядкового номера Z эле-
мента. Макроскопическое (линейное) сечение образования пар
Нуп ЖГуп = - Оуп.
Таким образом, при взаимодействии гамма-квантов с веще-
ством часть энергии первичного гамма-излучения поглощается
при образовании электронов отдачи, фотоэлектронов и пар
электрон — позитрон, а часть сохраняется в виде энергии рас-
сеянного гамма-излучения. Ионизация на пути распространения
гамма-излучения происходит в основном за счет вторичных
электронов, возникающих при взаимодействии гамма-излучения
с веществом.
6*
163
При прохождении гамма-квантов в горной породе наиболее
вероятна следующая трансформация энергии: многократное
комптоновское рассеяние до 0,1—0,05 МэВ с передачей атом-
ным электронам, затем поглощение гамма-кванта при фотоэф-
фекте.
Полный линейный коэффициент ослабления гамма-квантов
в веществе р? слагается из суммы коэффициентов фотоэлектри-
ческого поглощения, комптоновского взаимодействия и образо-
вания электронно-позитронных пар:
Ну -- Цуф Л Рук I Руп-
Однако в разных интервалах энергии ослабление гамма-
квантов обусловлено преимущественно тем или иным видом
взаимодействия: фотоэффект преобладает в области низких
энергий гамма-квантов (от 0,01 до 0,5 МэВ), комптоновское
рассеяние — промежуточной области (0,3—3 МэВ), образование
электронно-позитронных пар — в области высоких энергий
(1,02 МэВ н выше).
Ослабление гамма-квантов в слое вещества толщиной х про-
исходит по экспоненциальному закону:
- /у0 ex р (— ,liyx) , (109)
где и —интенсивности гамма-излучения, регистрируемые
соответственно при наличии поглотителя и без него.
Однако в этом случае фиксируются только те гамма-
кванты, которые не претерпели пи одного акта взаимодействия
с веществом. В действительности регистрируется и часть гамма-
квантов, претерпевших комптоновское рассеяние и достигших
детектора, т. с. больше интенсивности, рассчитанной по фор-
муле (109).
Для приближенного расчета прохождения гамма-квантов
в веществе пользуются так называемым эффективным коэффи-
циентом поглощения ц?Эф, учитывающим и рассеянные гамма-
кванты, которые достигают детектора гамма-излучения. Чис-
ленные значения ц.?Эф, определяются экспериментально.
Ослабление потока гамма-квантов в веществе в этом случае
рассчитывают по формуле
/у “ Iу0 ехр ( 1ХузфХ).
§ 38. ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ НЕЙТРОНОВ
С ВЕЩЕСТВОМ
Нейтрон — нейтральная (по обладающая электрическим за-
рядом) ядерная частица \п. Масса нейтрона (тп~ 1,675Х
Х10~27 кг) примерно в 1836 раз больше массы электрона или
позитрона и незначительно превышает массу протона. Ней-
троны устойчивы только в составе стабильных атомных ядер.
Свободный нейтрон — нестабильная частица, распадающаяся
164
на протон (/?), электрон (е~) и электронное антинейтрино (ve)
с выделением энергии 0,78 МэВ:
4- е~ + Уг + 0,78МэВ.
Среднее время жизни свободного нейтрона т71~16 мин. В ве-
ществе свободные нейтроны «живут» еще меньше (в плотных
веществах — единицы, сотни микросекунд) вследствие их силь-
ного поглощения атомными ядрами.
Из всех видов излучений, используемых в методах радио-
метрии скважин, нейтронное обладает наибольшей проникаю-
щей способностью, поскольку нейтроны, являясь незаряжен-
ными частицами, не взаимодействуют с электронными обо-
лочками атомов, нс отталкиваются кулоновским полем ядра.
Свободный нейтрон способен взаимодействовать только с са-
мими атомными ядрами, вплоть до самых тяжелых.
Взаимодействие управляется ядерпыми силами, которые
проявляются при каждом столкновении нейтрона с ядром, и мо-
жет привести к рассеянию и поглощению нейтронов, причем по-
глощение сопровождается разнообразными ядерными реак-
циями. Исследуя рассеяние и поглощение нейтронов, можно
идентифицировать химические элементы и характеризовать их
количественное содержание в горной породе. Это делает дей-
троны исключительно важным орудием радиометрии сква-
жин.
Составное ядро, возникающее при захвате нейтронов, ока-
зывается в возбужденном состоянии и распадается различными
способами в зависимости от степени возбуждения, которая оп-
ределяется энергией налетающего нейтрона. В связи с этим все
нейтроны условно делятся па несколько энергетических групп:
холодные (0,001 эВ), тепловые (0,025 эВ), медленные (0,5 эВ),
резонансные (0,5—104 эВ), промежуточные (104—105 эВ), бы-
стрые (105—108 эВ). Нейтроны с энергией выше 0,025 эВ назы-
ваются н а д т е п л о в ы м и.
Связь между энергией нейтронов Еп (эВ) и их скоростью
(см/с), длиной волны Ли (см), температурой по шкале Кель-
вина Т (К) определяется следующими соотношениями: Vn =
- 1,38- 10бЕ„5; Хл-2,86-1О9Е;0,5; Т = 1,16- 104Еп.
Наиболее существенными процессами, протекающими при
взаимодействии нейтронов с горной породой, являются неупру-
гое рассеяние, упругое рассеяние на ядрах элементов и погло-
щение (захват) ядрами элементов, слагающих горную породу,
с испусканием, как правило, других частиц.
Рассеяние может быть неупругим и упругим. При неупру-
гом рассеянии нейтронов ядро не меняется, но приходит
в возбужденное состояние. Затем ядро отдачи переходит в ос-
новное первоначальное состояние с излучением гамма-квантов.
Неупруго рассеянный нейтрон в результате этого взаимодей-
ствия отдает часть своей кинетической энергии, равной энергии
165
возбуждения ядра отдачи. Ядерная реакция неупругого рассея-
ния записывается в виде (п, п', у).
Неупругое рассеяние — пороговая реакция. Энергия порога,
равная энергии первого возбужденного уровня ядра, уменьша-
ется с ростом массового числа А от нескольких миллионов элек-
трон-вольт до 100 КэВ. Следовательно, неупругое рассеяние
нейтронов происходит только при взаимодействии быстрых ней-
тронов с веществом и преимущественно на тяжелых ядрах эле-
ментов. Необходимо отметить, что на ядрах водорода невоз-
можно пеупругое рассеяние нейтронов, поскольку водород не
образует составного ядра. Когда энергия нейтронов становится
меньше 0,1 МэВ, неупругое рассеяние практически прекраща-
ется, и дальнейшее замедление нейтронов происходит путем уп-
ругих столкновений.
При упругом рассеянии между нейтроном и ядром
происходит перераспределение кинетической энергии без изме-
нения внутреннего состояния ядра, в результате чего быстрый
нейтрон теряет часть своей энергии и рассеивается под некото-
рым углом к первоначальному направлению своего движения.
Если кинетическая энергия нейтрона больше кинетической энер-
гии ядра, то рассеянный нейтрон замедляется, а ядро ускоря-
ется, и наоборот. Сечение упругого рассеяния большей части
веществ зависит от энергии нейтрона только в быстрой обла-
сти, а в тепловой и промежуточной областях практически по-
стоянно. Величина потери энергии электроном зависит от типа.ч
столкновения нейтрона и ядра, а также от массы бомбардируе-
мого ядра. Максимальная потеря энергии нейтроном происхо-
дит при центральном столкновении его с ядром, особенно при
малом массовом числе А ядра. Так, при центральном столкно-
вении с ядром водорода (Л=1) нейтрон теряет всю энергию,
поскольку массы ядра водорода и нейтрона равны. Меньше
энергии нейтроны теряют при нецентральных столкновениях
с ядрами элементов. Благодаря большому сечению рассеяния и
большой потере энергии нейтрона при соударении с водородом
последний является аномальным замедлителем нейтронов.
В горных породах чаще всего происходит упругое рассеяние
быстрых нейтронов на ядрах легких элементов. Легкие веще-
ства, имеющие малые массовые числа, а следовательно,
обладающие наибольшей замедляющей способностью быстрых
нейтронов, являются замедлителями. Наилучшие замедли-
тели быстрых нейтронов — среды с высоким водородосодержа-
нием.
Поглощение нейтронов сопровождается испусканием про-
тона р, а-частицы, двух-трех нейтронов или гамма-квантов, т. е.
оно происходит в реакциях (п, р), (/г, а), (п, 2п), (п, у) и т. д.
Реакции поглощения нейтронов типа (п, р), (п, а) и (п, 2п) —
пороговые и протекают, как правило, при Еп>24-5 МэВ. В гор-
ных породах при энергии используемых нейтронов с большей
вероятностью происходит захват нейтронов по реакции (п, у),
166
при которой возбуждение ядра снимается путем испускания яд-
ром мгновенного гамма-излучения. Реакция типа (п, у) назы-
вается радиационным захватом нейтрона элемен-
том-поглотителем.
Радиационный захват в принципе возможен на ядрах почти
всех элементов независимо от энергии нейтронов. Однако наи-
более вероятен этот процесс для медленных и особенно для теп-
ловых нейтронов и подчиняется закону 1/ота. Возможность ра-
диационного захвата увеличивается с уменьшением энергии
нейтронов. Это можно объяснить тем, что медленный нейтрон
сравнительно долго находится вблизи ядра, следовательно,
возрастает вероятность захвата его ядром.
Реакция (п, у) наиболее типична для полностью замедлив-
шихся нейтронов. Энергия их соизмерима с энергией теплового
движения атомов и молекул. Такие нейтроны являются тепло-
выми. Средняя энергия тепловых нейтронов при температуре
20 °C составляет 0,025 эВ. Тепловые нейтроны вызывают реак-
цию (п, у) на ядрах всех элементов, за исключением гелия. Ано-
мальные поглотители тепловых нейтронов — кадмий, хлор, бор,
литий и др.
В надтепловой области, т. е. в диапазоне энергии от долей
до нескольких сотен электрон-вольт, сечения поглощения для
ряда элементов характеризуются наличием резонансов. Это оз-
начает резкое увеличение вероятности реакции (п, у) для ней-
тронов с определенной энергией. Такие нейтроны называют ре-
зонанс II ы м и.
Радиационный захват нейтронов сопровождается испуска-
нием одного или нескольких гамма-квантов разной энергии (до
10 МэВ), причем каждый элемент имеет свой собственный энер-
гетический спектр, который может быть использован для опре-
деления элементного состава горных пород. В большинстве слу-
чаев остаточное ядро, сформированное в результате реакции
(п, у), радиоактивно. По периоду полураспада и гамма-излу-
чению, сопровождающему распад, удается определить исход-
ное ядро, участвовавшее в реакции (щ у), т. е. идентифициро-
вать исходный химический элемент. Следует иметь в виду, что
взаимодействие нейтронов с ядрами какого-либо элемента не
зависит от того, с какими другими элементами они химически
связаны, т. е. от химического соединения элементов.
Таким образом, нейтроны, испускаемые источником быстрых
нейтронов и попавшие в горную породу, относительно быстро
(за 10-4—10~5 с) замедляются в результате упругих и ча-
стично неупругих соударений. Большая часть нейтронов избе-
гает поглощения в области высокой энергии и захватывается
ядрами по реакции радиационного захвата (/г, у), уже имея
очень малую энергию (около 0,025 эВ).
Вероятность взаимодействия нейтронов с ядрами характе-
ризуется полным нейтронным сечением сщ, равным сумме сече-
ний рассеяния опр и поглощения апп нейтронов
167
(Зп (Е) = artp (£) + (Упп (В').
(ИО)
Полное сечение представляет собой эффективную площадь
ядра, которая обычно больше его геометрического сечения. За-
висимость сечений от энергии нейтронов может быть очень
сложной. Кроме того, сечения зависят и от сорта ядер. При дай-
ной энергии на одних ядрах преобладает рассеяние нейтронов,
а на других — поглощение.
Величины о/гр и (Упп в формуле (ПО) относятся к единич-
ному ядру, поэтому их называют микроскопическими
сечениями. На практике обычно пользуются макроско-
пическими сечениями 2, которые измеряются в санти-
метрах в минус первой степени и учитывают общее количество
атомов данного сорта N в 1 см3 вещества:
Snp(E) = ortp(£H.
Соответственно полное макроскопическое сечение
S (Е) = 2яр (Е) + 2ЛП(Е).
Полное макроскопическое сечение горной породы легко вы-
числить, если известен ее химический состав:
S(E) = St-a„t-(E)Mt-,
где Gni(E)—полное микроскопическое сечение для ядер i-ro
сорта; Ni — число i-x ядер в 1 см3, причем суммирование ве-
дется по всем химическим элементам и их изотопам.
Массовые нейтронные сечения рассеяния и поглощения
2лп = 2пп/6, где 6 — плотность среды. Полное ней-
тронное макроскопическое сечение 2(E)—основная нейтрон-
ная характеристика породы.
В конечном счете распределение нейтронов в среде, т. е.
плотность нейтронов на различных расстояниях от источника,
зависит от энергии нейтронов, нейтронных свойств среды, массы
ядер составляющих элементов и сечения различных процессов
взаимодействия при разных энергиях нейтронов. Так, для то-
чечного источника быстрых нейтронов с фиксированной началь-
ной энергией плотность нейтронов п, достигающих скорости vn
на расстоянии г от источника, в безграничной однородной среде
определяется замедляющими свойствами последней и описыва-
ется выражением
а плотность тепловых нейтронов зависит от замедляющих и по-
глощающих свойств среды и описывается формулой
exp (— r/L3) — exp (rlL^
*
(112)
168
которая в случае £д<с£3 принимает вид
«т (г) ж
exp ( — r/L3)
(113)
где Q — мощность источника, измеряемая числом нейтронов,
испускаемых им за 1 с; £--lnErt0—1пЕл—параметр замед-
ления (Еп о, Еп — энергия нейтрона до и после соударения с по-
коящимся ядром); В3 — длина замедления нейтронов до тепло-
вой энергии; £д — длина диффузии тепловых нейтронов; тп т —
среднее время жизни тепловых нейтронов.
Произведение £2Пр в выражении (111) называется замед-
ляющей способностью среды. Замедляющая способ-
ность горных пород определяется их водородосодержанйем (со-
держанием водорода в единице объема), что связано с большой
потерей энергии нейтронами при столкновении с ядрами водо-
рода. Некоторую роль играют также другие элементы (берил-
лий, углерод) благодаря их большой замедляющей способности
при высоких энергиях нейтронов. Данный эффект особенно за-
метен при низком водородосодержаини (низкой пористости)
пород. Это позволяет разделять литологические разности пород
по замедляющей способности их нейтронов.
Поглощающая способность горных пород зависит от мак-
роскопического сечения поглощения В(£) и в конечном счете оп-
ределяется величинами хп г и Ед. Поглощающая способность
резко повышается при насыщении породы высокоминерализо-
ванной водой, в состав которой входит хлор, обладающий боль-
шим сечением поглощения тепловых нейтронов оппс1 =
= 33 • 10—28 м2, т. е. в 100 раз больше, чем у атомов водорода.
Повышается поглощающая способность породы также при на-
личии в ней других элементов с большим сечением поглощения
(бора, железа, марганца и др.), даже если содержание их мало.
И как следствие, замедляющая и поглощающая способно-
сти горных пород определяют пространственное распределение
нейтронов в исследуемой среде по энергиям в последовательно
разные времена их жизни [см. формулы (111) — (ИЗ)].
Нейтронными методами радиометрии скважин как раз и ис-
следуют пространственное распределение нейтронов в различ-
ных стадиях их взаимодействия с горной породой: нейтронный
метод по надтепловым нейтронам — в стадии окончания замед-
ления быстрых нейтронов, нейтронный метод по тепловым ней-
тронам — в процессе термолизации и диффузии тепловых ней-
тронов, нейтронный гамма-метод — в процессе захвата тепло-
вых нейтронов. Вследствие этого закономерности последующего
распределения во времени нейтронов во многом зависят от за-
кономерностей предшествующих взаимодействий нейтронов
с горной породой. Таким образом, в ряде случаев эти законо-
мерности для всех нейтронных методов, остаются примерно оди-
наковыми.
169
В природе не существует естественных радиоизотопов, ко-
торые непосредственно излучали бы нейтроны, исключая неко-
торые изотопы тяжелых элементов при спонтанном делении и
короткоживущие изотопы, испускающие запаздывающие ней-
троны. Однако имеются ядерные реакции, с помощью которых
нейтроны получаются косвенно.
Образование нейтронов происходит в результате реакций по-
глощения типа (а, п) или (у, п) ядрами некоторых элементов
(мишени) альфа-частиц или гамма-квантов, испускаемых ра-
диоактивными изотопами (излучатели).
В источниках, основанных на реакции (а, п), образование
нейтронов происходит по следующему принципу. Например,
ядро бериллия, используемое в качестве мишени, поглощая
альфа-частицу (^Не), испускаемую излучателем, превращается
в ядро углерода с выделением некоторой энергии (экзотермиче-
ская реакция). В результате образуется нейтрон:
94Ве + 2Не -> 62С + In + Е.
Возникновение нейтронов в источниках, основанных на ре-
акции (у, п) и часто в практике называемых фотонейтроиными
источниками, происходит в результате пороговых эндотермиче-
ских реакций, например
4Ве -1- у 4Ве -• - lQn—Е.
Эти реакции имеют практическое значение — па них осно-
ваны небольшие портативные нейтронные источники (табл. 3).
В источниках быстрых нейтронов в качестве альфа-излуча-
теля используют полоний, плутоний, радий, америций, актиний,
а в качестве мишени — бериллий или бор. В фотонейтронных
источниках нейтронов мишенью является бериллий или дейте-
рий, гамма-излучателями — радиоизотопы радия, натрия, сурь-
мы, лантана, иттрия и др.
Источник нейтронов представляет собой чаще всего порош-
кообразную смесь альфа- или гамма-излучателя с мишенью,
упакованную в герметически запаянную ампулу, которая за-
щищена латунным кожухом. Источники испускают нейтроны
сложного энергетического состава. Скорость распада ампуль-
ных источников нейтронов определяется периодами полурас-
пада альфа- или гамма-излучателей. Ампульные источники
характеризуются выходом нейтронов при одном и том же со-
держании препарата альфа- или гамма-излучателя и вещества
мишени, который во многом зависит от способа их приготов-
ления.
В радиометрии скважин наибольшее практическое примене-
ние имеют полоний-бериллиевые (Ро + Ве) и плутоний-берил-
лиевые (Pu-рВе) источники быстрых нейтронов. У радий-бе-
риллиевых и радий-борных источников есть существенный
недостаток — высокая интенсивность гамма-излучения, сопро-
вождающего выход каждого нейтрона. У полониево-бериллисвых
170
Основные характеристики некоторых стационарных источников быстрых нейтронов
Тип источника Ядерная реакция Вид спектра нейтронов Средняя энергия нейтронов, МэВ Мощность, нейтр./с Период полураспада
Ро -|- Be 9Ве (а, /г)12С Сплошной до энергии 11 МэВ с максимумами при 0,4; 3 и о МэВ 4,3 (3,7-11,1) 1018 138,4 сут
Ra + Be 9Be (а, /г)12С Сплошной до энергии 13 МэВ с максимумами при 0,5; 3 и 4 МэВ 3,63 (3,7—6,3) 1717 1620 лет
Pu “Ь Be 9Ве (а, /г)12С Сплошной до 11 МэВ с максимумами при 0,4; 3 и 4,5 МэВ 4,5 6,3-1018 24 360 лет
Am + Be 9Ве (а, /г)12С Подобен Ро 4* Во 4,3 7,77-1018 470 лет
Ac Be 9Ве (а, /г)12С Подобен Ро + Be 4,5 (6,3—7,4) 1017 22 года
Ро 4- Be 10Ве (a, n)13N 1гВе (у, n)14N Сплошной, 1—5 МэВ, с максимумами при 2,7 МэВ 2,7 (7,4—33,3) 1015 138,4 сут
Na-’- Be 9Ве (у, /г)8Ве Почти моноэнергетический шириной в несколь- ко десятков килоэлектронвольт 0,83 4,81-Ю16 14,9 ч
Sb 4- Be 9Ве (у, /?)8Ве То же 0,024 7,03-1015 60 сут
La 4- Be 9Ве (у, /г) 8Вс » 0,62 0,111-1015 1,67 сут
Ra 4- Be 9Ве (у, гг) 8Ве » 0,60 1,11-1018 1620 лет
MsTh 4 - Be 9Ве (у, п) 8Ве » 0,827 1,3-1015 6,7 года
MsTh 4- D 2Н (у, /г)'Н » 0,197 3,52- 1018 6,7 года
источников выход сопровождающего гамма-излучения иа че-
тыре порядка ниже, чем у радий-бериллиевых. С этой точки
зрения еще более перспективно применение плутониевых источ-
ников, у которых гамма-фон практически отсутствует.
Ампульные нейтронные источники имеют и другие недо-
статки, снижающие эффективность радиометрических исследова-
ний скважин: опасность облучения обслуживающего персонала,
немонохроматичиость энергетического спектра и относительно
малая энергия испускаемых нейтронов, изменение выхода
нейтронов во времени вследствие радиоактивных препара-
тов, трудность создания в скважине нестационарных нейтрон-
ных полей. От большей части перечисленных недостатков сво-
бодны скважинные генераторы нейтронов, которые применя-
ются в геофизике в качестве источников быстрых нейтронов.
В скважинных генераторах нейтронов используются ядерные
реакции, возникающие при бомбардировке мишени, которая
представляет собой один из легких элементов (дейтерий, берил-
лий н др.), потоком быстрых дейтронов d, получаемых иониза-
цией газообразного водорода 2Н и ускоренных в нейтронной
трубке. Чаще всего используют реакции d+3H—>4Нс +
+ 17,588 МэВ или ^-{-2Н->-3Не+ J/z + 3,266 МэВ. При этом по-
лучается почти моноэнергетнческий спектр с энергией нейтро-
нов 14,1 МэВ в первом случае и 2,45 МэВ — во втором. Пре-
имущественное применение нашли скважинные генераторы
нейтронов 3H(d, /г)4Не. Достижимая мощность генераторов
нейтронов составляет 107—1010 пейтр./с. Генераторы нейтронов
могут работать в непрерывном и импульсном режимах.
§ 39. КЛАССИФИКАЦИЯ
РАДИОАКТИВНЫХ МЕТОДОВ
По виду первичного (возмущающего) радиоактивного излу-
чения все радиоактивные методы подразделяются па две боль-
шие группы: гамма-методы и нейтронные методы (табл. 4).
В первую группу входят методы естественного гамма-поля и ис-
кусственного стационарного или переменного (импульсного)
гамма-поля (ИГГМ). Нейтронные методы изучают искусствен-
ные нейтронные поля и по частоте возмущающего поля делятся
на методы стационарного нейтронного поля и методы перемен-
ного (импульсного) нейтронного поля. Метод меченых атомов
(ММА) может быть отнесен к обеим группам в зависимости от
применяемой модификации.
Кроме основных методов радиометрии скважни, основанных
на регистрации интегральной интенсивности гамма-излучения
или нейтронного излучения, широко используются их спектраль-
ные модификации, с помощью которых исследуются нс только
интенсивность излучения, но и его энергетический спектр —
спектрометрия естественного, нейтронного и рассеянного гамма-
излучения.
172
Т а б л и и а 4
Классификация методов радиометрии скважин
Гамма-методы
Нейтронные методы
естественного
гамма-поля
искусственного гамма-поля
стационарного нейтронного поля
переменного (импульсного) нейтронного поля
Метод естествен-
ной гамма-актив-
ности горных по-
род (ГМ)
Спектральный
гамма-метод
(ГМ-С)
Методы рассеянного гамма-излу-
чения (ГГМ):
плотностной (ГГМ-П),
мягкой компоненты (ГГМ-М),
селективный (ГГМ-С), спект-
ральный селективный гамма-
гамма-метод (ГГМ-СС),
рентгенорадиометрический ме-
тод (PPM),
гамма-нейтронный метод
(ГНМ)-метод индикации радио-
активными изотопами (МхМА-И),
гамма-гамма-метод просвечива-
ния импульсный гамма-гамма-
метод, (ЙГГМ) (в стадии разра-
ботки)
Метод плотности надтепловых
нейтронов (ННМ-НТ)
ЛАетод плотности тепловых
нейтронов (ННМ-Т)
Нейтронный гамма-метод
(НГМ)
Спектрометрический нейтрон-
ный гамма-метод (НГМ-С)
Метод наведенной активности
(МНА)
Импульсный нейтрон-нейтронный метод
по надтепловым нейтронам (ИННМ-НГ)
Импульсный нейтрон-нейтронный метод
по тепловым нейтронам (ИННМ-Т)
Импульсный нейтронный гамма-метод
(И НГМ)
Спектрометрический импульсный нейт-
ронный гамма-метод (ИНГМ-С)
Импульсный метод гамма-излучения не-
упругого рассеяния нейтронов (ИНГРМ)
Спектрометрический импульсный метод
гамма-излучения неупругого рассеяния
нейтронов (ИНГРМ-С)
Импульсный нейтронный гамма-метод на-
веденной активности (ИНГМ-НА)
Импульсный нейтрон-нейтронный метод
резонансного поглощения тепловых нейт-
ронов (ИННМП-Т)
Метод меченых атомов (ЛАМА)
Целесообразность применения каждого метода и его моди-
фикации вытекает из конкретных решаемых геологических
задач и геологических особенностей месторождения.
Глава X
МЕТОДЫ ЕСТЕСТВЕННОЙ ГАММА-АКТИВНОСТИ
ГОРНЫХ ПОРОД
§ 40. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДОВ
ЕСТЕСТВЕННОГО РАДИОАКТИВНОГО ПОЛЯ
Из методов, основанных на изучении естественного радиоак-
тивного поля, получили распространение гамма-метод (ГМ) и
спектральный гамма-метод (ГМ-С). Применение этих методов
для изучения геологических разрезов скважин базируется на
дифференциации горных пород и полезных ископаемых по их
естественной гамма-активности. Сущность ГМ и ГМ-С заклю-
чается в изучении естественного гамма-поля по стволу сква-
жины путем регистрации интегральной и дифференциальной ин-
тенсивности гамма-излучения, возникающего при самопро-
извольном распаде радиоактивных элементов в горных по-
родах.
Таким образом, предмет исследования в естественных гам-
ма-методах — естественная радиоактивность горных пород,
вскрытых скважиной. Остальные составляющие общей радио-
активности, регистрируемой в скважине, являются помехами
и в общем случае связаны с фоновыми значениями гамма-излу-
чения промывочной жидкости, обсадной колонны и цементного
камня.
Естественная радиоактивность горных пород в основном
обусловлена присутствием в них естественных радиоактивных
238 г 1 226п
элементов — урана и продукта его распада радия ssKa,
тория 9oTh и радиоактивного изотопа калия ЙК. Остальные
радиоактивные элементы (рубидий 3?Rb, самарий ^Sm, лан-
тан wLa, лютеций ’JiLu и др.) характеризуются большими
периодами полураспада и малыми концентрациями в горных
породах, поэтому заметного вклада в суммарную естественную
радиоактивность не вносят.
Содержание урана, тория и калия определяется физико-хи-
мической обстановкой, в которой формировались горные по-
роды, а также вторичными процессами выщелачивания и пере-
носа изотопов. Так, наиболее высокой радиоактивностью отли-
чаются магматические породы, самой низкой — осадочные,
промежуточной — метаморфические. Содержание радиоактив-
ных элементов в магматических породах закономерно связано
с количеством кремнекислоты (основностью). Наиболее радио-
активны кислые разности пород, минимальная радиоактивность
174
у ультраосновных пород. Колебания концентрации некоторых
радиоактивных элементов в магматических породах могут до-
стигать двух-трех порядков. Радиоактивность осадочных пород
в первую очередь определяется радиоактивностью породообра-
зующих минералов.
Все породообразующие минералы по радиоактивности
(в расп./с-г) разбиты на четыре класса: 1) низкой радиоактив-
ности [(0,037—0,555) 104], основные породообразующие мине-
ралы — кварц, кальцит, доломит, сидерит, ангидрит, гипс, ка-
менная соль; 2) средней радиоактивности [(0,388—8,5) 104],по-
родообразующие минералы — лимонит, магнетит, турмалин, ко-
рунд, роговая обманка, барит; 3) повышенной радиоактивности
[(5,55—37) 104], породообразующие минералы — глины, слюды,
полевые шпаты, калийные соли; 4) высокой радиоактивности
[(0,037—37) • 107], породообразующие минералы — циркон, ор-
тит, монацит.
Породообразующие минералы обусловливают радиоактив-
ность осадочных горных пород. Среди осадочных пород пони-
женной радиоактивностью [3,7(103—102) расп./с-г] характери-
зуются хемогениые отложения (ангидриты, гипсы, каменная
соль), а также чистые пески, песчаники, известняки и доло-
миты. Максимальной радиоактивностью [(3,7—5,55) 105 расп./
с • г] обладают глины, глинистые и битуминозные сланцы, фос-
фориты, а также калийные соли. Радиоактивность других оса-
дочных пород находится в прямой зависимости от степени их
заглинизированности, а карбонатных отложений — от содержа-
ния терригенного материала (нерастворимого осадка). За-
глинизированные пески, песчаники, известняки и доломиты,
а также алевролиты и мергели характеризуются значениями ра-
диоактивности, промежуточными между радиоактивностью чи-
стых пород и глии. Радиоактивность карбонатных отложений,
как правило, ниже и изменяется в меньших пределах, чем у пес-
чано-глинистых пород.
Высокоактивные разности встречаются и среди чистых пес-
ков, песчаников и известняков, если они обогащены монацито-
выми, карнотитовыми, глауконитовыми и другими уранонос-
иыми или полевошпатовыми минералами. В ряде случаев ра-
диоактивность горных пород повышается за счет насыщения их
пластовыми водами, обогащенными ураном и радием. Концен-
трация урана и тория в пластовых водах в 103—104 раз меньше,
чем в изверженных горных породах, и их радиоактивность со-
ставляет около 1,11-104 расп./с-г. Однако в замкнутых водое-
мах при дефиците атмосферных осадков радиоактивность вод
может достигать 3,7• 105 расп./с-г. Таким образом, пластовая
вода в общем случае не может оказать заметного влияния на
естественную радиоактивность горных пород, которая в основ-
ном зависит только от минерального состава скелета и цемента
пород.
175
§41. ГАММА-МЕТОД
Естественная радиоактивность горных пород в скважине из-
меряется специальным измерительным прибором — скважин-
ным радиометром. Скважинный радиометр перемещается по
стволу скважины обычно снизу вверх, как в большинстве гео-
физических методов исследования скважин, регистрируя изме-
нение радиоактивности горных пород, слагающих разрез сква-
жины. При этом индикатор гамма-излучения в общем случае
регистрирует интенсивность гамма-поля /?рег, обусловленную
радиоактивностью горных пород, против которых находится ра-
диометр, промывочной жидкости, стальной колонны и цемента.
Выражая эти составляющие через их интенсивности гамма-из-
лучения, можно записать
^7 реч = ^1/7 п ^2^7 р ^3‘v к “Ь &4*7 ц>
где /?1, /?2, и /с4— эффективности индикатора для спектров
энергий гамма-излучения соответственно горной породы, про-
мывочной жидкости, колонны и цемента. Так как интенсивность
гамма-излучений промывочной жидкости, стальной колонны и
цемента небольшая и изменяется в нешироких пределах по
сравнению с интенсивностью гамма-излучения горных пород, то
в общем случае регистрируемая интенсивность естественной
гамма-активности прямо пропорциональна радиоактивности гор-
ных пород, пройденных скважиной.
Аппаратура и методика исследований ГМ
Для исследования разрезов скважин методами радиометрии
применяется одноканальная и двухкапальная аппаратура. Двух-
капальиая аппаратура позволяет регистрировать одновременно
по две кривые — ГМ и НГМ, ГМ и ННМ-Т или ГМ и ННМ-НТ,
однокапальная — только кривую гамма-метода.
Одноканальная аппаратура гамма-метода (ГМ) состоит из
скважинного прибора, соединенного через электрическую линию
геофизического кабеля с наземной панелью и источником пита-
ния (рис. <85).
Электронная схема скважинного прибора находится в сталь-
ной гильзе. Источником высокого напряжения служит высоко-
вольтный генератор, который состоит из электронного генера-
тора, повышающего трансформатора, выпрямителя и стабили-
затора. Стабилизированное высокое напряжение постоянного
тока подастся на индикатор.
Импульсы тока, возникающие в датчике при регистрации
гамма-квантов, подаются па выходной усилитель и формиро-
ватель, позволяющие повысить их уровень до величины, обеспе-
чивающей возможность падежной передачи по линии кабеля
к наземной наполи. Передача импульсов от скважинного при-
бора па вход наземной панели и питание электронной схемы
нп
ик
РП
ФЭУ
си,
Щ и п
напряже-
кабеля;
панель:
тока; R —
регулировки тока
Рис. 85. Блок-схема од-
покапальпой аппара-
туры гамма-метода со
сц инти л л я ци о ш 1 и м счет-
чиком.
СП — скважинный прибор;
И — сцинтилляционный ин-
дикатор гамма-квантов,
Сц — сцинтиллятор; ФЭУ —
.ктронпый умножи-
ДН — делитель па-
ВУ — входной
УМ — усилитель
Тр — выходной
эг
_УМ1
ВУ
тель;
пряжения;
усилитель;
мощности;
трансформатор; Эг — элек-
тронный генератор; Вп —
выпрямитель высокого на-
пряжения; Ст-
затор высокого
имя; ЛК — линия
НП — наземная
ИТ — источник
резистор
питания
ВУ — входной усилитель;
Дс — дискриминатор; Ф —
формирователь импульсов:
ВС.— выходная ступень;
И К — интегрирующий кон-
тур; Кл—калибратор;
СУ — счетное устройство:
РП — регистри р у ю
скважинного прибора осуществляются по одной и той же линии
кабеля. Для разделения импульсов и постоянного тока питания
скважинного прибора используются фильтры.
Импульсы, пришедшие по кабелю до наземной панели и от-
фильтрованные, дополнительно усиливаются и подаются на
дискриминатор, который из поступающих и усиленных импуль-
сов отбирает лишь те, амплитуда которых превышает заданное
значение порога срабатывания дискриминатора. Регулирование
уровня дискриминации сигналов обеспечивает регистрацию
гамма-квантов от какой-то выбранной энергии и выше.
Отобранные дискриминатором импульсы поступают на фор-
мирователь, где они стандартизуются по амплитуде и длитель-
ности, а затем подаются на интегрирующий контур. Интегри-
рующий контур преобразует последовательные импульсы тока,
пропорциональные скорости счета, в постоянный ток, который
фиксируется регистрирующим прибором. Предусматривается
также возможность вести счет числа импульсов электромеха-
ническим счетчиком или декатронами.
В наземной радиометрической панели имеется калибра-
тор — устройство, позволяющее подавать на вход измеритель-
ного канала панели импульсы с заданной скоростью счета. Ка-
либратор используется для установления масштаба записи
кривой ГМ (в импульсах в минуту на сантиметр шкалы или
в других единицах).
В скважинной аппаратуре в качестве датчиков могут быть
использованы газоразрядные, сцинтилляционные и полупровод-
никовые счетчики.
Газоразрядные счетчики. Газоразрядный счетчик представ-
ляет собой газонаполненный прибор, поставленный в режим ра-
боты и обеспечивающий регистрацию интенсивности ядерных
частиц по возникновению газового разряда. Газовым раз-
рядом называют явление протекания ионизационного тока
через газы.
Газоразрядный счетчик — это своеобразный конденсатор.
Одним электродом (анодом) в нем служит тонкая нить из
вольфрама, железа или другого металла диаметром 0,1—0,5 мм,
натянутая вдоль оси стеклянного цилиндра диаметром 1—3 см,
вторым электродом (катодом) является внутреннее металличе-
ское покрытие этого цилиндра (рис. 86). Роль диэлектрика вы-
полняет смесь газов, заполняющая под давлением 1,33- 104 Па
Рис. 86. Принципиальная схема устройства и включения газоразрядных
счетчиков.
/ — стеклянный баллон; 2 — металлический цилиндр или металлическое покрытие (ка-
тод); J —нить (анод); 4 —- контакты и изоляторы. С — емкость; /<*—сопротивление;
ИТ — источник постоянного тока
178
пространство между электродами. К
электродам приложена достаточно высо-
кая разность потенциалов электриче-
ского поля.
Образование ионов и электронов в
заполняющем газе происходит под дей-
ствием попавших в счетчик движущихся
ядерных частиц или квантов электромаг-
нитных излучений. В общем случае ве-
личина тока в газе, хотя и зависит от
приложенного к счетчику напряжения
(рис. 87), но нс пропорциональна ему.
Рис. 87. Графики зави-
симости амплитуды им-
пульса I в 1'азоразряд-
ных счетчиках от вели-
чины приложенного
напряжения.
1 — для альфа-частицы; 2 —
для бета-частицы
Сложная зависимость силы тока от на-
пряжения связана с особенностью физи-
ческих процессов, протекающих в газе
при движении ионов в межэлектродном
пространстве.
На графике зависимости силы тока
в газе от приложенного напряжения
(вольтамперная характеристика) в газо-
разрядном счетчике выделяют шесть об
ластей (см. рис. 87):
/ — действия закона Ома, II— ионизационной камеры (тока
насыщения), III — ^пропорциональности, IV — ограниченной
пропорциональности, V — Гейгера—Мюллера, VI — самостоя-
тельных разрядов (непрерывного счета). Областью Гейгера —
Мюллера называется область, где импульс тока на выходе ин-
дикатора зависит лишь от напряжения на нем, но не зависит
от первичного заряда.
Для регистрации гамма-квантов в радиометрии скважин ис-
пользуют газоразрядные счетчики, работающие в области Гей-
гера — Мюллера, не чувствительной к интенсивности первичной
ионизации исследуемых частиц. Счетчики, работающие в таком
режиме, называются счетчиками Гейгера — Мюллера. Их осо-
бенностью является большая величина выходного сигнала, до-
стигающая единиц и даже первых десятков вольт, и, как след-
ствие, простота последующей измерительной схемы аппара-
туры.
В области Гейгера — Мюллера напряжение на электродах
не так велико, чтобы происходил разряд самостоятельно. Необ-
ходим внешний ионизатор — воздействие реактивного излуче-
ния (гамма-кванта), создающего первичную ионизацию (хотя
бы одну пару ионов), из которых развивается первая лавина
ионов — начало непрерывного (сплошного) разряда. Самостоя-
тельный разряд поддерживается в счетчике Гейгера—Мюл-
лера следующими двумя процессами: 1) молекулы, возбуж-
денные соударениями, освобождаются от избыточной энергии,
испуская фотоны ультрафиолетового излучения, и переходят
в нормальное состояние; фотоны поглощаются практически по
всей поверхности катода и благодаря фотоэффекту вырывают
179
из него электроны, которые, в свою очередь, создают за счет
ударной ионизации новые лавины ионов уже во всем межэлск-
тродном пространстве счетчика; 2) положительные ионы при
таких высоких напряжениях приобретают настолько большую
кинетическую энергию, что выбивают из катода свободные элек-
троны. Коэффициент газового усиления1 * * в счетчиках Гейгера —
Мюллера достигает 108—109, увеличиваясь с повышением на-
пряжения питания электродов.
Ионизирующая частица, попадая в счетчик режима непре-
рывного разряда, не может заметно изменить силу тока и, сле-
довательно, не будет зарегистрирована, поэтому необходимо ав-
томатически гасить разряд в счетчике, т. е. подготовить его к ре-
гистрации повой частицы.
Существуют два основных способа гашения разряда: 1) с при-
менением гасящих радиотехнических схем; 2) с заполнением
счетчиков подобранными смесями газов. В соответствии с этим
в первом случае счетчики называются н с с а м о г а с я щ и м и с я,
во втором — с а м о г а с я щ и м и с я.
В аппаратуре, применяющейся для радиометрии скважни,
используются самогасящиеся счетчики, которые обладают ря-
дом преимуществ (быстрота действия, упрощенная схема вклю-
чения и др.). Чтобы сделать счетчик самогасящимся, следует
устранить вырывание электронов из катода при поглощении им
ультрафиолетового излучения, так как вырывание является
главной причиной образования непрерывного разряда. Для
этого к обычному наполнителю — одноатомному газу (напри-
мер, аргону) следует добавить до 10 % газа или паров много-
атомных молекул некоторых веществ (этиловый спирт, метан,
пентан, хлор и др.). Образующиеся фотоны будут полностью
поглощаться многоатомными молекулами иа расстоянии 1 —
2 мм от места их возникновения и не смогут поэтому долететь
до катода и вызвать заметный фотоэффект. При этом много-
атомные молекулы либо ионизируются, либо распадаются на
нейтральные части. Вместе с тем многоатомные молекулы об-
ладают связанными электронами и легко отдают их положи-
тельным ионам аргона при столкновениях, и к катоду подходят
лишь тяжелые, с малой кинетической энергией положительные
ионы многоатомных органических молекул, которые там ней-
трализуются.
Отечественная промышленность выпускает высоковольтные
газоразрядные счетчики, наполненные аргоном или пеоном
с теми или иными примесями многоатомных газов (изопентан).
Материал катода зависит от конкретной задачи: для регист-
рации мягкого гамма-излучения лучше применять счетчики
1 Отношение полного числа попов, пришедших к аподу счетчика, к числу
первичных ионов, созданных ионизирующей частицей, получило название
коэффициента газового усиления.
180
типа ВС с вольфрамовым катодом, жесткого гамма-излучения—
счетчики типа jMC, ГС с медным и графитовым катодами.
Основные преимущества газоразрядных счетчиков: 1) ста-
бильность работы в большом диапазоне изменения темпера-
туры (от —55 до д-300 °C); 2) необязательность постоянства
напряжения питания; 3) повышенная чувствительность к жест-
кому гамма-излучению при решении некоторых геолого-промыс-
ловых задач.
К недостаткам газоразрядных счетчиков относятся: 1) высо-
кое рабочее напряжение питания (700—1600 В); 2) ограничен-
ный срок службы вследствие диссоциации многоатомных моле-
кул; 3) низкая максимальная скорость Счета.
В этом отношении счетчики с галогенным заполнителем
(неон с небольшой добавкой аргона и одного из галогенов —
хлора или брома — до 5 %) выгодно отличаются от высоко-
вольтных. Они не боятся перегрузки, имеют высокую скорость
счета (до 105 имп/мип), практически неограниченный срок
службы, низкое рабочее напряжение (360—400 В). Недостат-
ком их являются значительный наклон рабочего плато (около
0,125 % на 1 В) и большое время развития разряда (порядка
10-5 с).
Сцинтилляционные счетчики. Сцинтилляционный счетчик
(рис. 88) имеет два основных элемента: сцинтиллятор, реаги-
рующий на ядерное излучение вспышки света, и фотоэлектрон-
ный умножитель (ФЭУ), преобразующий эти слабые вспышки
света в электрические импульсы и усиливающий последние
в миллионы раз.
Сцинтилляторы (люминофоры) работают следующим
образом. Гамма-квант, попадая в сцинтиллятор, взаимодей-
ствует с его атомами (фотоэффект и комптопэффект, образова-
ние электронно-позитронных пар), что приводит к возникно-
вению свободных зарядов (электронов и позитронов). Этим
Рис. 88. Принципиальная схема сцинтилляций иного счетчика.
1 — сцинтиллятор (люминофор); 2 — отражатель; 3 — ФЭУ; 4 — фотокатод;
5 — фокусирующий динод; 6 — диноды; 7 — собирающий электрод (анод); 8 —
делитель напряжения
181
зарядам передается либо вся энергия кванта (фотоэффект),
либо часть ее (комптоп-эффект, образование пар). Энергия сво-
бодных зарядов расходуется на ионизацию и возбуждение ато-
мов сцинтиллятора. При переходе из возбужденного состояния
в основное атомы сцинтиллятора теряют энергию, полученную
при возбуждении, в виде электромагнитных колебаний (свето-
вых фотонов) — люминесценции.
Различают два вида люминесценции: флуоресценцию,
когда свечение атома происходит почти мгновенно после воз-
буждения (10-9—10-7 с) , и ф о с ф о р о с це н цп ю, когда воз-
бужденные молекулы находятся в мстастабильиом состоянии
неопределенное время. Для сцинтилляционных счетчиков при-
годны люминофоры, обладающие флуоресценцией, т. е. корот-
ким временем высвечивания.
Образовавшиеся фотоны света в результате взаимодействия
ядерных частиц или гамма-квантов со сцинтиллятором разлета-
ются во все стороны, частично поглощаясь в толще кристалла
сцинтиллятора. В связи с этим только часть фотонов попадает
па фотоумножитель, и форма спектра световых фотонов, выхо-
дящих из сцинтиллятора, отличается от формы спектра обра-
зующих фотонов. Для увеличения числа фотонов, достигающих
катода, стенки сцинтиллятора, кроме той, которая контакти-
рует с фотокатодом, покрываются фотоотражающим слоем.
Хорошие результаты можно получить, поместив кристалл
сцинтиллятора в порошок магнезии. Важной особенностью сцин-
тилляторов является также линейная зависимость их эффек-
тивности от энергии исследуемых частиц, что позволяет приме-
нять их также при спектроскопических исследованиях естест-
венного и искусственного гамма-излучения.
Из многочисленных сцинтилляторов наиболее часто приме-
няются монокристаллы йодистого натрия Nal (Т1), йодистого
калия KI (Т1), йодистого цезия CsI (Т1), активированные тал-
лием Т1 с целью создания в решетках неорганических кристал-
лов дополнительных центров люминесценции, а также пласт-
массовые сцинтилляторы. При радиометрии скважин для
регистрации гамма-излучения чаще всего используются моно-
кристаллы Nal (Т1), которые характеризуются наиболее высо-
кой эффективностью счета. Их основной недостаток — высокая
гигроскопичность. В случае попадания в кристалл влаги он мут-
неет и, следовательно, его эксплуатационные характеристики
снижаются. От этого недостатка свободны кристаллы CsI (Т1),
однако они отличаются меньшей, чем у кристаллов Nal (Т1),
разрешающей способностью и пониженным световым выходом.
Кристаллы KI (Т1) из-за повышенного собственного фона
гамма-излучения, обусловленного присутствием в них изотопа
40К, при радиометрических исследованиях скважин применяются
редко.
Пластмассовые люминофоры типа Р-терфинила можно изго-
товить сколь угодно больших объемов, но они имеют низкую
182
плотность и малый средний атомный номер, а следовательно,
пониженную эффективность.
Фотоэлектрический умножитель — устройство
(см. рис. 88), соединяющее в себе фотоэлемент и электронный
усилитель, действие которого основано на явлении вторичной
электронной эмиссии. Фотоны из сцинтиллятора попадают на
фотокатод ФЭУ.
Электроны, вылетающие из фотокатода, ускоряются элек-
трическим полем и через диафрагму устремляются на первый
электрод (динод) умножителя. Вследствие вторичной эмиссии
каждый упавший электрон выбивает из диода несколько вто-
ричных электронов, число которых зависит от приложенной
между электродами разности потенциалов. Эти электроны, на-
ходясь в поле притяжения второго динода, также ускоряются
и вызывают вторичную электронную эмиссию на следующем ди-
ноде. Таким образом, происходит скачкообразное увеличение
числа электронов на каждом диноде фотоэлектрического умно-
жителя. Последним электродом в этой цепи служит анод, ко-
торый для устранения ненужной теперь вторичной эмиссии
электронов иногда выполняется в виде сетки и окружается эк-
раном, соединенным с предпоследним электродом. Число дино-
дов определяет полное усиление электронов фотоумножителя
и у современных фотоумножителей колеблется от 8 до 14.
Разрешающее время сцинтилляционных счетчиков зависит
от длительности сцинтилляции, а также разброса времен про-
лета электронных групп через умножитель и составляет
до 10-9 с.
В зависимости от назначения фотоумножители можно под-
разделять на две группы: 1) фотоумножители для интеграль-
ного счета сцинтилляций с целью определения ядерных частиц
или гамма-квантов; 2) спектрометрические фотоумножители
для амплитудного анализа импульсов сцинтилляций с целью
определения энергии гамма-квантов.
К фотоумножителям первой группы предъявляются следую-
щие требования: достаточно высокая чувствительность фотока-
тода, большая величина отношения сигнал/шум и малое разре-
шающее время. Спектрометрические фотоумножители должны
обладать хорошим амплитудным разрешением и стабильностью
работы во времени.
Основные преимущества сцинтилляционных счетчиков:
1) высокая чувствительность (эффективность), в том числе
к гамма-лучам; 2) большая разрешающая способность (тСч~
^Ю-9 с); 3) способность различать частицы по их энергии и из-
мерять ее, т. е. проводить спектрометрию радиоактивных излу-
чений. Таким образом, сцинтилляционные счетчики, соединяя
в себе положительные качества пропорционального счетчика и
счетчика Гейгера — Мюллера, обладают более высокими эф-
фективностью и разрешающей способностью.
183
Недостатки сцинтилляционных счетчиков: 1) высокая чув-
ствительность к изменению температуры окружающей среды;
2) повышенные требования к стабильности питающего напря-
жения; 3) большой разброс параметров фотоумножителей и из-
менение характеристик и параметров фотоумножителей в про-
цессе их работы.
Полупроводниковые счетчики. В последнее время для ре-
гистрации гамма-квантов начинают применять полупроводнико-
вые счетчики, в которых используется свойство детекторов—од-
носторонняя проводимость электрического тока. Для этого
создают некоторый слой, называемый р—«-переходом и обла-
дающий высоким удельным сопротивлением. Две пластинки по-
лупроводника, одна с электронной проводимостью, а другая —
с дырочной, приводят в тесное соприкосновение. В местах их
соприкосновения происходит диффузия электронов, которая
нейтрализует часть дырок в топком граничном слое с дырочной
проводимостью, и этот слой заряжается отрицательно. Анало-
гично топкий граничный слой с электронной проводимостью за-
ряжается положительно. В результате создается переход р—п,
препятствующий дальнейшей диффузии носителей заряда. Та-
кой переход р—п обладает свойствами детектора. Если пла-
стинку с электронной проводимостью присоединить к катоду,
а пластинку с дырочной проводимостью — к аноду, то через пе-
реход течет ток. При обратной полярности толщина перехода
р—п растет, и система не проводит тока.
При прохождении ионизирующей частицы через чувстви-
тельный слой в нем происходит ионизация и образуются сво-
бодные носители заряда, которые под действием электрического
ноля дрейфуют к соответствующим электродам, т. с. появляется
импульс электрического тока.
Для регистрации гамма-квантов необходимы полупроводни-
ковые счетчики с большой толщиной чувствительного (запор-
ного) слоя. Это достигается внедрением лития, обладающего
высоким коэффициентом диффузии, в один из торцов полупро-
водника с дырочной проводимостью. В результате получается
трехслойный детектор с р—i—«-переходом (рис. 89). В слое р,
куда по проникали атомы лития, сохраняется дырочная прово-
димость. Тонкий слой п, в котором преобладает «донор» (ли-
тий), приобретает электронную проводимость. В промежуточ-
ном слое i концентрации «допоров» и акцепторов равны. Этот
слой по имеет примесной проводимости и обладает высоким
удельным сопротивлением. Толщину i-слоя в отдельных случаях
удается довести до 8 мм, что достаточно для получения хоро-
шего энергетического разрешения и неплохой эффективности
(до 10 %) полупроводникового счетчика гамма-квантов.
Полупроводниковые детекторы отличаются экономичностью
питания, компактностью, нечувствительностью к магнитному
полю (в отличие от ФЭУ), а также амплитудным разрешением,
в 20—30 раз лучшим, чем у сцинтилляционных счетчиков. Од-
184
Рис. 89. Схема полупроводни-
кового детектора
пако их применение ограничивается сравнительно небольшими
размерами полупроводниковых детекторов и нестабильной ра-
ботой при повышенных температурах.
Стандартизация и калибровка аппаратуры. В гамма-методе
переход от результатов скважинных измерений гамма-излуче-
ния горных пород к оценке их радиоактивности осуществляется
с использованием градуировочных зависимостей, полученных
с использованием эталонных источников гамма-излучения.
Интенсивность гамма-излучения, измеряемая в скважинах,
зависит от интегральной чувствительности детекторов, линейно-
сти шкал пишущего устройства, начального порога регистрации
гамма-квантов, величины фонового излучения и других факто-
ров даже при работе с однотипными приборами с одинаковыми
датчиками и тем более с различными радиометрами и детек-
торами.
Для исключения или уменьшения влияния указанных фак-
торов и обеспечения возможности сопоставления результатов,
полученных различными радиометрами, измерения естествен-
ной гамма-активности горных пород, слагающих разрезы сква-
жин, должны проводиться стандартизованной и калиброванной
аппаратурой.
Стандартизация измерительной аппаратуры предусматри-
вает разделение аппаратуры на типы по чувствительности ее
к гамма-излучению, проверку соответствия каждого экземпляра
радиометра данного типа эталонному прибору, для которого по-
лучена градуировочная зависимость результатов измерения ГМ
от исследуемой гамма-активности горных пород. При этом вно-
сят необходимые коррективы в аппаратуру в случае устрани-
мого несоответствия, проверяют правильность корректировки и
при положительных результатах получают поправочные коэф-
фициенты или зависимости, стандартизирующие показания дан-
ного экземпляра аппаратуры.
Стандартизация проводится перед использованием каждого
радиометра и повторяется ежегодно, а также после каждого ре-
монта радиометра, поскольку замена отдельных элементов пли
узлов схемы может вызвать нарушение стандартизации.
В настоящее время широко применяются два способа стан-
дартизации аппаратуры ГМ: способ радиевых эталонов и спо-
соб эталонных скважин.
Способ радиевых эталонов. Для стандартизации
аппаратуры ГМ необходим набор сред (не менее 5) различной
мощности экспозиционной дозы поглощения гамма-излучения,
который охватывает весь диапазон изменения радиоактивности
горных пород, слагающих разрез скважины.
185
Перед стандартизацией аппаратуру тщательно проверяют и
регулируют, устанавливают масштаб записи в имп/мин • см. На
специальной площадке эталонный и стандартизуемый прибор
располагают на высоте не менее 2 м канала ГМ от поверхности
земли и на расстоянии 4 м от посторонних предметов. От сере-
дины детектора ГМ горизонтально протягивают трос для под-
вески источника гамма-излучения. Измерения интенсивности
гамма-излучения Iv проводят не менее чем в шести положениях
при расстоянии г источника от индикатора 0,5—4 м; кроме того,
регистрируют без источника натуральный фон гамма-излучения
1^. В каждом положении источника ведется запись величины
не менее 1,0—1,5 мин при максимальной постоянной времени
интегрирующей ячейки тя. После этого устанавливают зависи-
мость между показаниями стандартизуемого и эталон-
ного приборов путем сопоставления их показаний (в имп/мии)
при одних и тех же г. Пользуясь этой зависимостью, показания
стандартизуемого прибора приводят к масштабу градуировоч-
ной зависимости, полученной эталонным прибором.
В случае использования эталонного радиевого источника
гамма-излучения стандартизация является градуированием ап-
паратуры ГМ. В результате градуирования определяют пере-
ходные коэффициенты Ку между интенсивностью счета и экс-
позиционной дозой поглощения гамма-излучения для эталон-
ного и стандартизуемого прибора по формуле
Ку = А/?/Д а,
где Д/? — разность между двумя интенсивностями (в имп/мии);
Да — разность между соответствующими мощностями дозы
(в А/кг). Мощности дозы гамма-излучения при градуировании
задаются равными (35,83; 71,66; 114,65; 143,32; 214,98; 358,3;
501,62; 716,6) 10-14 А/кг. Для создания этих мощностей дозы по-
глощения гамма-излучения расстояния г от центра детектора
до эталона рассчитываются по формуле
r = VA/a, (114)
где А —840 ар— мощности дозы па расстоянии 1 м (ар—актив-
ность эталона); а — заданная мощность дозы (в А/кг).
По полученным значениям зарегистрированных для каж-
дого положения эталонного гамма-источника строят градуиро-
вочные графики, представляющие собой зависимости величины
интенсивности от задаваемых мощностей экспозиционной дозы
поглощения гамма-излучения (рис. 90). Для определения нату-
рального фона гамма-излучения градуировочную кривую
экстраполируют до пересечения с осью мощностей дозы и затем
шкалу мощностей дозы смещают влево на величину натураль-
ного фона 7?ф. Затем по градуировочному графику определяют
пересчетный коэффициент
Однако регистрируемая аппаратурой гамма-метода естест-
венная радиоактивность горных пород зависит по только от ин-
186
тенсивности гамма-излучения
по стволу скважины, но и от
его энергетического (спектра-
льного) состава, а также от
интенсивности и энергии соб-
ственного гамма-излучения ра-
диометра. Энергетический
спектр гамма-излучения эта-
лонных источников отличается
от энергетического состава
гамма-излучения в скважине,
поэтому показания радио-
метра в единицах интенсивно-
сти излучения, полученные
при градуировании способом
радиевых эталонов, приводят
к существенным погрешностям
|| । । I I_______।____
О 71,66 №2 2,1^98 286,6^ • 1О~^1г,А/к Г
Рис. 90. Эталонировочный график
одноканальной аппаратуры гамма-
метода.
I — отклонение регистратора
скважинах.
изменения гамма-излучения в
скважине. Этот недостаток мо-
жно устранить с помощью
стандартизации радиометриче-
ской аппаратуры в эталонных
Способ эталонных скважин. Стандартизация аппа-
ратуры гамма-метода в эталонных скважинах, в которых раз-
рез отложений и условия измерения такие же, как и в иссле-
дуемых скважинах, сводит к минимуму или полностью ис-
ключает искажающие факторы: интегральную чувствительность
детектора, линейность шкал пишущего устройства, начальный
порог регистрации гамма-квантов, величину фонового излуче-
ния радиометра, индивидуальные особенности аппаратуры гам-
ма-метода и др.
В этом способе обсаженная скважина, вскрывшая разрез
отложений, по радиоактивности типичный для данного региона,
и обеспечивающая такие же условия измерения, как в иссле-
дуемых скважинах, закрепляется за геофизической организа-
цией для стандартизации радиометрической аппаратуры.
Сущность способа состоит в том, что кривые ГМ эталон-
ного и стандартизируемого приборов при различных условиях
их записи приводятся к условиям измерений в эталонной
скважине. Для этой цели в эталонной скважине измеряют ес-
тественную радиоактивность эталонным и стандартизуемым ра-
диометрами. На кривых гамма-метода выделяют пласты
мощностью более 2 м и для интенсивностей излучений Ivi, за-
регистрированных против них,
определяют среднее квадратиче-
ское отклонение:
где th — число значений Iyi в общем количестве интервалов
на которые разбивается разрез эталонной скважины.
187
принимается удвоенная вели-
За эталонную единицу, так называемую вероятную норма-
лизованную единицу ]Д/?|вер,
чина среднего квадратического отклонения о интенсивности I ?t-
зарегистрированная в эталонной среде, от ее среднего значения
Г?ср. Показания против исследуемых пластов 1ух перечисля-
ются в относительные единицы /тх/2о.
Если эталонные скважины пробурены с полным отбором
керна, который проанализирован в лабораторных условиях на
радиоактивность, то результаты проведенных измерений гамма-
методом можно выражать в единицах радиоактивности горных
пород. В этом случае стандартизация является градуированием
аппаратуры ГМ. Таким образом, появляется возможность ко-
личественно оценивать радиоактивность горных пород, вскры-
тых скважинами. Однако в способе эталонных скважин плохо
сопоставимы данные измерений аппаратурой, стандартизо-
ванной в разных скважинах, которые вскрыли разрез горных
пород с различной закономерностью изменения естественной ра-
диоактивности.
Калибровка аппаратуры ГМ осуществляется после ее стан-
дартизации, а также па скважине перед проведением и после
проведения исследований гамма-методом. Калибровка заклю-
чается в проверке соответствия чувствительности канала ГМ
к гамма-излучению, замеряемому в скважине, и от контроль-
ного гамма-источника, используемого при стандартизации пли
градуировании, т. с. в определении погрешностей измерений.
Для этой цели до и после исследования гамма-методом па сква-
жине проводят измерения интенсивности гамма-излучения кос-
мического фона и от контрольного гамма-источника, который
прикладывают к кожуху точно против детектора. Разность этих
интенсивностей не должна отличаться более чем на ±10% от
разности Д/г =/v—/7ф, полученной при стандартизации.
Методика проведения измерения ГМ. Получение качествен-
ных результатов исследований разрезов скважин гамма-мето-
дом решающим образом зависит от выбора методики измере-
ний. При выборе методики исходят из геолого-геофизических
условий, предполагаемой интенсивности гамма-излучения, мощ-
ностей пластов, имеющейся аппаратуры, требуемой точности из-
мерений и т. д.
Особое значение имеет выбор оптимальной скорости v пе-
ремещения скважинного радиометра и постоянной времени тя
интегратора. При слишком больших итя амплитуды аномалий
ГМ уменьшаются и становятся асимметричными, точки кривых,
соответствующие границам пластов, смещаются в сторону дви-
жения радиометра, фиктивная мощность пласта увеличивается,
нс исключен пропуск пластов малой мощности (рис. 91). Умень-
шение птя приводит к искажению кривых ГМ за счет статисти-
ческих флуктуаций, в результате чего они становятся слишком
изрезанными, отсутствует их повторяемость.
Оптимальное значение тя рассчитывают по формуле
188
скорость подъема
радиометра определяют
руководст-
что детек-
80
л
кривых против пластов
большой (а) и малой (б)
мощности.
Шифр Кривых в м/ч-с
тя= l/2s2/vcp,
где 8 — относительная статистическая
погрешность измерений, принимаемая
в нефтяных, газовых и рудных сква-
жинах при поисковых исследованиях
равной 0,05 и при детальных — 0,03,
в угольных скважинах — 0,1. Значе-
ние Тя для данного типа радиометра
устанавливают ближайшее к расчет-
ному.
Оптимальную
скважинного
по формуле ц == 1800Л/тял
вуясь при этом условием,
тор гамма-излучения должен нахо-
диться против пласта минимальной
мощности в течение времени Зтя. При
поисковых исследованиях нефтяных и
газовых скважин ц~300н-400 м/ч,
а Тя = 3н-6 с. При выборе масштаба записи кривых гамма-ме-
тода руководствуются следующим условием: обеспечить доста-
точную дифференциацию изучаемого разреза. Этому условию
для карбонатного разреза и полимиктовых песчаников соответ-
ствуют масштаб записи кривых ГМ 3,583 • 10~14 или 5,374Х
X ГО 14 А/кг-см, для песчано-глинистых пород при кварцевом
составе песчаников и карбонатных пород с гамма-активностью
глии более 71,66-10~14 А/кг—масштаб 7,166-10-14 А/кг-см
[20]. Если при таких масштабах вся кривая ГМ имеет большие
отклонения от нулевой линии, то часть регистрируемой интен-
сивности компенсируется компенсатором поляризации,
чтобы кривая ГМ укладывалась на рабочую часть регистра-
тора.
'Масштаб записи устанавливают регулированием отклонения
/ пишущего устройства от известного числа импульсов калибра-
тора ЛА и выбранного масштаба записи пу:
где р — пересчетный коэффициент, показывающий, сколько им-
пульсов в минуту соответствуют 7,166- 10~и А/кг.
/Масштаб глубин диаграмм ГМ устанавливают 1 : 500 или
1 : 200 при поисковых и 1 : 50 или 1 : 20 при детальных исследо-
ваниях. Выбор масштабов глубин и определение глубин при
применении гамма-метода производятся так же, как и при элек-
тро м ст р и и с к в а ж и н.
Кривые ГМ
Интерпретация диаграмм гамма-метода начинается с рас-
членения разреза и выделения пород различной радиоактивно-
сти. Поскольку величина радиоактивности пород осадочного
189
комплекса хорошо коррелируется с их глинистостью, то в пес-
чано-глинистом разрезе по диаграммам метода естественного
гамма-излучения можно выделять пласты с различным содер-
жанием глинистого материала.
Конфигурации кривых зарегистрированных радиометром
по стволу скважины, искажаются из-за наличия интегрирую-
щей ячейки, вызывающей инерционность аппаратуры. Вслед-
ствие этого кривые Iv иа диаграммах ГМ получаются асиммет-
ричными относительно середины пласта и сдвигаются по на-
правлению движения прибора, а максимальная интенсивность
занижается, особенно в пластах ограниченной мощности (см.
рис. 91).
Границы пласта повышенной радиоактивности можно опре-
делять с достаточной для практики точностью по точкам, соот-
ветствующим началу подъема кривой ГМ в подошве пласта и
началу ее спада в его кровле (рис. 92).
Зарегистрированные амплитуды гамма-излучения против пла-
стов ограниченной мощности исправляют за искажающее влия-
ние инерционности аппаратуры. С этой целью измеренное мак-
симальное значение естественного гамма-излучения против
пласта /?тах приводят к величине для пласта неограни-
ченной мощности, используя отношение
А 1 моо
ушах'
где vv — поправочный коэффициент за влияние ограниченной
мощности пласта; он находится в сложной зависимости от ско-
рости перемещения радиометра v по стволу скважины, постоян-
ной интегрирующей ячейки тя и мощности пласта /г.
Поскольку радиус исследования ГМ мал (около 40 см), то
/? зависит от диаметра скважины и положения прибора отно-
сительно стенки скважины, радиоактивности и плотности про-
мывочной жидкости, а в случае закрепленной скважины — от
толщины колонны и цементного камня.
Кривые гамма-метода, зарегистрированные в скважинах
с различными условиями измерений, несопоставимы и при ко-
личественной их интерпретации показания ГМ должны приво-
диться к стандартным скважинным условиям — отсутствие
влияния диаметра скважины (диаметр скважины равен диа-
метру скважинного радиометра), толщины стенок обсадной ко-
лонны и цементного камня. Приведенные к этим условиям по-
казания ГМ выражаются формулой
•* у Прив ~~ Лу^уоо»
где т)7 — коэффициент ослабления гамма-излучения в интер-
вале между стенкой скважины и радиометром; /?0о — интенсив-
ность гамма-излучения, зарегистрированная против изучаемого
пласта и приведенная к неограниченной мощности.
Коэффициент ослабления в общем случае зависит от плот-
ностей промывочной жидкости, обсадной колонны, цементного
камня и их толщин.
190
Рис. 92. Пример расчленения разреза по водородосодержашпо и глинистости
пород, определения границ пластов и выбора опорных пластов по диаграм-
мам Г1М и НГМ в комплексе с электрическими методами.
1 — песчаник нефтеносный; 2 — глина; 3 — известняк глинистый; 4 — известняк чистый;
5 — точки, соответствующие границам пластов ва кривых ГМ и НГМ
С целью исключения погрешностей, связанных со скважин-
ными условиями, при интерпретации кривых ГМ используют не
абсолютные значения /7, а относительные: относительную еди-
ницу, единицу двойного разностного параметра и вероятност-
ную нормализованную единицу.
19!
1. Относительная единица
Jy — 1у' •^'уоп,
где 1у, 1уоп — интенсивности гамма-излучения в изучаемом и
опорном пластах.
Относительная единица пе свободна от влияния фона и ис-
пользуется в тех случаях, когда фон па один-два порядка
меньше фиксируемой интенсивности ГМ.
2. Единица двойного разностного параметра
г
A J _ V ~ Ч ОП
Дл U /у // f >
v on ОП
где /' и /"— интенсивности гамма-излучения в двух опор-
ных пластах (см. рис. 92), в которых уровни естественной ра-
диоактивности постоянны.
Параметр не зависит от конструктивных особенностей
аппаратуры и наличия фона в том случае, если спектральные
характеристики измеряемого излучения в изучаемой и опорных
средах одинаковы.
3. Вероятностную нормализованную единицу | A/v | вер см.
в «Способе эталонных скважин».
Практическое использование того или иного относительного
параметра при интерпретации ГМ зависит от геологических
особенностей изучаемого разреза месторождений и способов
градуировки измерительной аппаратуры.
Области применения ГМ и решаемые им
геологические задачи
Кривая ГМ характеризует естественную гамма-активность
пересеченных скважиной горных пород. Концентрация радиоак-
тивных элементов в определенных литологических разностях из-
меняется в нешироком диапазоне, что позволяет по показаниям
интенсивности гамма-излучения проводить литологическое рас-
членение разрезов скважин.
Породы, содержащие промышленные скопления минералов
урана и тория, отмечаются на кривой ГМ очень высокими по-
казаниями. Из осадочных пород, типичных для нефтяных и га-
зовых месторождений, наиболее радиоактивны чистые глины,
высокая интенсивность гамма-излучения которых фиксируется
на диаграммах гамма-метода. Менее радиоактивны песчаные и
известковистые глины, за ними идут глинистые пески, песчаники,
чистые пески и карбонатные породы. Наименьшую радиоактив-
ность имеют гидрохимические осадки (за исключением калий-
ных солей) и большая часть каменных углей. Но такая законо-
мерность нс всегда выдерживается. Встречаются песчаные (гла-
уконитовые, монацитовые и полевошпатовые пески) и карбонат-
ные породы, обогащенные радиоактивными веществами. Радио-
192
активность различных глин также неодинакова, что определя-
ется физико-химической обстановкой, в которой они образова-
лись и переносились. В связи с этим интерпретацию диаграмм
гамма-метода следует проводить с учетом геологических осо-
бенностей разреза.
В комплексе с материалами других методов промысловой
геофизики данные исследования скважин гамма-методом ис-
пользуются для решения следующих геологических задач: ли-
тологического расчленения разреза; корреляции геологического
разреза; выделения полезных ископаемых (урановых, ториевых,
марганцевых, железных и свинцовых руд, бокситов, апатитов,
фосфоритов, кварцевых жил, зон окварцевания, антрацитов
и др.); выделения пород-коллекторов; оценки глинистости по-
род; косвенного определения при благоприятных условиях по-
ристости, остаточной водонасыщенности и проницаемости по-
род-коллекторов. Подсчет запасов урановых и ториевых место-
рождений основан на данных гамма-метода.
§ 42. СПЕКТРАЛЬНЫЙ ГАММА-МЕТОД
Спектральный гамма-метод основан на зависимости распре-
деления скоростей счета по амплитудам импульсов при регист-
рации моноэнергетического гамма-излучения от содержания ра-
диоактивных элементов, испускающих гамма-лучи соответ-
ствующих энергий.
Как указывалось выше, гамма-лучи, испускаемые атомными
ядрами при радиоактивном распаде, имеют дискретный (линей-
чатый) спектр энергий, который в результате рассеяния и по-
глощения породой, промывочной жидкостью и стальной гиль-
зой радиометра преобразуется в непрерывный спектр гамма-из-
лучения с наложением на него отдельных первичных линий.
Этот спектр энергии гамма-квантов является признаком самого
радиоактивного ядра. Следовательно, по исходному дискрет-
ному спектру энергий гамма-лучей можно установить изотоп-
ный состав и число радиоактивных ядер. Так, на энергетиче-
ском спектре гамма-квантов естественного гамма-излучения ма-
лоактивных осадочных горных пород характерными значениями
отмечается радий в энергетических интервалах 0,6; 1,76 МэВ;
торий — 0,9; 1,6; 2,6 МэВ, калий— 1,46 МэВ (рис. 93). В связи
с этим для оценки содержания в породах радия, тория и калия
требуется не полный дифференциальный гамма-спектр, а только
результаты измерений интенсивности естественного гамма-излу-
чения горных пород в трех определенных энергетических диапа-
зонах. Следовательно, гамма-спектрометрические исследования
скважин могут быть сведены к одновременной регистрации трех
кривых интенсивности гамма-излучения при разных уровнях
дискриминации или в разных энергетических диапазонах.
Эффективность таких исследований во многом зависит от
правильности выбора энергетических интервалов исследуемого
7 Заказ № 1956
193
Рис. 93. Зависимости изменения
вкладов радия (1), тория (2) и
калия (3) в общую гамма-актив-
ность карбонатных пород S/y
от интервала анализируемых
энергий Еу.
/yt- — интенсивность гамма-излучения
t-го элемента. 1 — Ra; 2 — Th; 3 — <°К
гамма-излучения. Энергетиче-
ские интервалы спектра гамма-
излучения при измерениях выби-
рают таким образом, чтобы на
каждом из них преобладало гам-
ма-излучение энергии одного из
определяемых элементов.
Для количественной оценки
содержания различных радиоак-
тивных элементов решают сис-
тему уравнений, число которых
равно числу определяемых эле-
ментов. Естественная радиоак-
тивность малоактивных осадоч-
ных отложений практически
всегда обусловлена присутстви-
ем в них только трех элементов
(Ra, Th и 40К), и для их оценки
составляется система из трех
уравнений:
= й1Ск 4" ^l^Ra 4" С1СтЬ j
TV2 = #2^К 4" ^2^Ra 4“ ^2^Th ’>
TVg — 4" 4“ ^3^Th ,
где N\, и JV3— число импульсов в трех определенных энер-
гетических диапазонах гамма-спектра; Ск, и Сть — содер-
жание калия, радия и тория в объекте соответственно; сц, bi и
Ci — градуировочные коэффициенты, представляющие собой
скорости счета в i-ом канале («окне») спектрометра на единицу
содержания К, Ra и Th соответственно. Значения градуировоч-
ных коэффициентов определяются при спектрометрии объектов
с известными содержаниями К, Ra и Th.
Для исследования энергетического состава естественного
гамма-излучения используются гамма-спектрометры — интег-
ральные и дифференциальные. Среди последних различают од-
ноканальные и многоканальные. Интегральными спектромет-
рами регистрируют интенсивность гамма-излучения энергии Б?,
лежащей выше (или ниже) заданного порогового значения
(Е?)п. Дифференциальными спектрометрами измеряют гамма-
излучение в строго ограниченных энергетических интервалах
AEV —(£v)ni—заключенных между пороговыми значе-
ниями энергий (BY)ni и (Е7)п2- Спектрометры, представляю-
щие собой комбинацию нескольких одноканальных дифферен-
циальных анализаторов с различными начальными порогами
дискриминации, последовательно смещенными на величину AEV,
называются многоканальными.
Определение раздельного содержания в породах урана, ра-
дия, тория и калия по данным спектроскопии естественного
194
гамма-излучения позволяет решать конкретные задачи как об-
щей, так и прикладной геологии: 1) выяснение механизма и
скорости выветривания горных пород по состоянию радиоактив-
ного равновесия в ряду уран — радий; 2) изучение геохимиче-
ской цикличности, восстановление условий осадконакопления
горных пород и корреляция немых толщ; 3) выяснение фаци-
альных характеристик и интенсивности тектонических движе-
ний структур, благоприятных для аккумуляции нефти и газа;
4) изучение особенностей и генезиса изверженных и метамор-
фических горных пород и т. д.
Большие перспективы открываются перед гамма-спектроско-
пией горных пород и в нефтегазопромысловой геологии и гео-
физике: выделение в карбонатном разрезе вторичных доломи-
тов, определение глинистости и нерастворимого осадка пластов-
коллекторов с малой погрешностью (8—10%), установление
минерального состава глинистых пород и т. д.
Глава XI
МЕТОДЫ РАССЕЯННОГО ГАММА-ИЗЛУЧЕНИЯ
§ 43. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДОВ
РАССЕЯННОГО ГАММА-ИЗЛУЧЕНИЯ
Методы рассеянного гамма-излучения основаны на изме-
рении интенсивности искусственного гамма-излучения, рас-
сеянного породообразующими элементами в процессе их облу-
чения потоком гамма-квантов. Интенсивность этого излучения
зависит от плотности и вещественного состава горных пород
(рис. 94).
Как известно, основными процессами взаимодействия гамма-
квантов с породой являются фотоэлектрическое поглощение,
комптоновское рассеяние и образование электронно-позитрои-
ных пар. В методах рассеянного гамма-излучения в основном
имеют место фотоэлектрическое поглощение и комптоновское
рассеяние гамма-квантов породой. В зависимости от энергии
гамма-квантов и вещественного состава горной породы преоб-
ладает тот или иной процесс их взаимодействия.
При взаимодействии с горной породой жестких гамма-кван-
тов (£^>0,5 МэВ) в начальный момент основную роль играет
комптоновское рассеяние, в результате которого жесткое гамма-
излучение, потеряв значительную часть своей энергии, перехо-
дит в мягкое гамма-излучение. Следовательно, в дальнейшем
основную роль играет фотоэлектрическое поглощение гамма-
квантов. Как указывалось выше, вероятность комптоновского
рассеяния в конечном счете находится в прямо пропорциональ-
ной зависимости от плотности горной породы, а вероятность фо-
тоэлектрического поглощения — от ее вещественного состава и
7*
195
Рис. 94. Общий вид зависи-
мости интенсивности рассе-
янного гамма-излучения от
плотности горной породы.
мягкими гамма-квантами
особенно от содержания тяжелых
элементов. Благодаря этому, реги-
стрируя рассеянные гамма-кванты
высокой энергии, получают плотно-
стную характеристику горной по-
роды. Суммарная интенсивность
рассеянных гамма-квантов или
выделенная из нее мягкая состав-
ляющая гамма-излучения зависит
как от плотности, так и от вещест-
венного состава породы. На этом
основаны два метода рассеянного
гамма-излучения — плотностной
. (ГГМ-П) и гамма-гамма-метод по
мягкой компоненте (ГГМ-М).
При облучении горной породы
энергией £v<0,5 МэВ в основном
происходит фотоэлектрическое их поглощение наряду с компто-
новским рассеянием. Вследствие этого интенсивность рассеян-
ного породой мягкого гамма-излучения зависит и от присут-
ствия в ней тяжелых элементов с большими атомными номерами
и в меньшей степени определяется ее плотностью. Этот способ
определения рассеянного гамма-излучения называется селектив-
ным гамма-гамма-методом (ГГМ-С). Селективный гамма-гам-
ма-метод отличается от ГГМ-М тем, что в нем применяется ис-
точник мягкого гамма-излучения и на его показания оказывает
влияние в основном вещественный состав горных пород.
Вероятность взаимодействия жестких гамма-квантов с гор-
ной породой определяется числом электронов в единице ее
объема, которое пропорционально плотности породы. Таким об-
разом, если горную породу облучить гамма-квантами энергии
не ниже 0,5 МэВ и подобрать энергетический порог дискрими-
нации регистрируемых гамма-квантов, то по результатам изме-
рений ГГМ-П можно установить плотность этой породы.
Энергетический порог дискриминации подбирается экспери-
ментально в зависимости от используемой измерительной уста-
новки (скважинного прибора) и исследуемого разреза сква-
жины и принимается большим 0,2 МэВ.
Как указывалось выше, при жестком гамма-облучении сум-
марная интенсивность рассеянных гамма-квантов или выделен-
ная из нес мягкая составляющая гамма-излучения зависит от
плотности и вещественного состава горных пород, т. е. от лито-
логических особенностей разреза. В этом случае плотность
горных пород определяет начальное пространственное распре-
деление гамма-квантов малых энергий, образовавшихся в ре-
зультате комптоновского рассеяния из облучаемого жесткого
гамма-излучения. Вещественный состав горных пород через фо-
тоэлектрическое поглощение оказывает влияние па дальнейшее
распределение мягких гамма-квантов в исследуемой среде и
196
в конечном счете — на интенсивность регистрируемой мягкой
компоненты рассеянных гамма-квантов.
Регистрируемая ГГМ-С интенсивность гамма-квантов, рас-
сеянных горной породой, зависит от вещественного состава
среды (эффективного атомного номера 7Эф, ее плотности и осо-
бенно от присутствия тяжелых элементов с большими атом-
ными номерами).
§ 44. ПЛОТНОСТНОЙ ГАММА-ГАММА-МЕТОД
Интенсивность рассеянного гамма-излучения, регистрируе-
мая индикатором, зависит от плотности породы, длины зонда,
активности и природы источника первичного гамма-излучения.
По мере увеличения плотности рассеивающей среды интенсив-
ность гамма-излучения сначала возрастает, достигая макси-
мума, а затем падает (см. рис. 94). Повышение интенсивности
регистрируемого излучения в области малых плотностей обус-
ловлено увеличением количества рассеянных гамма-квантов
в связи с ростом числа электронов в единице объема породы и,
следовательно, с увеличением ее плотности. Последующее
уменьшение интенсивности гамма-излучения связано с поглоще-
нием веществом части рассеянных гамма-квантов вследствие
фотоэффекта.
Положение максимума на кривой рис. 94 зависит от длины
зонда и начальной энергии гамма-квантов. С повышением энер-
гии первичного излучения и уменьшением длины зонда макси-
мум смещается вправо.
Так как большая часть горных пород обладает плотностью
свыше 2«103 кг/м3, то измерение проводят по спадающей части
кривой, т. е. с увеличением плотности пород интенсивность рас-
сеянного гамма-излучения падает.
Глубинность исследования плотностного метода рассеянного
гамма-излучения мала (10—15 см) и зависит от длины зонда,
мощности источника, энергии первичных гамма-квантов, плот-
ности горных пород.
С увеличением длины зонда глубинность этого метода воз-
растает. Однако при этом растет статистическая погрешность
регистрации рассеянных гамма-квантов, что вызывает необхо-
димость использования более мощных источников. Опытными
работами установлено, что для исследования железных руд оп-
тимальными являются зонды длиной 30—50 см, руд тяжелых
элементов — зонды длиной 20—40 см, для определения пористо-
сти осадочных горных пород — зонды длиной 40 см.
Мощность источника выбирается такой, чтобы рассеянное
гамма-излучение превышало естественное гамма-излучение по-
род в несколько раз и тем самым обеспечивало малую статисти-
ческую погрешность регистрации, по не превышало допустимой
дозы гамма-облучения обслуживающего персонала. Обычно
197
применяются источники гамма-излучения активностью от
0,37 -104 до 1,85-104 расп./с.
Увеличение начальной энергии гамма-квантов вызывает по-
вышение их проникающей способности и, следовательно, глу-
бинность метода. С этой точки зрения предпочтительнее источ-
ник 60Со.
Между радиусом исследования ГГМ-П и числом электронов
в единице объема горной породы, а значит и ее плотностью су-
ществует обратно пропорциональная зависимость. Вследствие
малой глубинности ГГМ-П на его показания большое искажаю-
щее влияние оказывает изменение диаметра скважины, физиче-
ских свойств заполняющей скважину жидкости и толщины гли-
нистой корки, наличие или отсутствие обсадных колонн и т. д.
Так, при наличии глинистой корки плотность исследуемой среды
снижается, а показания ГГМ-П, следовательно, повышаются.
С целью уменьшения влияния скважинных условий на ре-
зультаты ГГМ-П применяют зонды больших размеров и
скважинные приборы специальной конструкции. Наиболее со-
вершенной аппаратурой является двухзоидовая скважинная из-
мерительная установка РГП-2 (рис. 95). Особое устройство
прижимает прибор к стенке скважины стороной, на которой
смонтированы коллимационные окна для источника и индика-
торов ГГМ-П. Тем самым уменьшается влияние диаметра сква-
жины и слоя жидкости, заполняющей скважину и отделяющей
прибор от объекта изучения. Наличие двух зондов ГГМ-П раз-
ной длины позволяет максимально снизить влияние глинистой
корки на регистрируемую объемную плотность горных пород.
Установкой РГП-2 можно одновременно регистрировать ин-
тенсивности рассеянного гамма-излучения большого LYV6 =
= 33 см и малого Г??м=12 см зондов ГГМ-П. Система колли-
мации и экранировка скважинного прибора выбраны так, чтобы
свести к минимуму влияние погрешностей скважинных условий
измерений на результаты исследований и получить достаточную
скорость счета при относительно небольшой активности источ-
ника (0,37• 104 расп./с). Регистрируемое малым зондом излуче-
ние коллимируется свинцовыми экранами под углами 90 и 45°
для большого зонда. Мягкая компонента излучения поглоща-
ется комбинированными экранами из свинца (1 и 2 мм соответ-
ственно для большого и малого зондов) и кадмия (1 и 2 мм).
Излучение источника направлено в породу коллиматором из
вольфрама под углом 45°. В коллимационные окна запрессован
полиэтилен.
Для контроля и градуировки аппаратуры применяются спе-
циальные блоки из алюминия, магния и других материалов,
паспортизованные по их плотности и снабженные имитаторами
глинистой корки различной толщины.
Основной регистрируемой величиной является функция
объемной плотности F6n = 0(7^//^,^)—где
198
Рис. 95. Схематическое устройство
скважинного прибора РГП-2.
1 — прижимное устройство; 2 — кабель;
3 — электронная схема; 4 — свинцовый
экран; 5—детекторы гамма-лучей; 6 —
коллиматоры излучения; 7 — источник
га м м а -11 з л учен и я
Рис. 96. Выделение пластов-коллек-
торов в неглинистом карбонатном
разрезе по данным комплекса ГИС
(по 10. А. Гулину).
1 — плотный известняк; 2 — пористый из-
вестняк
С =/vvlM3t//vvl63t*, -В — эмпирический коэффициент, позволяю-
щий компенсировать влияние промежуточной среды на вели-
чину регистрируемой интенсивности малого зонда. Масштаб
записи наносится в единицах плотности пород, определяемой
по зависимости 5п=/(Гбп). Функция объемной плотности опре-
деляется вычислительным блоком, которым комплектуется ап-
паратура.
Результаты измерений ГГМ-П выражаются в импульсах
в минуту или в условных единицах. За условную единицу при-
нимаются показания радиометра, соответствующие воде (среде
с плотностью 103 кг/м3) или алюминию (среде с плотностью
2,65*103 кг/м3). Условную единицу /т?эТ получают по резуль-
татам измерений в баке с водой или алюминиевом блоке. Она
равна разности показаний при измерениях с источником гамма-
излучения и без него.
Точку записи при ГГМ обычно относят к середине расстоя-
ния между источником и индикатором. Кривые всех модифи-
каций ГГМ по форме аналогичны кривым ГМ, и определение
границ пластов, учет влияния инерционности измерительной
199
аппаратуры осуществляются по тем же методикам, что и в гам-
ма-методе.
Плотностной гамма-гамма-метод позволяет расчленять гео-
логический разрез, выделять различные полезные ископаемые,
определять пористость город. Кроме того, он применяется для
решения некоторых технических задач.
Расчленение разреза ГГМ-П, выделение пластов-коллекто-
ров и полезных ископаемых основаны на различии плотности
основных породообразующих минералов. Ангидриты па диа-
грамме ГГМ-П отмечаются минимальными показаниями, слабо-
пористые разности доломита и известняка — несколько повы-
шенными значениями. Максимальные показания ГГМ-П соот-
ветствуют кавернам, в которых зондовая часть прибора не
прилегает к стенке скважины, наиболее высокие показания
в ровной части ствола — пластам каменной соли, средние и вы-
сокие показания — пористым известнякам, песчаникам и доло-
митам, а также пластам гипса. Высокими показаниями могут
характеризоваться глины, содержащие каверны, а также иногда
залегающие в верхней части разреза при ровной стенке сква-
жины (за счет большой водонасыщениости). Низкие показания
ГГМ-П характерны для неразмытых глин, расположенных на
больших глубинах и имеющих низкую пористость.
С увеличением пористости уменьшается плотность горных
пород в однотипном разрезе, поэтому пласты-коллекторы на
диаграммах ГГМ-П отмечаются высокими показаниями. Однако
в неглинистом карбонатном разрезе увеличение показаний
ГГМ-П обусловлено не только пористостью пород, но и нали-
чием глинистой корки (рис. 96).
Описываемьпм методом можно определять глубину залега-
ния, мощность и строение угольных пластов [дПл=(1,24-
4-1,8) 103 кг/м3], а в благоприятных условиях — их зольность.
Плотностной гамма-гамма-метод применяют также для выде-
ления хромитовых руд [бПл= (3,74-4,5) 103 кг/м3] среди змееви-
ков и серпентинитов [6Пл= (2,5-ь2,6) 103 кг/м3], колчеданных руд
[бпл= (3,54-4,5) 103 кг/м3] среди вмещающих пород [6пл=(2,б4-
4-2,8)103 кг/м3], марганцевых (бПл = 4,5-103 кг/м3) и железных
РУД (бпл = 3,4-103 кг/м3), бокситов (бПл = 3*103 кг/м3), флюори-
тов (дпл = 3«103 кг/м3), полиметаллических руд и калийных
солей.
В нефтяных и газовых скважинах ГГМ-П наиболее эффек-
тивен при оценке пористости горных пород, которая основана
на связи плотности бПл с коэффициентом пористости
^пл 0 ^п) ^ск “Г
где бек — минеральная плотность горной породы (скелета);
— плотность флюида (газ, вода, нефть), заполняющего поро-
вое пространство.
Плотностной гамма-гамма-метод является одним из немно-
гих методов промысловой геофизики, одинаково чувствительных
200
к изменению пористости в областях ее малых и
больших значений (рис. 97). В этом его основ-
ное преимущество при определении коэффициен-
тов пористости.
Данные ГГМ-П широко используются также
для изучения и контроля технического состояния
скважин: отбивки цементного камня и муфт на
обсадных колоннах, контроля доброкачествен-
ности колонны, уровня жидкости в скважине.
§ 45. ИМПУЛЬСНЫЙ ГАММА-ГАММА-МЕТОД
Глубинность ГГМ-П может быть существен-
но увеличена, если изучать временное распреде-
ление рассеянных породой гамма-квантов в сква-
жине. Для этого необходимо использовать пере-
менное (импульсное) гамма-поле, на котором
основан импульсный гамма-гамма-метод
(ИГГМ). При увеличении времени задержки
включения измерительной аппаратуры после
кратковременного гамма-облучения горной по-
роды (время задержки) регистрируемые интен-
Рис. 97. Кри-
вые зависимо-
сти величины
у? от пори-
стости для
кварцевых пес-
чаников (1)
и известня-
ков (2)
сивности вторичного гамма-излучения отражают
гамма-лучевые характеристики более удаленных слоев породы.
При малых временных задержках регистрируемые гамма-кванты
представляют собой гамма-кванты комптоновского рассеяния
ближней зоны. По мере увеличения времени задержки замеряют
интенсивности гамма-квантов, проникших на большую глубину
в горные породы и отражающих комптоновское рассеяние и фо-
тоэлектрическое поглощение первичного гамма-излучения.
Таким образом, с увеличением времени задержки возра-
стает глубина проникновения в пласт регистрируемых гамма-
квантов и тем самым повышается глубинность исследования,
а значит, уменьшается влияние скважинных условий на резуль-
таты ИГГМ. При этом увеличивается дифференциация кривых
импульсного гамма-гамма-метода.
При облучении породы жесткими гамма-квантами компто-
новское рассеяние, которое в основном определяется плотно-
стью горной породы, предшествует фотоэлектрическому погло-
щению, зависящему от вещественного состава и особенно от
содержания тяжелых элементов породы, поэтому в ИГГМ по-
является возможность разделить эти процессы, регистрируя
на разных временных задержках, и тем самым существенно по-
высить геологическую эффективность методов рассеянных гам-
ма-квантов.
Импульсный гамма-гамма-метод находится в стадии разра-
ботки.
201
§ 46. ГАММА-ГАММА-МЕТОД
ПО МЯГКОЙ КОМПОНЕНТЕ
В ГГМ-М применяется такой же скважинный прибор, как и
в ГГМ-П. Только гильза прибора изготавливается из материала
с малым порядковым номером (алюминия), чтобы исключить
гашение регистрируемой мягкой компоненты рассеянного гам-
ма-излучения в кожухе прибора. Так, корпус из алюминия со
стенками толщиной 8 мм пропускает около 50 % излучения
энергией 0,05 МэВ и практически не поглощает гамма-кванты
с Еу >0,1 МэВ.
Для уверенной интерпретации данных ГГМ-М необходимо
знать плотностную характеристику горных пород, которую
можно получить по результатам ГГМ-П. И, наоборот, для более
точного определения плотности горных пород по данным ГГМ-П
надо иметь представление о вещественном составе пород, кото-
рый отражается ГГМ-М. Следовательно, для изучения разреза
скважины лучше всего применять ГГМ-П и ГГМ-М вместе
(рис. 98). В этом случае используются скважинные приборы
с одновременной регистрацией кривых ГГМ-М и ГГМ-П. Инди-
каторы и электронные блоки каналов ГГМ-М и ГГМ-П разме-
щены в двух отдельных корпусах, изготовленных соответственно
из алюминия и стали и расположенных симметрично относи-
тельно зондовой части прибора на одинаковом расстоянии
от поверхности основного экрана, прижимаемой к стенке
скважины. Против каждого индикатора в экране имеется кол-
лимационное окно. Применяются приборы и других кон-
струкций.
Результаты ГГМ-М являются дополнительными данными
для более точного решения задач нефтяной и рудной геологии
с помощью ГГМ-П. Так, разделить породы в разрезах нефтя-
ных и газовых скважин на основные типы (известняк, доломит,
песчаник) можно по содержанию в них кальция (Z—20), по-
скольку показания ГГМ-М являются функцией объемного со-
держания кальция. Остальные элементы практически неразли-
чимы гамма-гамма-мстодом по мягкой компоненте.
При совместной интерпретации кривых ГГМ-П и ГГМ-М од-
нозначно выделяются песчаники и глины без карбонатных при-
месей по совпадению этих кривых (см. рис. 98). По максималь-
ному расхождению кривых (показания ГГМ-М на 20—25 %
ниже показаний ГГМ-П) также надежно выделяются извест-
няки. Промежуточные расхождения кривых могут соответство-
вать как доломитам, так и песчано-глинистым породам с боль-
шой примесью карбонатов. Уточнить принадлежность пород
к тому или иному типу можно с помощью геофизической ха-
рактеристики, полученной другими методами промысловой гео-
физики (ГМ, микрозондирование, кавернометрия). На рис. 98
по указанным признакам уверенно выделяются песчаники в ин-
тервалах 2045—2053, 2068—2070,4; 2090—2092,4; 2095,6—
202
| || —3790 7050-B —JO 20 Ом-м
Sb Л —1520024800^ — О 20 GM 40 Ом-м
Рис. 98. Диаграммы ГГМ-П и ГГМ-М для разреза сложного типа
Ю. А. Гулину).
/ — ГГМ-П (малый зонд); II — ГГМ-М; III — КС; IV — СП; V — кавернометрия;
потенциал-микрозонд; VII — градиент-микрозонд. I — известняк; 2 — песчаник
(по
VI —
2099 м и известняки в интервалах 1990—1998, 2012—2032,
2053—2061, 2075—2078, 2079,6—2082,5; 2086,5—2090,5; 2126,5—
2130 м.
§ 47. СЕЛЕКТИВНЫЙ ГАММА-ГАММА МЕТОД
При ГГМ-С применяется радиометр, аналогичный рассмот-
ренным выше. Он отличается лишь тем, что при исследовании
глубоких скважин используется гильза из алюминия, а при ра-
боте на малых глубинах — из плексигласа. Кроме того, в ГГМ-С
применяются источники мягкого гамма-излучения — радиоак-
тивные изотопы 75Se, 170Tm, 113Sn, 123Те, 133Ва, 203Hg, 137Cs.
В общем случае зависимость между интенсивностью рас-
сеянного мягкого гамма-излучения и эффективным порядковым
номером 7Эф среды отличается от линейной. Однако для руд
определенного вещественного состава и энергии облучаемых
гамма-квантов можно подобрать также источники мягкого гам-
ма-излучения, которые обеспечивают максимальную чувстви-
тельность метода и линейность зависимости 1 т?=/(2Эф). Так,
при изучении железных руд, хромитов и сульфидных руд с не-
большим /Эф (пирит, халькопирит) целесообразно использовать
источники 170Тш и 123Те, при изучении бедных свинцовых и ртут-
ных руд — 75Se, а богатых руд — 137Cs.
От влияния плотности исследуемой среды на показания
ГГМ-С можно избавиться следующим образом. Надо подобрать
зонды таких размеров, при которых на регистрируемую интен-
сивность рассеянного гамма-излучения не влияет плотность
среды. Обычно это зонды малой длины, обладающие небольшой
глубинностью исследования. Однако при их использовании на
результаты ГГМ-С сильно влияют скважинные условия.
При разведке руд тяжелых металлов влияние плотности
среды можно уменьшить путем одновременного применения
двух зондов. Так как при малых зондах зависимость между ин-
тенсивностью рассеянного гамма-излучения и плотностью среды
прямая, а при больших размерах зондов — обратная, то двой-
ные зонды позволяют взаимно скомпенсировать изменение плот-
ности пород, т. е. интенсивность рассеянного гамма-излучения
будет определяться содержанием тяжелых элементов в породе.
Мощность источников в ГГМ-С выбирают такой, чтобы ано-
малии против полезного ископаемого имели амплитуды не ме-
нее 4—5 см, а скорость счета в канале при выбранных разме-
рах зондов не превышала максимально допустимую для дан-
ного типа аппаратуры. Градуирование аппаратуры ГГМ-С
производится на моделях пластов с известным содержанием
искомого элемента. Выбор скорости перемещения прибора и по-
стоянной времени интегратора производится так же, как и в ГМ.
Селективный метод рассеянного гамма-излучения применя-
ется для выделения скоплений тяжелых элементов в породах и
рудах, слабо различающихся по плотности.
204
Наиболее благоприятные результаты ГГМ-С дает при иссле-
довании однокомпонентпых руд тяжелых металлов (свинца,
ртути, сурьмы, железа). На кривых /vv участки скопления этих
элементов отмечаются резко пониженными значениями регист-
рируемого параметра. Руды сложного состава расчленить на
отдельные компоненты по данным ГГМ-С невозможно, но зато
они позволяют выделять зоны оруденения, которым соответ-
ствуют минимальные показания /vv.
Хорошие результаты получают также при изучении ГГМ-С
разрезов скважин угольных месторождений. Поскольку вме-
щающие породы угольных пластов имеют практически постоян-
ный эффективный порядковый номер (ХЭф= 12-т-13), то кривая
ГГМ-С не позволяет дифференцировать их на отдельные лито-
логические разности, но дает возможность уверенно выделять
по максимальным значениям /vv угольные пласты (Х3ф = 7) и
углистые породы, четко отражая их строение (рис. 99). При
применении ГГМ-С в комплексе с электрическими методами ис-
следования скважин и кавернометрией можно однозначно выде-
лять угольные пласты, определять их мощность, строение, глу-
бины залегания и зольность Ае.
Как указывалось выше, в рудах сложного состава по дан-
ным ГГМ-С не удается однозначно выделить отдельные компо-
ненты. В этом случае применяют спектральный селективный
Рис. 99. Выделение углей и определение их зональности ГМ и ГГМ-С.
а — график связи величины с зональностью углей Ас; б — пример интерпретации
диаграммы ГГМ-С. 7 — сланец песчано-глинистый; 2 — уголь; 3 — высокозольный уголь;
глинисто-песчаная порода с растительными остатками; 5— аномалия 7против
угольных пластов
205
гамма-гамма-метод (ГГМ-СС), основанный на исследовании
энергии рассеянных гамма-квантов.
Если энергия гамма-квантов соизмерима с энергией £к связи
электрона с ядром на оболочке К, то гамма-кванты испытывают
максимум поглощения (так называемый К-скачок или «про-
вал»). Определяя по дифференциальным спектрам рассеянного
гамма-излучения положение этих «провалов», можно установить
наличие в породе того или иного тяжелого элемента. Так, наи-
более четко по спектрам рассеянного гамма-излучения устанав-
ливается присутствие в горных породах свинца, энергия связи
К-электронов которого (87,6 кэВ) существенно выше, чем у дру-
гих тяжелых элементов.
§48. РЕНТГЕНОРАДИОАКТИВНЫЙ МЕТОД
Рентгенорадиоактивный метод (РР1Ч) основан на измере-
нии характеристического рентгеновского излучения /ТР, возни-
кающего при взаимодействии возбуждающего мягкого гамма-
излучения с электронами глубоких орбит атомов элементов гор-
ной породы. Это взаимодействие состоит в фотоэлектрическом
поглощении гамма-квантов возбуждающего гамма-излучения
электронами какой-либо оболочки, в результате чего электроны
покидают атом, и он оказывается в возбужденном состоянии
(см. § 37).
Возвращение атома в стабильное состояние происходит прак-
тически мгновенно (примерно 10-7—10-16 с) путем каскада раз-
личных переходов, в процессе которых ионизированные элек-
тронные оболочки восполняются, а избыток энергии уносится
из атома либо фотонами, либо вторичными фотоэлектронами.
Возникающие таким образом фотоны образуют характеристи-
ческое рентгеновское излучение. Например, если в результате
фотопоглощения удален электрон с К-оболочки атома, то за-
полнение вакансии может происходить с оболочек L, М, N и
других, соответственно которым будут испускаться фотоны ха-
рактеристического рентгеновского излучения разных энергий:
Мн=Ек—£l или /:-V2=Ek—Ем, или Av3 = Ek—EN и т. д. (h —
постоянная Планка, м— частота рентгеновского излучения). Та-
ким образом, при фотопоглощении одного гамма-кванта элек-
троном i-й оболочки могут испускаться фотоны характеристи-
ческого излучения разных энергий, поэтому характеристическое
рентгеновское излучение имеет сложный линейный спектр, со-
вокупность линий которого образует i-ссрию характеристиче-
ского спектра. Каждый элемент имеет спектр характеристиче-
ского излучения, который приурочен к энергии соответствую-
щего скачка поглощения в зависимости ,uT —f(Ey) (см. § 37).
Выбор источника гамма-квантов определенной энергии дик-
туется необходимостью получить максимальный выход характе-
ристического излучения от анализируемого элемента. Так, для
получения достаточной интенсивности К-линии характеристичс-
206
ского излучения искомого элемента необходимо, чтобы возбуж-
дающее гамма-излучение имело энергию гамма-квантов Еу
в пределах 1,1 Ек<Е?<3,ЗЕк, так как гамма-кванты с энер-
гией меньше 1,1Ек не возбуждают характеристического излуче-
ния, а с энергией больше 3,3 Ек создают высокий мешающий
фон вследствие комптоновского рассеяния первичного гамма-
излучения.
В качестве источников возбуждающего гамма-излучения ис-
пользуют изотопы 170Тгп, 147Pm, 204Те, 75Se, 241Am, 109Cd, 57Со
и др. Энергия их гамма-излучения измеряется десятками кило-
электронвольт. Например, 170Тш испускает гамма-кванты энер-
гий 52 и 84 кэВ и бета-излучение энергией 0,884 и 0,968 МэВ.
Анализ спектров характеристического излучения проводится
гамма-спектрометрами с высокой разрешающей способностью.
Порог чувствительности рентгенорадиометрического метода
во многом определяется соотношением уровней исследуемого
характеристического излучения и фона. Мешающий фон состоит
из характеристического излучения других элементов, гамма-из-
лучения, рассеянного породой, скважиной и деталями измери-
тельного прибора, а также из тормозного излучения, возникаю-
щего под действием бета-частиц, испускаемых источником
вместе с гамма-лучами. При конструировании измерительных
установок величину этого фона стремятся максимально снизить.
Так, для уменьшения влияния указанных факторов на показа-
ния метода скважинный прибор имеет прижимное устройство и
плексигласовые окна в его гильзе против коллимационных кана-
лов. Коллимация пучков первичных и регистрируемых фотонов
происходит под углом 90°, при котором вероятность рассеяния
гамма-квантов м ин и м а л ьп а.
Глубинность исследований рентгенорадиометрического ме-
тода зависит от плотности и вещественного состава исследуемой
среды, энергии первичного и вторичного излучений, геометриче-
ских условий измерений. С достаточной для практики точно-
стью можно считать, что глубинность метода определяется дли-
ной свободного пробега первичных и вторичных квантов в ис-
следуемой среде.
Глубинность исследования снижается с увеличением концен-
трации определяемого элемента или эффективного атомного но-
мера наполнителя, а также при уменьшении энергии первич-
ного и вторичного излучений. С уменьшением атомного номера
определяемого элемента понижается и энергия его характери-
стических линий, поэтому чем меньше атомный номер опреде-
ляемого элемента, тем меньше глубинность исследования. Так,
при Z=40-=-60 по К-серии глубинность составляет всего 1 —
5 мм. При определении свинца, вольфрама, ртути и других эле-
ментов с Z>60 по К-серии глубинность исследований достигает
10—20 мм. При использовании L-серии этих элементов или при
определении элементов с Z<40 по К-серии глубинность не пре-
вышает 1 мм, поэтому при рентгенорадиометрическом исследо-
207
Рис. 100. Пример выделения олова
по данным рентгенометрии сква-
жин.
/ — кривая отношения скоростей счета
в каналах 30 и 40 кэВ; II — кривая ин-
тегрального счета. 1 — скопление оловян-
ной руды; 2 — скопления тяжелых эле-
ментов
вании поверхность скважин
должна быть чистой, отмытой
от пыли и грязи.
Градуирование аппаратуры
PPM производят в эталонных
скважинах. В процессе опыт-
но-методических работ на ме-
сторождении подбирают сква-
жины, пересекающие наиболее
типичные рудные зоны и тела,
тщательно исследованные по
керну. Результаты рентгено-
радиометрических исследова-
ний эталонных скважин тща-
тельно увязывают с керно-
выми данными в пределах
характерных геофизических
аномалий и строят градуиро-
вочные графики. Построенный
таким способом градуировочный график автоматически учи-
тывает влияние текстурно-структурных особенностей руд место-
рождения на результаты измерений РРМ и может быть исполь-
зован в дальнейшем для количественной интерпретации мате-
риалов рентгенорадиометрического метода.
Наиболее широкое применение РРМ находит при лаборатор-
ных определениях и оценке содержания металлов в пробах гор-
ных пород и рудных скоплений. Однако этот метод успешно ис-
пользуется при исследовании рудных скважин на олово, медь,
вольфрам, мышьяк, свинец, цинк, молибден, сурьму и ртуть по
К-серии их характеристического излучения при подборе соот-
ветствующих источников возбуждающего мягкого гамма-излу-
чения (рис. 100). Наилучшие результаты получают при регист-
рации кривой отношения скоростей счета в двух каналах спек-
трометра, например для олова 30 и 40 кэВ.
§ 49. ГАММА-НЕЙТРОННЫЙ МЕТОД
Гамма-нейтронный (фотонейтронный) метод (ГНМ)—ме-
тод определения некоторых элементов в горных породах, осно-
ванный на измерении тепловых нейтронов, которые возникают
при ядерном фотоэффекте взаимодействия жесткого гамма-из-
лучения с ядрами элементов по ядерной реакции у, п.
208
Эта реакция протекает в условиях, когда энергия бомбарди-
рующих гамма-квантов превышает энергию связи нейтронов
в ядре. Самым низким порогом этой реакции характеризуется
бериллий, на ядрах которого она осуществима с радиоизотоп-
ным источником 124Sb:
9 Ве*;Ве + J п— 1,67МэВ->2* Не + J и— 1,67 МэВ,
Ядра атомов бериллия и дейтерия обладают наименьшей
энергией связи нейтронов в ядре, равной соответственно 1,666 и
2,226 МэВ. Для всех других элементов энергия связи находится
в области высоких энергий — от 4 до 20 МэВ.
Так как максимальная энергия гамма-излучения, испускае-
мого радиоактивными изотопами элементов, не превышает
3 МэВ, то в геофизической практике гамма-нейтронный метод
применяется лишь для выделения и оценки содержания в гор-
ных породах бериллия и дейтерия. В первом случае в качестве
источников излучения обычно используют изотоп 124Sb, а для
выделения дейтерия — изотоп 24Na.
Для проведения ГНМ в производственных условиях приме-
няют скважинные приборы, в которых используются инди-
каторы плотности тепловых нейтронов (борные пропорциональ-
ные газоразрядные или сцинтилляционные счетчики серни-
стого цинка). Длина зонда устанавливается 12—13 см. Радиус
зоны исследования ГНМ прибли-
зительно равен глубинности
ННМ-Т.
На показания ГНМ оказыва-
ют влияние скважинные условия
измерения. При выборе скорости
подъема скважинного прибора
и постоянной интегрирования ру-
ководствуются теми же сообра-
жениями, что и в гамма-методе
(см. § 41).
Пласты, содержащие в не-
больших концентрациях берил-
лий или дейтерий, на кривых
ГНМ выделяются повышенными
значениями плотности тепловых
нейтронов (рис. 101), так как ес-
тественный нейтронный фон
в скважинах весьма мал. Гам-
ма-нейтронный метод широко
применяется для обнаружения и
количественной оценки берилли-
Рис. 101. Пример выделения бе-
риллиевых руд по кривой 1уп.
1 — граниты; 2 — бериллиевая руда
евых руд.
Имеется принципиальная воз-
можность отбивать гамма-пейт-
209
ронным методом в нефтяных скважинах водонефтяные кон-
такты (ВНК), что основано на различии содержания в воде и
нефти дейтерия, а также изотопа углерода 13С. Содержание
дейтерия в нефти примерно в 1,5 раза больше, чем в воде,
а изотоп 13С в воде вообще отсутствует, поэтому нефтеносная
часть пласта должна отмечаться повышенными значениями ин-
тенсивности тепловых нейтронов 1уп, образовавшихся в резуль-
тате ядерной реакции у, п. Основное преимущество этого ме-
тода при отбивке ВНК — независимость его результатов от ми-
нерализации пластовых вод. Однако при работе с углеродом
уже требуется источник гамма-квантов с энергией около 5 МэВ,
так как изотоп 13С характеризуется порогом реакции v, п, рав-
ным 4,95 МэВ.
В принципе при использовании скважинных источников гам-
ма-квантов больших энергий область применения гамма-ней-
тронного метода может быть расширена. В частности, им можно
выделять и оценивать содержание в горных породах почти всех
элементов.
§ 50. МЕТОД ИНДИКАЦИИ
РАДИОАКТИВНЫМИ ИЗОТОПАМИ
Как отмечалось выше (§ 39), методы меченых атомов в за-
висимости от применяемой модификации могут быть отнесены
к группе гамма-методов и к группе нейтронных методов. Метод
Индикации радиоактивными изотопами (ММА-И) относится
к группе гамма-методов.
Сущность метода индикации радиоактивными изотопами
(метода изотопов) состоит в том, что в скважину закачивают
жидкость, активированную изотопами радиоактивных элемен-
тов, а затем измеряют созданную таким образом искусственную
радиоактивность этих пород. Сравнивая кривые гамма-метода
до и после введения изотопа в скважину, решают те или иные
геологические и технические задачи.
В качестве радиоактивных изотопов используют элементы,
дающие жесткое гамма-излучение, растворяющиеся в при-
меняемой жидкости, характеризующиеся относительно не-
большими периодами полураспада и обладающие необходи-
мыми адсорбционными свойствами. Применение короткоживу-
щих радиоактивных изотонов диктуется соображениями техники
безопасности и необходимостью быстрейшего восстановления
в скважине естественного гамма-поля. Чаще всего используют
следующие радиоактивные изотопы: 59Fe, 95Zr, 1311, 51Сг, крат-
кая техническая характеристика которых приведена в табл. 2.
Необходимое количество исходного изотопа рассчитывают
по формуле
где Vp и ар— соответственно количество и удельная активность
210
активированной промывочной жидкости; аи— удельная актив-
ность изотопа.
Удельная активность растворов изменяется в пределах
(0,74—12,6) 1010 расп./(с/м3) в зависимости от применяемого
изотопа и технического состояния скважины (закрепленная или
незакрепленная).
Существуют два способа введения в скважину активирован-
ной жидкости: 1) разовой закачки; 2) бурение скважины на ак-
тивированной промывочной жидкости.
В способе разовой закачки перед введением активированной
жидкости скважину тщательно промывают, проводят так назы-
ваемый контрольный замер ГМ, который отражает естественное
гамма-поле скважины. После этого с помощью специального
устройства вводят (инжекция) активированную жидкость
в скважину и создают некоторое добавочное давление на столб
жидкости, чтобы фильтрат активированной жидкости проник
в горные породы исследуемого разреза. Затем снимают давле-
ние в скважине, тщательно промывают ее ствол и регистрируют
по стволу интенсивность гамма-излучения 7?и per , которая уже
представляет собой сумму интенсивностей естественного гамма-
излучения и гамма-излучения, привнесенного в горные по-
роды радиоактивными изотопами /?и:
Per ~
Различие интенсивностей гамма-квантов, зарегистрирован-
ных против определенных пластов, на кривых вторичного и пер-
вичного замеров гамма-излучения отражает количество радио-
активных изотопов, сорбированных из активированной жидко-
сти горными породами и вошедших вместе с его фильтратом
в поровое пространство этих пород. По полученным данным
можно решать геологические и технические задачи.
Однако иногда из-за малой удельной поверхности грубозер-
нистые песчаники могут не отметиться как поглощающие пла-
сты вследствие малого количества адсорбированных изотопов.
В таких случаях применяется методика непрерывных замеров,
которая заключается в проведении измерений непосредственно
в процессе закачки активированной жидкости в пласт. При
этом, кроме контрольной диаграммы 1У, регистрируются не-
сколько повторных кривых /?и. Первые кривые отмечают пере-
мещение активированной жидкости по стволу, последующие —
процесс ее проникновения в поглощающие пласты.
Измерительная аппаратура и методика проведения замеров
в методе индикации радиоактивными изотопами не отличаются
от применяющихся в гамма-методе.
При бурении скважины с применением активированной про-
мывочной жидкости создаются наилучшие условия для проник-
новения ее фильтрата в пласты, поскольку против них нет гли-
нистой корки, которая препятствует проникновению фильтрата
в способе разовой закачки. В этом случае проницаемые уча-
211
Рис. 102. Пример выделения проницаемых
пластов по кривым /у и, зарегистрированным
ММА-И в скважине, пробуренной на активи-
рованном растворе.
1 — известняки и доломиты; 2 — глины; 3 — участки
диаграмм, соответствующие проницаемым пластам
стки разреза скважин на кривых I ?и
выделяются аномально высокими по-
казаниями, в то время как методами
КС и СП их обнаружить невозможно
(рис. 102). Однако необходимо ис-
пользовать промывочную жидкость
такой удельной радиоактивности,
чтобы гамма-поле, созданное изото-
пами, проникшими в проницаемые
пласты, во много раз превышало есте-
ственную радиоактивность горных по-
род, а это связано с жесткими требо-
ваниями к технике безопасности об-
служивающего персонала. Кроме
того, при бурении скважины с приме-
нением активированной жидкости на
некоторое время (время распада при-
меняемого радиоактивного изотопа)
запаздывает информация о естествен-
ной радиоактивности горных пород
вскрытого разреза. В силу указанных
причин данной способ не получил ши-
рокого распространения в практике
исследования скважин.
Метод индикации радиоактивными изотопами высокоэффек-
тивен при изучении разрезов нефтяных и газовых скважин. Он
позволяет выделять проницаемые пласты, определять их пори-
стость и разделять по водонефтеносности. Особенно ценен рас-
сматриваемый метод тем, что позволяет выделять в разрезах
скважин трещиноватые и кавернозные карбонатные коллек-
торы, в то время как другие методы промысловой геофизики не
дают положительных результатов. Определение пористости кол-
лекторов по данным ММА-И основано на том, что количество
проникающего в пласт концентрированного водного раствора
соляной и серной кислот, активированного по сорбирующимися
на поверхности горных пород ионами радиоактивных изотопов
131/ и 5эре> пропорционально их эффективной пористости.
Для расчленения коллекторов но водонефтеносности исполь-
зуется различие фазовой проницаемости водо- и нефтенасыщен-
ных пластов по отношению к активированной жидкости. Так,
если в скважину закачивать активированную промывочную
воду, то она в значительно большей степени проникнет в водо-
212
Рис. 103. Примеры отбивки ВН1< по результатам измерений 7? и после за-
качки в пласт активированной жидкости (а) и активированной жидкости
с добавлением мылонафта (б) (по В. В. Ларионову).
1 — нефтеносный песчаник; 2 — водоносный песчаник; 3 — глина
посную часть пласта, чем в нефтеносную, что уверенно отража-
ется на кривых ММА-И повышением интенсивности I ?и против
водоносной части пласта (рис. 103). Если в скважину закачи-
вать активированную нефть, то получается обратная картина.
Эффективность выделения нефтеносных пластов может быть
повышена путем применения специальных реагентов, увеличи-
вающих или уменьшающих их фазовую проницаемость. В каче-
стве такого реагента используют мылонафт, который в резуль-
тате обменной реакции пластовой воды с Са2+ и Mg2+ образует
в водоносном пласте хлопьевидный осадок, закрывающий поры,
и активированная жидкость больше проникает в нефтеносный
пласт. В этом случае нефтеносные пласты будут отмечаться по-
вышенными показаниями /?и (см. рис. 103). На этом и осно-
вана отбивка водонефтяных контактов методом ММА-И.
Большой практический интерес представляет ММА-И для
изучения направления и скорости движения подземных вод и
вод, нагнетаемых в пласт, при разработке нефтяных и газовых
месторождений. В пусковую скважину вводят радиоактивный
изотоп, а в контрольных скважинах наблюдают за изменением
гамма-активности или отбирают пробы жидкости для радиоак-
тивного анализа в лаборатории. По скважинам, в которых об-
наружили закачиваемый изотоп, судят о направлении движения
подземных или нагнетаемых вод, а по времени обнаружения и
расстоянию между скважинами определяют скорость их дви-
жения.
Аналогичным способом можно контролировать движение
нефти в процессе эксплуатации нефтяного месторождения, ис-
пользуя в качестве индикатора радиоактивный изотоп углерода
14С или трития 3Т.
Метод индикации радиоактивными изотопами используется
для изучения технического состояния скважин, контроля" гид-
равлического разрыва пластов, уточнения глубин перфорации
213
колонн. Эффективность метода может быть резко повышена при
использовании мощных скважинных генераторов нейтронов,
когда появляется возможность безопасного получения радиоак-
тивных изотопов непосредственно в скважине, и при внедрении
гамма-спектроскопии.
Глава XII
МЕТОДЫ СТАЦИОНАРНОГО НЕЙТРОННОГО ПОЛЯ
На взаимодействии стационарного нейтронного поля с яд-
рами элементов, входящих в состав горных пород, основаны
нейтронные методы исследования скважин: плотности надтепло-
вых нейтронов, плотности тепловых нейтронов, радиационного
захвата нейтронов, спектрометрический метод радиационного
захвата нейтронов, наведенной активности, метод индикации
элементами с аномальными нейтронными свойствами (см.
табл. 4).
§ 51. МЕТОД ПЛОТНОСТИ
НАДТЕПЛОВЫХ НЕЙТРОНОВ
Физические основы ННМ-НТ
Метод плотности надтепловых нейтронов (ННМ-НТ) осно-
ван на регистрации интенсивности надтепловых нейтронов /Ппт
по разрезу скважины, возникающих при облучении горной по-
роды источником быстрых нейтронов.
Плотность надтепловых нейтронов определяется главным
образом замедляющими свойствами (водородосодержанием)
среды и практически не зависит от ее поглощающих свойств
(наличия элементов с высоким сечением захвата тепловых
нейтронов). В этом преимущество ННМ-НТ перед другими
нейтронными методами исследования скважин. Плотность ре-
гистрируемых надтепловых нейтронов зависит также от длины
зонда. В ННМ-НТ используются доииверсионные, инверсион-
ные и заинверсионные зонды (рис. 104). При малых (доин-
версионных) длинах зонда с увеличением объемного водородо-
содержания w горных пород интенсивность /Пнт повышается,
при больших (заинверсионных) зондах — понижается (рис. 105).
Зонд размером, обусловливающим указанное изменение харак-
тера связи 7„нт = /(ш), является инверсионным, и на его пока-
зания практически не влияет изменение водородосодержания.
Изменение размера зонда влияет на глубинность метода
плотности надтепловых нейтронов: с увеличением размера
зонда глубинность повышается, затем достигает некоторого
максимального значения и начинает уменьшаться. В практике
обычно используют заинверсионные зонды, при которых пока-
214
Рис. 104. Схема скважинной уста-
новки нейтрон-нейтронного метода
по надтепловым нейтронам.
1 — источник нейтронов; 2 — экран; 3 —
детектор. Р — радиометр; £пПтди’ Ьпити’
^пнтзи — соответственно длины доинвер-
сионных, инверсионных и заинверсион-
ных зондов; wb w2— объемное водородо-
содержанне двух сред (wi>wz)
зания метода плотности над-
тепловых нейтронов находят-
ся в обратной зависимости
от водородосодержания (рис. Т
106), близкой к экспоненци-
онной. Глубинность исследо-
вания Rn (радиус цилинд-
рического слоя, из которого
поступает к детектору 90 % |
нейтронов) зависит в основ- -Т
ном от водородосодержания и
плотности исследуемой сре-
ды. Значение R„nT уменьши- v
ется с повышением водородо-
содержания и плотности гор-
ных пород; для ННМ-НТ J?„HT »
2L3, где L3 — длина замедле-
ния. Таким образом, глубинность ННМ-НТ, как и других нейт-
ронных методов, по разрезу скважины есть величина перемен-
ная: больше в низкопористых чистых песчаниках, плотных
карбонатных, газоносных пластах, меньше — в высокопорис-
Рис. 105. Кривые
зависимости интен-
сивности надтепло-
вых нейтронов 1пнт
от расстояния г
между источником
и индикатором
Шифр кривых — k г
(в %)
Рис. 106. Зависи-
мость /пНт=/Сш)
215
тых породах, насыщенных нефтью или водой, глинистых осад-
ках и гипсах. Минерализация флюида, заполняющего поровое
пространство горных пород и скважину, практически не ока-
зывает влияния на показания ННМ-НТ.
Аппаратура и методика исследований ННМ-НТ
Плотность надтепловых нейтронов измеряется с помощью
скважинной установки, включающей источник нейтронов и
расположенный на расстоянии длины зонда ЬЛнт от него де-
тектор надтепловых нейтронов (см. рис. 104).
Наиболее широко применяется двухканальная радиометри-
ческая аппаратура типа ДРСТ, рассчитанная па измерение ин-
тегральных интенсивностей гамма-излучения и нейтронного из-
лучения и предназначенная для изучения скважин методами
ГМ, ГГМ, НГМ, ННМ-НТ и ННМ-Т. С помощью аппаратуры
ДРСТ одновременно определяются по две величины — ГМ и
ГГМ, ГМ и НГМ, ГМ и ННМ-НТ или ГМ и ННМ-Т. Измене-
ние комплекса производится при смене зонда и источников из-
лучения.
Аппаратура типа ДРСТ состоит из двухкапалыюго сква-
жинного прибора и наземной части, включающей панель уп-
равления и блок питания. Скважинный прибор представляет
собой двухканальный сцинтилляционный радиометр, имеющий
два измерительных канала (рис. 107). Один из них служит для
регистрации кривых ГМ, а второй (со сменными детекто-
рами)—кривых ГГМ, НГМ, ННМ-Т и ННМ-НТ.
В приборе использованы сцинтилляционные
счетчики, состоящие из кристаллов Nal(Tl),
для регистрации гамма-излучения и счетчики
ЛДНМ-П-3 для регистрации нейтронного излу-
чения. Индикаторами надтепловых нейтронов
служат пропорциональные бор-фтористые газо-
разрядные счетчики и сцинтилляционные счет-
чики тепловых нейтронов (люминофоры типа
ЛДН), окруженные снаружи парафин-борным
фильтром. Принцип работы таких счетчиков со-
стоит в следующем. Из окружающей среды па
скважинный прибор поступают нейтроны тепло-
вых и надтепловых энергий. Тепловые нейтроны
поглощаются кадмием или бором, который явля-
ется внешним покрытием таких индикаторов.
Надтепловые нейтроны, пройдя беспрепятственно
внешний экран, замедляются парафином до теп-
ловых энергий и регистрируются индикатором
так же, как в ННМ-Т.
1
гм
- /'
нгм
(ггм.ннм)
Рис. 107. Блок-схема аппаратуры типа ДРСТ
216
В канале ГМ. со счетчика 1 импульсы поступают на усили-
тель 2 и далее на амплитудный дискриминатор 3, который на
фоне соответственных шумов ФЭУ и других помех выделяет
полезные сигналы, формируя их по длительности, оптимальной
для передачи по кабелю (40 мкс) через смеситель 7 и выход-
ной каскад 8.
В канале НГМ (ГГМ, ННМ-Т, ННМ-НТ) счетчики меня-
ются в зависимости от вида исследования. Со счетчика 1Г им-
пульсы поступают на усилитель 2' и далее на амплитудный
дискриминатор 3'. С целью уменьшения времени и увеличения
скорости счета в канале длительность импульсов, формируе-
мых дискриминатором, выбрана равной 10 мкс. Далее им-
пульсы поступают на триггер 5, осуществляющий пересчет на
два, и нормализатор 6, формирующий их по длительности и
амплитуде для передачи по кабелю. С выхода нормализатора
импульсы отрицательной полярности поступают на смеситель
7 и далее на кабель через выходной каскад 8.
В смесителе происходит смешивание сигналов, поступаю-
щих с обоих каналов. Кроме того, он выполняет роль блоки-
рующего устройства, в котором импульсы с более ценной ин-
формацией имеют преимущественное прохождение. Так, при
одновременном приходе импульсов от обоих каналов на вы-
ходной каскад проходит только импульс ГМ, а импульс канала
ГГМ полностью подавляется. Преимущественное прохожде-
ние импульсов канала ГМ вызвано тем, что от канала ГМ по-
ступает, как правило, намного меньше информации, чем от ка-
нала ГГМ (НГМ, ННМ), следовательно, влияние канала ГМ
на ГГМ составляет доли процента.
Выходной каскад 8, представляющий собой катодный повто-
ритель с трансформаторным выходом, служит для усиления
выходных сигналов и согласования выходного сопротивления
скважинного прибора с сопротивлением кабеля. Поступающие
в кабель импульсы имеют одинаковую длительность, но раз-
ную полярность. Импульсы, проходящие от двух каналов при-
бора, во входном блоке измерительной наземной панели ИП
разделяются и после соответствующей обработки в панели ин-
формации регистрируются.
Питается скважинный прибор постоянным током. Для пи-
тания ФЭУ счетчиков 1 и Г служит высоковольтный преобразо-
ватель 4. Электронная схема скважинного прибора смонтиро-
вана в корытообразном шасси. В верхней части шасси находятся
детекторы канала ГМ, в нижней — сменные детекторы ГГМ,
НГМ и ННМ. Шасси с электронной схемой заключено в сталь-
ной корпус, нижняя часть которого заканчивается замком для
присоединения к прибору зондового устройства с гамма-источ-
ником или нейтронным источником. Смена счетчиков излуче-
ний производится после извлечения шасси из кожуха.
Аппаратруа ДРСТ рассчитана на работу в комплексе с се-
рийными геофизическими станциями, имеющими не менее двух
017
каналов регистрации кривых и геофизический кабель любого
типа длиной до 5000 м.
Обычно при изучении разрезов скважин ННМ-НТ исполь-
зуют заинверсионные зонды длиной Ln =25-4-40 см.
При выборе скорости измерений и постоянной времени ин-
тегрирующей ячейки тя интегратора руководствуются теми же
соображениями, что и в методе ГМ. Скорость перемещения
снаряда в нефтяных и газовых скважинах устанавливают та-
кую же, как и при ГМ, поскольку кривые ГМ и ННМ-НТ
обычно записываются одновременно. Величина тя должна быть
такой, при которой средняя квадратическая погрешность изме-
рений за счет сглаживания кривых и влияния статистических
флуктуаций не превышает 3%. Масштаб глубин устанавлива-
ется 1 :200 в интервале продуктивной толщи и 1 :500 в других
частях разреза.
При специальных работах по отбивке ГВК, ГНК, а также
при решении других задач нефтепромысловой геологии в неф-
тяных и газовых скважинах и при исследовании рудных сква-
жин методики выбора скорости перемещения прибора, постоян-
ной времени тя и масштаба глубин несколько различаются.
В рудных и угольных скважинах основную запись производят
в масштабе глубин 1:200 и при детальных исследованиях —
в масштабе глубин 1 :50.
Масштаб записи ННМ-НТ выражают в имп/(мин • см), ус-
ловных единицах или в вероятностных нормализованных еди-
ницах | Д/лПт | (см. § 41). Для определения условной еди-
ницы используют градуировочное устройство, представляющее
собой бак диаметром 0,8 м и высотой 1,75 м, заполненный во-
дой минерализацией не более 0,5 г/л. Скважинный прибор рас-
полагают по центру бака так, чтобы нейтронный источник и
детектор находились на одинаковом расстоянии от дна бака
и поверхности воды.
В этом случае за условную единицу принимается величина
Лг11Т усл. ед = ^пцт и б * пт б,
где 1п и б, Лгнтб— скорости счета в эталонировочиом уст-
ройстве (баке) при вставленном источнике и без него соответ-
ственно.
Масштабы записи кривых ННМ-НТ — 0,05—0,2 усл. ед./см.
Кривые ННМ-НТ
Интерпретация диаграмм метода плотности надтепловых
нейтронов начинается с расчленения разреза и выделения по-
род с различным водородосодержанием.
Поскольку при работе с зондами большой длины (заинвер-
сионными) наблюдается обратная связь /„нт с водородосодер-
жанием, породы, имеющие в своем составе большое количество
218
водорода, отмечаются низкими показаниями ННМ-НТ, а по-
роды с малым водородосодержанием — высокими показаниями.
Необходимо помнить, что на показания ННМ-НТ, как
и всех других нейтронных методов, оказывает влияние весь
водород, независимо от того, в каком химическом соединении
он находится, поэтому глины и гипсы фиксируются низкими
значениями 1п . В той или иной степени это обусловлено так-
НТ v
же обычно наблюдаемым против глинистых пород увеличением
диаметра скважины (кавернами). Зарегистрированные кривые
ННМ-НТ, так же как и кривые ГМ, искажаются влиянием
инерционности измерительной аппаратуры.
Границы пластов с повышеннными значениями 1п опре-
деляют с достаточной для практики точностью по началу кру-
того подъема кривой (подошва пласта) и по началу крутого
ее спада (кровля пласта), пластов с пониженными 1п —соот-
ветственно по началу спада и по началу подъема кривой
(рис. 108).
Зарегистрированные амплитуды 1п против пластов огра-
ниченной мощности исправляют за искажающее влияние инер-
ционности аппаратуры так же, как в гамма-методе.
Поскольку глубинность исследования всего 25 см, то на ре-
гистрируемую интенсивность надтепловых нейтронов в боль-
шой степени оказывают влияние скважинные условия. В не-
которых случаях ценность данных ННМ-НТ значительно сни-
жается из-за трудности учета влияния на показания изменений
Рис. 108. Комплекс диаграмм ГИС, записанных в песчапо-карбонатном раз-
резе нефтяной скважины.
1 — глина; 2 — известняк; 3 — нефтеносный песчаник; 4 — водоносный песчаник
zxzv
219
скважинных условий, особенно наличия глинистой корки не-
равномерной толщины и непостоянства диаметра скважины.
Конструкцию и техническое состояние скважины в регист-
рируемой величине 1п учитывают по специальным методикам
[16].
С целью максимального исключения мешающих факторов
при интерпретации данных ННМ-НТ обычно используют отно-
сительные единицы и единицы двойного разностного параметра
/„нт и Л/Лнт (см. § 41), а также вероятностную нормализован-
ную единицу Д/пнтВер.
В зависимости от конкретных геологических условий опор-
ными пластами могут служить или неглинистые породы с по-
ристостью меньше 3 % (плотные карбонаты, ангидриты, неко-
торые типы изверженных пород), или чистые глины с доста-
точно постоянным водородосодержанием (44 % Н2О), или
породы с содержанием бора, превышающим 2—3%, или ка-
верны против глин и гидрохимических осадков с диаметром бо-
лее 60 см (при центрированном положении прибора).
При интерпретации результатов метода плотности надтеп-
ловых нейтронов необходимо учитывать, что на абсолютную
величину регистрируемой интенсивности 1п основное влия-
ние оказывает изменение толщины слоя водородосодержащего
вещества — зополнителя скважины (промывочной жидкости,
глинистой корки, цемента), окружающего скважинный прибор.
С увеличением толщины этого слоя 1п во всех случаях сни-
жается, причем наиболее резко против сред с малым водородо-
содержанием. Изменение минерализации Ср заполнителя сква-
жины по хлору практически не влияет на величину /„нт.
В случае крепления скважины стальной колонной и наличия
в ее затрубном пространстве цемента или промывочной жид-
кости регистрируемая 1п снижается. Величина этого сниже-
ния зависит от соотношения диаметров колонны и скважины,
толщины стенок колонны и в наибольшей степени — от ее по-
ложения в скважине — эксцентриситета. Определить последний
в реальных условиях измерений трудно.
Области применения ННМ-НТ и решаемые им
геологические задачи
Методом плотности надтепловых нейтронов решаются сле-
дующие геологические задачи: литологическое расчленение ге-
ологического разреза и определение пористости пород, от-
бивка газоводяного и газонефтяного контактов по водородосо-
держанию и некоторые другие, касающиеся рудной и угольной
геологии.
Объемное водородосодержание чистых песчаников и кар-
бонатов зависит в первую очередь от их пористости, поэтому
по данным ННМ-НТ в таких случаях можно оценивать их по-
220
ристость. При установлении пористости заглинизированных
или загипсованных горных пород по ННМ-НТ необходимо учи-
тывать влияние водорода, находящегося в глинистом материале
и гипсе. При определении пористости коллекторов ННМ-НТ
имеет некоторые преимущества перед НГМ и ННМ-Т. Основ-
ное из них заключается в том, что интенсивность надтепловых
нейтронов зависит только от водородосодержания и не чув-
ствительна к изменению химического состава насыщающего
флюида. Применение ННМ-НТ для оценки пористости пород
в настоящее время сдерживается трудностью учета скважин-
ных условий измерения из-за малой глубинности исследования
этого метода.
При определении пористости горных пород по данным
ННМ-НТ лучшие результаты получаются при использовании
двухзондовых измерительных установок, в которых на разных
расстояниях от источника нейтронов (Ln i=30 см и Ln 2 =
= 52,5 см) расположены два детектора надтепловых нейтронов.
Двухзондовая установка ННМ-НТ обеспечивает меньшее влия-
ние на данные исследований условий измерения, конструктив-
ных особенностей аппаратуры: диаметра прибора, толщины ко-
жуха радиометра, точности установки длины зонда. В этом
случае пористость определяют по связи декремента простран-
ственного затухания плотности надтепловых нейтронов от ко-
эффициента пористости. Декремент пространственного затуха-
ния плотности надтепловых нейтронов
1n/n(1Tl/ZnHT2-lnJfer
— у
Lnm2 — Lnm 1
где 1п 1, 1пт 2—показания двух зондов ННМ-НТ в одинако-
вых единицах; kr — коэффициент, равный отношению чувстви-
тсльностей детекторов.
Отбивка ГВК и ГНК по данным ННМ-НТ основана на раз-
личии объемного водородосодержания в газоносной и водонос-
ной или нефтеносной частях разреза. Это обусловлено тем, что
газ в пласте имеет водородосодержание в 623/р раз и плот-
ность в 1340/р меньше, чем вода и нефть (р — давление газа
в пласте), поэтому газоносные пласты при отсутствии зоны
проникновения фильтрата промывочной жидкости или при ее
небольших размерах фиксируются на кривых ННМ-НТ повы-
шенными показаниями.
При наличии неглубоких зон проникновения или при непол-
ном их расформировании хорошие результаты при выделении
газоносных пластов дает метод плотности надтепловых ней-
тронов с двумя зондами разной длины (боковое нейтронное
зондирование). В этом случае против газоносных пластов на-
блюдается превышение 1п большого зонда над 1п малого
зонда, так как с увеличением длины зонда в определенных
пределах увеличивается радиус исследования ННМ-НТ, а с по-
221
z •
вышснисм глубинности исследования уменьшается водородосо-
дсржание среды за счет роста газосодержания в пласте по мере
удаления от оси скважины. Если зоны проникновения филь-
трата промывочной жидкости в газоносные пласты глубокие,
то хорошие результаты дают повторные исследования НН2М-НТ
через продолжительное время в закрепленных скважинах (вре-
менные замеры), когда в околоскважинном пространстве вос-
станавливается первоначальное распределение водорода.
Зона проникновения фильтрата промывочной жидкости вли-
яет на значение 1п только при исследовании газоносных
толщ, так как здесь происходит выравнивание водородосодер-
жания в околоскважинном пространстве против газоносных,
нефтеносных и водоносных пластов. Следовательно, газовая
скважина должна быть закрепленной и в прискважинной об-
ласти должно быть восстановлено первоначальное распределе-
ние водорода.
При выделении газоносных пластов и определении ГВК и
ГНК ННМ-НТ равноценен НГМ и ННМ-Т. Однако при изуче-
нии газоносных пластов преимущество отдают нейтронному
гамма-методу, так как у него больше глубинность исследова-
ния, а следовательно, в меньшей степени скважинные условия
влияют на результаты НГМ (см. § 53).
Угольные пласты на кривых ННМ-НТ отмечаются мини-
мальными показаниями 1„ .
В рудной геологии ННМ-НТ широко применяется для вы-
деления пород с высоким содержанием бора (до 6—7%), по-
скольку сечение реакции (гг, а) убывает с увеличением энергии
нейтронов, и градуировочный график ННМ-НТ линеен в обла-
сти больших содержаний отбора в отличие от графика ННМ-Т.
§ 52. МЕТОД ПЛОТНОСТИ ТЕПЛОВЫХ НЕЙТРОНОВ
Физические основы ННМ-Т
Сущность метода плотности тепловых нейтронов (ННМ-Т)
заключается в исследовании интенсивности тепловых нейтро-
нов по разрезу скважины на заданном расстоянии (длине
зонда) от источника быстрых нейтронов, которые в результате
замедления породообразующими элементами превратились
в тепловые.
Плотность тепловых нейтронов определяется числом ней-
тронов, замедлившихся до тепловой энергии, числом нейтро-
нов, поглотившихся в исследуемой среде, а также длиной
зонда. Регистрируемая интенсивность тепловых нейтронов 1п
в ННМ-Т зависит от замедляющей и поглощающей способно-
сти горной породы, т. е. от водородосодержапия и наличия
элементов с высоким сечением захвата тепловых нейтронов.
Водородосодержание оказывает па интенсивность тепловых
нейтронов такое же влияние, как и на 1п , т. е. при работе заин-
222
версионными зондами с увеличением водородосодержанйя ин-
тенсивность /пт понижается. Влияние элементов с высоким
сечением захвата тепловых нейтронов на 1п обусловлено ве-
личиной сечения захвата о3, а также концентрацией в горной
породе элементов-поглотителей. С повышением концентрации
элементов с высоким сечением захвата плотность тепловых ней-
тронов падает. Благодаря этому ННМ-Т чувствителен к содер-
жанию элементов-поглотителей тепловых нейтронов (хлора,
бора, кадмия и др.).
Зонды ННМ-Т по длине Ln также подразделяются на до-
инверсионные, инверсионные и заинверсионные. Однако раз-
меры доинверсионных и инверсионных зондов ННМ-Т не-
сколько больше, чем ННМ-НТ. Это объясняется тем, что
в ННМ-Т зависимость тепловых нейтронов от водородосодер-
жания при различных длинах зондов определяется длиной за-
медления тепловых нейтронов, коэффициентом диффузии, дли-
ной диффузии и временем жизни тепловых нейтронов, которое
контролируется в основном наличием элементов-поглотителей,
в то время как в ННМ-НТ — только длиной замедления тепло-
вых нейтронов.
Радиус исследования ННМ-Т R^ —2М, где М = V Li + Ьд
длина миграции нейтронов; L3 — длина замедления; — длина
диффузии.
Аппаратура и методика исследований ННМ-Т
Скважинный прибор ННМ-Т отличается от радиометра, ис-
пользуемого в ННМ-НТ, тем, что детектором в нем является
индикатор тепловых нейтронов. В качестве индикатора тепло-
вых нейтронов используются пропорциональные газоразрядные
счетчики или сцинтилляционные счетчики из сернистого цин-
ка— ZnS(Cu) или ZnS(Ag).
В пропорциональных газоразрядных счетчиках газовым за-
полнителем служит трехфтористый бор BF3. Проходящие через
счетчик тепловые нейтроны интенсивно поглощаются бором,
изотоп которого 10В имеет аномально большое сечение захвата
(о3 = 3,99-10-21 см2). В результате возникающей при этом
ядерной реакции образуются мягкое гамма- излучение, ядра
лития и альфа-частицы. Альфа-частицы регистрируются бор-
ным пропорциональным счетчиком. Поскольку появление аль-
фа-частиц обусловлено наличием тепловых нейтронов, то по-
следние регистрируются по продуктам взаимодействия их с бо-
ром или литием. Для повышения чувствительности счетчиков
к нейтронам газ BF3 искусственно обогащается изотопом 10В.
В сцинтилляционных счетчиках используется смесь борсо-
держащего вещества с порошком из кристаллов ZnS (Си) или
ZnS(Ag), поскольку сернистый цинк больших кристаллов не
дает. Обычно приготовленная таким образом смесь засыпается
223
в пазы плексигласового цилиндра (люминофоры типа ЛДНМ).
Показания зондов ННМ-Т зависят от водородосодержания —
Оптимальная длина зонда ННМ-Т при изучении
нефтяных и газовых скважин 30— 50 см. Длина зондов, при-
меняющихся в угольных и рудных скважинах, зависит от плот-
ности полезных ископаемых. Глубинность исследования ННМ-Т
находится в обратной зависимости от влажности и плотности,
следовательно, это величина переменная, изменяющаяся в не-
больших пределах. При исследовании нефтяных и газовых
скважин глубинность ННМ-Т 20—30 см.
Поскольку радиус исследования ННМ-Т мал, то регистри-
руемая плотность тепловых нейтронов зависит не только от
нейтронных свойств горных пород, но и от конструктивных осо-
бенностей скважины и прибора (соотношения их диаметров),
наличия или отсутствия обсадных колонн и цемента, наличия
глинистой корки, хлоросодержания промывочной жидкости, по-
ложения прибора по отношению к оси скважины и т. д. Влия-
ния всех перечисленных факторов (за исключением хлоросо-
держания промывочной жидкости) на показания ННМ-Т ана-
логичны известным для ННМ-НТ, только в несколько меньшей
степени, так как радиус исследования метода плотности
тепловых нейтронов немного больше, чем метода плотности
надтепловых нейтронов (см. § 51).
При применении методики двухзондовых измерений ННМ-Т
значительно снижается влияние скважины и конструктивных
особенностей измерительной аппаратуры на исследуемые па-
раметры пластов, повышаются качество и достоверность полу-
чаемой информации, исключается необходимость использования
опорных пластов при количественной интерпретации результа-
тов измерений. Данная методика исследования скважин может
быть реализована с помощью аппаратуры многозондового ней-
трон-нейтронного метода (АМНМ), которая позволяет изме-
рять плотность тепловых нейтронов и интенсивность естест-
венного гамма-излучения зондами двух размеров. В скважин-
ном радиометре имеется основная пара зондов. Размер
большого зонда Дгт б =31,8 см, малого Ln M= 24,4 см. Особенно-
стью скважинной установки является возможность увеличения
длины зондов путем перемещения блока детектора на 20 см
при остановке прибора в любой точке скважины. Это позво-
ляет оценивать водородосодержание любого пласта по резуль-
татам измерений одним и тем же детектором на двух расстоя-
ниях от источника и использовать полученные данные в каче-
стве калибровочных (опорных) при интерпретации материалов
непрерывных измерений.
В процессе исследования скважины аппаратура МНК поз-
воляет непосредственно записывать с помощью операционного
устройства отношение А показаний ННМ-Т на малом и боль-
шом зондах основной пары (А = 1пт м/1пг б), а также декремент
224
пространственного затухания плотности тепловых нейтронов
(см. § 51). Кроме того, при использовании специальной панели
ЙПРКУ появляется возможность получать суммарное водоро-
досодержание пластов (пористость) по разрезу. Если в ННМ-
НТ увеличение хлоросодержания промывочной жидкости прак-
тически не влияет на регистрируемую величину I v то
в ННМ-Т плотность тепловых нейтронов при этом уменьша-
ется, причем примерно в одинаковой степени по всему разрезу
скважины.
Зона проникновения фильтрата промывочной жидкости
снижает чувствительность ННМ-Т к хлоросодержанию горных
пород. В связи с этим исследования ННМ-Т с целью изучения
хлоросодержания коллекторов проводят в закрепленных сква-
жинах с восстановленным первоначальным распределением
хлора в прискважинной зоне. Методики скважинных исследо-
ваний ННМ-Т и ННМ-НТ практически ничем не различаются
(см. § 51).
Области применения ННМ-Т и решаемые им
геологические задачи
Диаграммы ННМ-Т интерпретируются так же, как диа-
граммы ННМ-НТ. При работе с зондами большой длины по-
роды с высоким водородосодержанием отмечаются на кривых
ННМ-Т низкими значениями I породы с малым водородосо-
держанием— высокими 1п . С увеличением минерализации
пластовых вод аномалии кри-
вых /Лт против водородсо-
держащих пластов получают-
ся еще более глубокими (рис.
109). Исправление кривых
ННМ-Т за искажающее влия-
ние измерительной установки
и отбивка границ пластов
производятся так же, как и
в ННМ-НТ. Конструкция и
техническое состояние сква-
жины учитываются по спе-
циальным методикам.
Интенсивность тепловых
нейтронов выражается в от-
носительных единицах, опор-
ные пласты выбирают исходя
из тех же соображений, что и
в ННМ-НТ (см. § 41).
Метод плотности тепло-
вых нейтронов применяют
для литологического расчле-
Рис. 109. Пример выделения водо-
носных коллекторов и определения
положения водонефтяного контак-
та по данным нейтронных и элек-
трических методов.
1 — нефтеносный песчаник; 2 — водонос-
ный песчаник; 3 — известняк; 4 — глина
8 Заказ № 1956
225
нения разреза скважины по водородосодержанию и определения
пористости пород для отбивки водонефтяного, газоводяного и
газонефтяного контактов, а также для выявления элементов
с высоким сечением захвата тепловых нейтронов.
Наиболее благоприятные результаты ННМ-Т дает при изу-
чении чистых карбонатных отложений, не содержащих глини-
стого материала. В таких случаях все минимумы кривых свя-
заны с водоносными и нефтеносными коллекторами и по ним
легко разделить всю толщу на проницаемые и малопроницае-
мые слои.
При определении пористости по данным ННМ-Т необходимо
учитывать минерализацию пластовых вод. Существуют специ-
альные методики определения пористости горных пород по во-
дородосодержанию или по хлоросодержанию [16].
На показания ННМ-Т в большой степени влияют также
скважинные условия, поэтому требуется точная методика их
учета. Наиболее точные данные о пористости горных пород по-
лучают по результатам двухзондовых замеров. Используются
зонды длиной Ln 1—40-?- 45 см и Ln 2 = 60-?70 см. В этом
случае результаты определения пористости слабо зависят от
изменения минерализации пластовой воды и промывочной жид-
кости, диаметра скважины и эксцентриситета прибора в сква-
жине.
Наиболее эффективен ННМ-Т при исследовании коллекто-
ров с низкой и высокой пористостью и при полном насыщении
пор пласта нефтью или слабоминерализованной водой. При
изучении газоносных пластов с невысоким водородосодержа-
нием ННМ-Т равноценен ННМ-НТ.
Отбивка водонефтяного контакта ННМ-Т по хлоросодержа-
нию в литологически однородных пластах одинаковой пористо-
сти возможна при повышенной минерализации пластовых вод
(более 100—150 г/л). Из-за различия хлоросодержания в неф-
теносной и водоносной частях пласта, а следовательно, боль-
шего поглощения тепловых нейтронов в водоносной части про-
исходит увеличение плотности тепловых нейтронов при пере-
ходе от водоносной части разреза к нефтеносной. Эффект
отбивки ВНК повышается в крепленных и зацементированных
скважинах, простоявших длительное время, в течение которого
произошло не только расформирование зоны проникновения,
но и обогащение цементного кольца против водоносной части
пласта раствором хлористого натрия из пластовой воды. В та-
ких случаях ВНК на кривой ННМ-Т отмечается еще более рез-
ким увеличением плотности тепловых нейтронов при переходе
от водоносной части разреза к нефтеносной.
Метод плотности тепловых нейтронов находит широкое при-
менение при выделении в разрезах скважин элементов с высо-
ким сечением захвата тепловых нейтронов: бора, ртути, лития,
хлора, кобальта, вольфрама, марганца, сурьмы, кадмия, а так-
же некоторых редкоземельных.
226
Угольные пласты на кривых 1п уверенно отмечаются ми-
нимальными показаниями, так как они содержат значитель-
ное количество (до 12%) водорода.
§ 53. НЕЙТРОННЫЙ ГАММА-МЕТОД
На взаимодействии нейтронов с ядрами элементов, входя-
щих в состав горных пород, основаны нейтронные методы ис-
следования скважин: нейтронный гамма-метод (НГМ) и спек-
трометрический нейтронный гамма-метод (НГМ-С).
Физические основы НГМ
Сущность нейтронного гамма-метода состоит в исследова-
нии интенсивности искусственного гамма-поля, образовавшегося
в результате поглощения (радиационного захвата) тепловых
нейтронов породообразующими элементами.
Интенсивность гамма-излучения радиационного захвата за-
висит в основном от числа тепловых нейтронов, поглощаемых
единицей объема горной породы, и длины зонда. Число нейтро-
нов, поглощаемых единицей объема породы, пропорционально
плотности тепловых нейтронов, которая зависит от замедляю-
щих и поглощающих свойств горной породы. Как отмечалось
выше, замедляющие свойства среды зависят от водородосодер-
жания, а поглощающие свойства — от водородосодержания и
содержания элементов с высоким сечением захвата тепловых
нейтронов в окружающей среде (хлора, бора, железа, марганца
и др.).
Различные элементы при захвате одного теплового нейтрона
испускают неодинаковое количество гамма-квантов. Это свой-
ство называется эмиссирующей способностью. Так,
минимальной эмиссирующей способностью обладают водород,
кислород и углерод (около 1 гамма-кванта на один захват),
максимальный—натрий и хлор (3,09 и 2,36 гамма-квантов на
один захват). Гамма-кванты, образовавшиеся при захвате теп-
ловых нейтронов, различаются по энергиям. Поскольку прони-
кающая способность гамма-квантов зависит от энергии, коли-
чество их, достигших индикатора, зависит от ядер элементов —
поглотителей тепловых нейтронов. Количество гамма-квантов,
зарегистрированных аппаратурой при захвате 1 нейтрона, назы-
вают эффективной эмиссирующей способно-
стью. Боропосиые пласты, например, обладают низкой эф-
фективной эмиссирующей способностью, поэтому характеризу-
ются резким понижением интенсивности радиационного захвата
1Пу, хотя бор отличается высокой эмиссирующей способностью
и большим сечением захвата тепловых нейтронов, но испускает
мягкое гамма-излучение (£*^<0,5 МэВ). Присутствие в породе
аномально активных поглотителей тепловых нейтронов (хлора,
марганца, кадмия и др.), вызывающих жесткое гамма-излуче-
ние, приводит к повышению при прочих равных условиях,
8*
227
так как эти поглотители характеризуются высокой эффектив-
ной эмиссирующей способностью.
Таким образом, число поглощаемых нейтронов, а следова-
тельно, количество вторичных гамма-квантов определяются за-
медляющими и поглощающими свойствами горных пород.
Зонды НГМ также подразделяются на доинверсионные, ин-
версионные и заинверсиониые. Однако размеры Lny доинверси-
онных и инверсионных зондов больше размеров зондов ННМ-Т,
так как кроме всех факторов, определяющих Ln-T, следует учи-
тывать свободный пробег вторичных гамма-квантов, образовав-
шихся при радиационном захвате тепловых нейтронов. При
работе с заинверсионпыми зондами показания нейтронного
гамма-метода находятся в обратной зависимости от водородо-
содержания, близкой к экспоненциальной. В тех случаях, когда
поровое пространство горных пород заполнено минерализован-
ной жидкостью, изменение их объемного водородосодержания
сопровождается одновременным изменением содержания в по-
родах и водорода, и хлора, что отражается на характере связи
/n?=f(Gy) (рис. ПО). На величину 1Пу в этом случае основное
влияние оказывает изменение хлоросодержания пород, пропор-
ционального при данной минерализации пластовых вод коэф-
фициенту открытой пористости.
Таким образом, показания НГМ зависят и от водородосо-
держания, и от хлоросодержания, причем по-разному: при по-
вышении водородосодержания /те7 уменьшается, а при повы-
шении хлоросодержания — увеличивается. Это обстоятельство
необходимо учитывать при интерпретации данных НГМ.
Изменение размера зонда влияет на глубинность исследо-
вания нейтронного гамма-метода: с увеличением размера глу-
бинность возрастает, затем достигает некоторого максимального
значения и начинает уменьшаться. При изучении терригенных
отложений используют зонды максимальной глубинности дли-
ной 45—50 см, карбонатных отложений—длиной 60—70 см.
В практике радиометрических работ в качестве стандартного
зонда НГМ обычно используется заинверсиониый зонд с Lny =
60 см.
Радиус (глубинность) исследования НГМ оценивается фор-
мулой
^\нгм —
(где — полный линейный коэффициент ослаб-
ления гамма-квантов, М — полная длина миг-
рации нейтронов) и составляет
Рис. 110. Кривые Iny=f(w)> полученные на моделях
среды в условиях повышенной минерализации пластовых
вод.
Шифр кривых — минерализация воды в г/л по хлору
20—40 см, уменьшаясь с повышением объемного водородосо-
держания горных пород и содержания в них элементов с ано-
мально высоким сечением радиационного захвата тепловых
нейтронов. Таким образом, глубинность НГМ. по разрезу сква-
жины есть величина переменная. Она больше в низкопористых
чистых песчаниках, плотных карбонатных, газоносных пластах,
меньше — в высокопористых породах, насыщенных нефтью или
водой, глинах и гипсах.
Аппаратура и методика исследований НГМ
При исследовании скважин НГМ используется скважинный
прибор, аналогичный радиометрам ННМ-НТ и ННМ-Т (пре-
имущественно ДРСТ). Детектором радиационного гамма-излу-
чения служит сцинтилляционный счетчик, состоящий из кри-
сталлов Nal(Tl).
Дифференцирующая способность НГМ по водородосодер-
жанию возрастает с увеличением толщины и плотности фильтра
между источником нейтронов и индикатором гамма-квантов
при окружении индикаторов кадмиевым экраном, а также при
увеличении диаметра гильзы прибора. С увеличением толщины
фильтрирующего экрана снижается фон от прямого гамма-излу-
чения нейтронных источников. В качестве фильтра использу-
ется свинец, который хорошо поглощает гамма-кванты. При ок-
ружении индикаторов кадмием в регистрируемой величине
^пурег появляется составляющая от взаимодействия тепловых
нейтронов с кадмиевым окружением Лг?Са, которая пропорцио-
нальна плотности тепловых нейтронов и определяется водоро-
досодержаиием и хлоросодержанием. При увеличении диаметра
гильзы прибора уменьшается толщина слоя промывочной жид-
кости близ него в скважине, что эквивалентно уменьшению диа-
метра скважины.
При выбранном размере зонда мощность источника нейтро-
нов должна быть такой, чтобы скорость счета в канале НГМ
превышала скорость счета естественного гамма-излучения
в 10—15 раз, но не достигала максимально допустимой для
самого грубого диапазона измерений аппаратуры. Обычно
этому условию удовлетворяют источники нейтронов мощностью
(4—10) • 106 нетр./с. При выборе скорости измерений и постоян-
ной интегрирующей ячейки тя интегратора руководствуются
теми же соображениями, что и в методах ГМ, ННМ-НТ,
ННМ-Т.
Масштаб записи кривой НГМ выражают в имп/мин • см,
условных единицах или в единицах вида 1п.у вер (см. § 41). Для
определения условной единицы используют эталонировочное
устройство, аналогичное описанному для ННМ-НТ. В этом слу-
чае за условную единицу принимается величина
*пу усл. ед — пу и б 1у б) (Jny и в I у в),
где Лг?Иб, /п?цв — скорости счета в градуировочном устрой-
229
стве (баке) и в воздухе при подсоединенном источнике; 1^,
/?Е— то же, без источника.
Масштаб записи кривой НГМ в нефтяных и газовых сква-
жинах зависит от пористости пород и диаметра скважины.
В карбонатных и хемогенных разрезах с минимальной пори-
стостью пластов 1—2 % в скважинах диаметром 150—200 мм
масштаб записи кривой НГМ устанавливается равным 0,3—0,4
усл. ед./см, а в скважинах диаметром 250—300 мм — от 0,2 до
0,3 усл. ед./см, в песчано-глинистых разрезах с минимальной
пористостью более 10 % —0,1 усл. ед./см.
Кривые НГМ
Интерпретация диаграмм нейтронного гамма-метода начи-
нается с расчленения разреза и выделения пород с различным
водородосодержанием. При этом необходимо учитывать, что
в пластах высокого водородосодержания величина 1Пу значи-
тельно зависит от поглощающих свойств пород, а в пластах
низкого водородосодержания — от замедляющих свойств и
энергии гамма-квантов, образовавшихся в результате взаимо-
действия нейтронов с элементами-поглотителями.
Отбивка границ пластов с разным водородосодержанием
производится так же, как в ННМ-НТ. Зарегистрированные ам-
плитуды 1Пу против пластов ограниченной мощности исправ-
ляют за искажающее влияние инерционности аппаратуры.
Регистрируемая интенсивность гамма-излучения /Лурег в ней-
тронном гамма-методе представляет собой сумму нескольких
составляющих:
J и? per —/nvnT'-‘nvc4_^v-l~^w4-'''V Ф>
где /п?п и Лг? с — интенсивности гамма-излучения при радиа-
ционном захвате нейтронов в исследуемой породе и в скважине
(промывочной жидкости, обсадных колоннах и цементе); —
интенсивность гамма-излучения пород, колонны, цемента и про-
мывочной жидкости, регистрируемая каналом НГМ; /vv —ин-
тенсивность рассеянных породой гамма-квантов источника
нейтронов; /?ф—интенсивность гамма-фона прибора и источ-
ника нейтронов.
Исследование разрезов скважин НГМ основано на изучении
интенсивности, возникающей в результате радиационного за-
хвата нейтронов горной породой. Остальные составляющие
в данном случае являются помехами и должны быть по воз-
можности исключены.
Интенсивность естественного гамма-излучения регистриру-
ется гамма-методом обычно одновременно с НГМ, поэтому 7V
может быть вычтена из Лгурсг- При этом следует учитывать
различие чувствительности каналов ГМ и НГМ, которое уста-
навливается экспериментально. Остальные составляющие реги-
стрируемой интенсивности учесть трудно, поэтому они исклю-
230
чаются не полностью. Для максимального их исключения при
интерпретации данных НГМ обычно используют относительные
единицы и единицы двойного разностного параметра — /nv и
ДДу (см. § 41).
Выбор опорных пластов базируется на тех же условиях,
что и в ННМ-НТ. Иногда при интерпретации данных НГМ ис-
пользуют также вероятностную нормализованную единицу
Iпу вер (СМ. § 41).
Влияние скважинных условий на абсолютную величину ре-
гистрируемой интенсивности 1Пу такое же, как в методах плот-
ности надтепловых и тепловых нейтронов, только в меньшей
степени, так как радиус исследования НГМ несколько больше,
чем в упомянутых методах. Кроме того, в НГМ величина 1Пу
зависит от изменения минерализации Ср промывочной жидкости
по хлору: с повышением Ср интенсивность /п? растет.
На чувствительность нейтронного гамма-метода к хлоро-
содержанию горных пород очень влияет также зона проникно-
вения фильтрата промывочной жидкости. В связи с проникнове-
нием в пласты слабоминерализованного фильтрата поглощаю-
щие свойства горных пород резко снижаются. В тех случаях,
когда радиус зоны проникновения фильтрата превышает глу-
бинность исследования, НГМ практически не чувствителен к из-
менению хлоросодержания горных пород. В связи с этим хлоро-
содержание пород НГМ определяют только в закрепленных
скважинах, простоявших достаточно длительное время, после
чего под действием диффузионных и гравитационных сил в при-
скважинной зоне восстанавилось первоначальное распределение
хлора.
Области применения НГМ и решаемые им
геологические задачи
Нейтронный гамма-метод применяют для литологического
расчленения разреза, выделения пластов-коллекторов и опреде-
ления их пористости, отбивки водонефтяного (ВНК), газово-
дяного (ГВК) и газонефтяного (ГНК) контактов, а также для
выявления элементов с высоким сечением захвата тепловых
нейтронов.
Литологическое расчленение разреза по кривым НГМ осно-
вано на различии интенсивности радиационного захвата против
пород с разным водородосодержанием (см. рис. 92).
При определении пористости горных пород необходимо при-
нимать во внимание минерализацию пластовых вод, так как при
повышенной минерализации по хлору показания НГМ против
высокопористых разностей пород будут завышены. В случае
пренебрежения этим фактором получают заниженные значения
пористости и ее можно определять методом радиационного за-
хвата тепловых нейтронов по водородосодержанию или по хло-
росодержанию, используя специальные методики скважинных
231
a, 6
Рис. 111. Определение газоводяного
(а) и газонефтяного контактов (б)
(по В. В. Ларионову).
Кривые 1,3 — зарегистрированы до креп-
ления скважины; 2, 4 — то же, через
1,5 года после крепления. Заштрихованы
участки, соответствующие газоносным
пластам
исследований и интерпрета-
ции полученных данных [16].
Однако метод радиационного
захвата недостаточно чувстви-
телен к изменению пористости
в области малых (менее5 %) и
больших (более 20 %) ее
значений, на его результаты
искажающе влияют глинис-
тость и загипсованность по-
род.
Использование двухзондо-
вой установки НГМ для оп-
ределения пористости связано
с большими трудностями уче-
та влияния естественного гам-
ма-излучения, особенно при
больших длине зонда и раз-
мере экрана между детекто-
ром и источником нейтронов.
Определение ГВК и ГНК
по данным НГМ выполняется
так же, как в ННМ-НТ и
ННМ-Т (см. § 51, 52). Боковое нейтронное зондирование
в этом случае производят зондами с Anvi = 35—40 см и —
= 70—80 см (рис. 111).
Водонефтяной контакт определяется НГМ не по водородо-
содержанию, а по хлоросодержанию, так как различие в со-
держании водорода в нефти и воде мало (около 3 %) и не мо-
жет быть зарегистрировано этим методом в скважинных ус-
ловиях. Одним из важнейших условий определения ВНК по
данным НГМ являются высокая минерализация пластовых вод
(более 100—150 г/л) и постоянство литологических и коллек-
торских свойств водоносной и нефтеносной частей пласта.
Объемное хлоросодержание в таких условиях в водоносной ча-
сти пласта выше, чем в нефтеносной, следовательно, водонос-
ная часть будет фиксироваться повышенной интенсивностью
Эффект отбивки ВНК также повышается в крепленых и за-
цементированных скважинах, простоявших длительное время,
в течение которого произошли расформирование зоны проникно-
вения и обогащение цементного кольца против водоносной ча-
сти пласта раствором хлористого натрия из пластовой воды.
В таких случаях ВНК на кривой НГМ отмечается еще более
резким уменьшением интенсивности 7П? при переходе от водо-
носной части пласта к нефтеносной. Наибольший эффект от-
бивки ВНК дает комплексирование ННМ-Т и НГМ благодаря
различному влиянию хлора на интенсивности 1Пт и 1пу. Против
водоносной части пласта показания /Пт понижены, а показания
232
Inv повышены по сравнению с нефтеносной частью разреза (см.
рис. 109).
При наличии не полностью расформировавшихся или не-
глубоких зон проникновения фильтрата в проницаемые пласты
можно применять НГМ с двумя зондами разной длины, так же
как при выделении газоносных пластов.
Эффекты отбивки ВНК и газожидкостных контактов бази-
руются на одних и тех же физических основах, только в первом
случае по изменению хлоросодержания в прискважинной части
пласта, а во втором — по водородосодержанию.
Нейтронный гамма-метод целесообразно использовать при
исследованиях бурых углей в кавернозных породах, так как его
показания в меньшей степени зависят от диаметра скважины,
чем показания ГГМ-П. При этом зольность угольных пластов
определяется с точностью 5—8 % •
Хорошие результаты дает метод НГМ в комплексе с мето-
дом естественной радиоактивности горных пород на месторож-
дениях калийных солей, которые на обеих кривых отмечаются
максимальными значениями. Данные измерений ГМ и НГМ
в этом случае могут быть использованы также для количест-
венных определений калия и хлора. Однако по НГМ хлор
можно обнаружить только при его концентрации не менее 10 %.
Результаты исследований НГМ в комплексе с ГМ, прове-
денных в гидрогеологических скважинах, позволяют выделять
водоносные горизонты и оценивать их пористость. Нейтронный
гамма-метод применяют при инженерно-геологических изыска-
ниях для изучения влагосодержания грунтов в зоне аэрации.
Большие возможности этот метод имеет при изучении желез-
ных, хромитовых марганцевых руд и скоплений ртути. Железо,
хром, марганец и ртуть характеризуются большими сечениями
захвата тепловых нейтронов, сопровождающегося жестким гам-
ма-излучением.
§ 54. СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКИЙ НЕЙТРОННЫЙ
ГАММА-МЕТОД
Как уже указывалось, энергия гамма-квантов, испускаемых
при. радиационном захвате тепловых нейтронов, зависит от эле-
ментов-поглотителей, поэтому спектральный состав энергии
гамма-излучения радиационного захвата нейтронов ядрами раз-
ных элементов различен. Следовательно, по данным спектро-
метрии этого излучения в принципе можно проводить поэле-
ментный анализ горных пород. Однако из-за сложности спект-
ров излучения и отсутствия резко выраженной контрастности
спектров отдельных элементов реализация этой возможности
затруднена.
Измерительная установка, применяющаяся в спектрометри-
ческом нейтронном гамма-методе (НГМ-С), аналогична спект-
рометру естественного гамма-излучения горных пород. Данные
233
Рис. 112. Пример выделения
никелевых руд по данным
НГМ-С (по К. И. Якубсону).
1 — филлиты; 2 — массивная мед-
но-никелевая руда; 3 — богатая
вкрапленная руда; 4 — рудные ин-
тервалы по данным спектромет-
рии радиационного захвата ней-
тронов
спектрометрии гамма-излучения радиационного захвата исполь-
зуются для выделения и оценки содержания в породах лишь
отдельных элементов с наиболее характерными спектрами из-
лучения. Все химические элементы могут быть разделены на
три группы: 1) с интенсивными линиями, приуроченными к низ-
ким (менее 4 МэВ) энергиям (водород, калий, магний и др.);
2) с наличием нескольких интенсивных линий в области энер-
гий 4—6 МэВ (ванадий, ртуть, селен, стронций); 3) с наиболее
интенсивными линиями в области высоких (>6 МэВ) энергий
(алюминий, железо, медь, никель, титан и Др.).
В нефтегазовой геологии НГМ-С применяется при отбивке
водонефтяного контакта по хлору с регистрацией составляющей
/лт при энергии гамма-квантов более 4 МэВ или в области
энергий 5,5—6,5 МэВ. При этом положение ВНК фиксируется
четко, так как регистрируемая интенсивность радиационного
захвата более точно отражает концентрацию хлора вводоносной
части пласта, чем в стандартной модификации НГМ. Так, если
при стандартных исследованиях НГМ перепад интенсивностей
/л? на водонефтяном контакте составляет 10—12 %, то эф-
фект отбивки ВНК при регистрации захватного гамма-излуче-
ния с энергией выше 4 МэВ увеличивается до 50 %, а при ре-
гистрации гамма-квантов в обла-
сти энергий 5,5—6,5 МэВ—до
100 % (см. рис. 109).
Спектрометрия гамма-излучения
радиационного захвата нейтронов
наиболее широкое применение на-
ходит при исследованиях сква-
жин, бурящихся с целью поисков
и разведки железных, хромитовых,
марганцевых, никелевых и других
руд (рис. 112). Хорошие резуль-
таты дает НГМ-С также при выде-
лении буровых углей и определе-
нии их зольности с регистрацией!
гамма-квантов захватного излуче-
ния энергий 3—10 МэВ.
К числу факторов, осложняю-
щих исследования разрезов сква-
жин спектрометрическим нейтрон-
ным га мм а-методом, относятся: 1)
трудность учета фонового гамма-
излучения; 2) выполаживаиие связи
интенсивностей с содержанием
искомого элемента в области его
повышенных концентраций; 3) на-
ложение аппаратурного спектра
гамма-излучения. Учет этих факто-
ров связан с определенными труд-
234
ностями. Дальнейшие совершенствования методик интерпрета-
ции гамма-спектров расширят круг задач, решаемых с по-
мощью НГМ-С.
§ 55. МЕТОД НАВЕДЕННОЙ АКТИВНОСТИ
Метод наведенной активности (МНА) основан на измерении
активности искусственных радиоактивных изотопов, образую-
щихся из стабильных изотопов в результате облучения горных
пород потоком нейтронов, гамма-квантов или заряженных ча-
стиц.
Наиболее широко применяется метод наведенной активно-
сти, в котором исследуемое вещество облучается нейтронами.
Сечение ядерной реакции, приводящей к образованию радио-
активных ядер, называется сечением активации оа- Повышен-
ные сечения активации тепловыми нейтронами характерны для
большой группы элементов: Al, Si, Мп, Cl, Na, А, V, Си, Cd
и др. Высокими сечениями активации под действием быстрых
нейтронов обладают элементы О, Mg, Al, Si, Cl, Cr, Mn, F.
В МНА используются ядерные реакции взаимодействия ней-
тронов с горной породой с образованием радиоактивных изото-
пов, распад которых сопровождается испусканием гамма-излу-
чения. Таким образом, регистрируется искусственное гамма-поле,
создаваемое распадом активированных радиоактивных изотопов
горной породы.
Принцип измерения МНА заключается в следующем. Гор-
ную породу в заданной точке разреза скважины в течение не-
которого времени облучения тОбл активируют под действием
нейтронного излучения, создаваемого стационарным или им-
пульсным источником нейтронов.
Число активированных ядер Nq, образовавшихся в течение
времени облучения среды нейтронами, описывается следующим
выражением:
Wo = [1 —ехр (—ХрТобл)], (115)
где Фп — поток нейтронов; оа— эффективное сечение актива-
ции элемента на одно ядро; п— содержание ядер активируе-
мого элемента в единице объема вещества; Хр— постоянная
распада образующихся радиоактивных элементов.
Из формулы (115) следует, что максимальная активность
Азотах (активность насыщения) получается при тОбл—Од-
нако практически для получения активности насыщения до-
статочно облучать породу на протяжении времени тобл = 6 Т
(рис. 113).
После окончания облучения регистрируемая наведенная ра-
диоактивность горных пород во времени уменьшается по экспо-
ненциальному закону, и на момент замера наведенной гамма-
235
Рис. 113. Зависимость от-
носительной наведенной
акТИВНОСТИ ПОрОД N/Nomax
от времени облучения тОбл,
выраженного в единицах
периода полураспада изо-
топов Т х/.л
активности /?а через определенный
промежуток времени т число активи-
рованных ядер
N = N0 exp (—Арт) — Фпмаа [1 —
ехр ( ХртОбл)] охр ( Хрт).
Таким образом, зарегистрирован-
ная счетчиком гамма-активность в лю-
бой момент времени оказывается про-
порциональной числу ядер данного
элемента в горной породе, т. е. его
концентрации. Благодаря этому метод
наведенной активности позволяет ре-
шать две задачи: 1) идентификацию
изотопов, обусловливающих регистри-
руемую гамма-активность; 2) опреде-
ление концентрации активируемых
изотопов и элементного состава иссле-
дуемого объекта. Первая задача реша-
ется с учетом периода полураспада об-
разующихся радиоактивных изотопов,
а также спектрального состава испу-
скаемого при их распаде гамма-излучения. Решение второй за-
дачи основано на пропорциональности величины наведенной
гамма-активности числу ядер исходного элемента в горной по-
роде.
Чаще всего в исследуемых объектах
активируется не один,
а несколько изотопов, имеющих разные периоды полураспада
и содержащихся в различных количествах. Для уменьшения
влияния короткоживущих радиоактивных изотопов наведенная
гамма-активность замеряется через определенное время после
окончания облучения горной породы потоком нейтронов, в те-
чение которого большая часть короткоживущих изотопов рас-
падается. Кроме того, выбирая время облучения, можно до-
биться, что наведенная активность одних элементов будет мак-
симальной, а других — ничтожно малой. Однако и в этом
случае не удается зарегистрировать спад наведенной гамма-
активности, обусловленной только одним активированным изо-
топом.
Оценка гамма-активности, связанной с активацией каждого
элемента отдельно, основана на дифференцировании регистри-
руемой кривой /va==f('t) на отдельные составляющие чаще
всего путем ее графического расчленения (рис. 114,а). Исхо-
дят из того, что после окончания облучения наведенная радио-
активность горных пород, вызванная одним радиоактивным
изотопом, во времени уменьшается по экспоненциальному за-
кону, выражающемуся графически в системе координат х=т,
y=lnN в виде прямой, тангенс угла наклона которой равен по-
стоянной распада Хр, а отрезок, отсекаемый на оси ординат,—
236
Рис. 114. Примеры графического расчленения кривой lya. =f(t) для смеси
радиоактивных изотопов (а) и отбивки ВНК в крепленой скважине (б) (по
В. В. Ларионову).
а: / — 38С1; 2 — 52V; 3-28А1; б: / — КС; // — СП; /// — НГМ; IV— ГМ. 1 — нефтенос-
ный известняк; 2 — известняк; 3 — глина
’t)
величине No (см. § 36). По величине можно определить
искомый элемент, а по No—его содержание в породе. Кроме
того, предполагается, что в области максимальных значений т
указанная кривая описывает закон распада радиоактивного
изотопа, наиболее долго живущего из присутствующих в по-
роде.
Исследования МНА проводят точечным способом или при
непрерывном движении прибора. Точки выбирают с учетом по-
ставленной задачи и имеющихся данных о мощности пласта,
его литологических особенностях и предполагаемом характере
распределения активируемых элементов горной породы на раз-
ных глубинах. Целесообразно намечать точки наблюдения через
интервалы, равные расстоянию от середины индикатора до
нейтронного источника. Это позволяет значительно сократить
процесс исследования скважины за счет совмещения во времени
замера наведенной активности в одной точке с облучением
среды на другой точке. Предварительно в каждой точке заме-
ряют интенсивность естественного гамма-поля /7. После окон-
чания облучения среды против точки устанавливают индика-
торную часть скважинного прибора и регистрируют изменение
во времени интенсивности /?арег- По результатам измерений
строят кривую ln/fa=f(t), предварительно вычтя из них ве-
личину интенсивности естественного гамма-излучения, замерен-
ную перед облучением среды: ^уа— Туарег I ;
Метод наведенной активности при непрерывном перемеще-
нии прибора можно применять только в случае измерения на-
веденной активности короткоживущих (с Ti/,, <10 мин) изото-
пов. Его эффективность во многом зависит от скорости переме-
щения прибора, размера зонда и периода полураспада изотопа
искомого элемента. Источник нейтронов располагается на мак-
237
симальном расстоянии (обычно несколько метров) и выше
индикатора гамма-излучения. В этом случае при измерении /?а
собственное гамма-излучение нейтронного источника и нейтрон-
ное гамма-излучение (радиационного захвата), возникающее
в породе, скважине и материалах прибора, практически не
оказывают влияния на результаты. Оптимальный размер зонда
для каждого полезного ископаемого обычно устанавливается
экспериментально.
Метод наведенной активности позволяет решать задачи неф-
тяной и рудной геологии. При исследовании нефтяных скважин
МНА можно определять характер насыщения пластов и степень
их обводнения, скорость движения пластовых вод месторожде-
ния, контролировать положение и перемещение водонефтяного
контакта в процессе разработки месторождения, а также тех-
ническое состояние скважины.
При высокой концентрации натрия и хлора в минерализо-
ванных пластовых водах (>50 г/л) разделять нефтеносную и
водоносную части пласта методом наведенной активности
можно по хлору или по натрию, или по ванадию (рис. 114,6).
В пластовых условиях содержание хлора и натрия в водонос-
ной части пласта выше, чем в нефтеносной. В этом случае МНА
основан на регистрации гамма-излучения 24Na, образующегося
в результате реакции 23Na(n, y)24Na при облучении пласта по-
током тепловых нейтронов, или гамма-излучения 38С1 [37С1 (п,
у)38С1].
Если в качестве индикаторного элемента используют нат-
рий, облучение и замер спада наведенной активности проводят
в течение 4 ч. При исследовании наведенной активности хлора
облучать пласт нейтронами наиболее целесообразно в течение
40 мин, а замерять спад регистрируемой интенсивности /?а —
в течение 2,0—2,5 ч. Самые надежные результаты при отбивке
водоиефтяиого контакта дает метод наведенной активности по
натрию. Метод наведенной активности характеризуется повы-
шенной чувствительностью к водонефтенасыщенности коллек-
торов, но он малопроизводителен.
Скорость движения пластовых вод можно определить по сте-
пени отклонения спада наведенной активности данного изотопа
от экспоненциального закона при взаимном движении исследуе-
мой среды и детектора, регистрирующего наведенную актив-
ность.
Метод наведенной активности является одним из эффектив-
ных методов ядерно-геофизического опробования твердых по-
лезных ископаемых в естественном залегании. Он успешно при-
меняется при исследовании скважин на месторождениях
флюорита и других фторосодержащих полезных ископаемых
(фосфоритов, апатитов), медных и марганцевых руд, различных
видов глиноземного сырья для качественного выделения полез-
ных ископаемых, а в отдельных случаях — и для количест-
венной оценки их содержания в разрезах скважин, например
238
бокситов (по наведенной активности 28А1), марганца, меди,
флюоритов (в основном по изотопу I6N) и др.
Большие перспективы МНА связаны с использованием им-
пульсного генератора нейтронов для активации пород, по-
скольку это позволит определять содержание изотопов с Т у3
в несколько секунд, в частности 16N, являющегося продуктом
активации кислорода. Регистрация наведенной активности кис-
лорода расширяет возможности метода при установлении ВНК,
выделении угольных пластов, залежей серы и др.
§ 56. МЕТОД ИНДИКАЦИИ ЭЛЕМЕНТАМИ
С АНОМАЛЬНЫМИ НЕЙТРОННЫМИ СВОЙСТВАМИ
Применение радиоактивных изотопов для исследования
скважин связано с опасностью облучения. Это препятствие мо-
жет быть устранено, если в качестве меченой жидкости исполь-
зовать не радиоактивные элементы, а элементы с аномальными
нейтронными характеристиками. Такими элементами являются
хлор, бор и кадмий, активно поглощающие тепловые нейтроны
(большое сечение захвата сг3) и обладающие высокой гамма-
активностью (эффективной эмиссирующей способностью) ра-
диационного захвата нейтронов (особенно хлор).
Одним из основных требований к соединениям бора, хлора
и кадмия является достаточно хорошая растворимость в зака-
чиваемой жидкости. Этому условию удовлетворяет борная кис-
лота Н3ВО3 (растворимость 4,9
CdCl2 (растворимость 114
г/100 г).
Методика измерений ме-
тода индикации с аномаль-
ными нейтронными свойст-
вами (ММА-Н) несколько от-
личается от методики ММА-И.
В ММА-Н после закачки ме-
ченой жидкости и промывки
скважины измеряют плот-
ность тепловых нейтронов или
интенсивность гамма-излуче-
ния радиационного захвата
нейтронов.
При использовании в ка-
честве активатора хлористого
кадмия проницаемые и высо-
копористые пласты отмеча-
ются на кривых НГМ повы-
шенными значениями /пт,
а на кривых ННМ-Т — пони-
женными показаниями I пг.
В случае закачки в скважину
жидкости, активированной
г/100 г) и хлористый кадмий
Рис. 115. Кривые ННМ-Т против
коллекторов, «задавленных» раство-
ром борного ангидрита.
7, II — замеры сделаны 24 и 28 августа
1979 г. соответственно, / — глина; 2 —
нефтеносный песчаник; 3 — водоносный
песчаник
23£
борной кислотой, пласты-коллекторы на кривых НГМ и ННМ-Т
выделяются аномально минимальными показаниями.
Опасность радиактивного облучения обслуживающего пер-
сонала при производстве скважинных измерений методом инди-
кации элементами с аномальными нейтронными свойствами
практически сводится к нулю в случае использования скважин-
ных генераторов нейтронов. При этом возрастают радиус зоны
исследования и эффективность метода.
Метод индикации элементами с аномальными нейтронными
свойствами позволяет решать те же геологические и техниче-
ские задачи, что и метод индикации радиоактивными элемен-
тами (см. § 50). Так, при исследовании импульсным нейтрон-
ным методом по тепловым нейтронам пласты-коллекторы выде-
ляются повышенными значениями 7НП относительно вмещающих
глинистых пород (рис. 115). После закачки в пласты-коллек-
торы промывочной жидкости, содержащей 10 г/л борного ан-
гидрита, во всех проницаемых пластах интенсивность !ап резко
падает. По разности интенсивностей первого и второго замеров
ИННМ-Т уверенно фиксируются пласты-коллекторы в интер-
валах глубин 1742,4—1956,4 м; 1761,8—1768,2 м и 1774,4—
1790,4 м.
Глава ХШ
МЕТОДЫ ИМПУЛЬСНОГО НЕЙТРОННОГО ПОЛЯ
Нейтронными методами исследования разрезов скважин
с использованием стационарных ампульных источников нейтро-
нов, когда горная порода непрерывно облучается потоком бы-
стрых нейтронов, изучается постоянный во времени процесс
взаимодействия нейтронов с породой, результаты которого
фиксируются или по плотности надтепловых нейтронов
ННМ-НТ, или по плотности тепловых нейтронов ННМ-Т, или
по интенсивности гамма-излучения радиационного захвата НГМ.
При этом теряется информация о поведении нейтронов или
гамма-квантов во времени и, таким образом, затрудняется
или почти полностью исключается возможность раздельного из-
учения отдельных процессов взаимодействия исследуемых ча-
стиц с горной породой. Это снижает общую информативность
этих методов. От указанного недостатка свободны методы, ос-
нованные на переменном (импульсном) нейтронном поле.
§ 57. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИМПУЛЬСНЫХ
НЕЙТРОННЫХ МЕТОДОВ
При импульсных нейтронных методах исследования сква-
жин горная порода облучается кратковременными потоками бы-
стрых нейтронов длительностью Ат, следующими один за дру-
гим через определенные промежутки времени т (рис. 116). Че-
240
Рис. 116. Схема, поясняющая
принцип измерений импульсными
методами
не только пространственно-
рез некоторое время т3 (время
задержки) после окончания гене-
рируемого нейтронного импуль-
са в течение времени Дтзам (вре-
менное окно) производится из-
мерение плотности нейтронов
пПг или продуктов их взаимо-
действия с горной породой.
Последовательно изменяя Тз
При ПОСТОЯННОМ ДТзам> МОЖНО
получить зависимость ПЛОТНОСТИ
нейтронов от интенсивности ра-
диационного гамма-излучения от
Тз- Таким образом, исследуется
энергетическое, ио и временное распределение нейтронов
в скважине, пересекающей исследуемый пласт, после оконча-
ния импульса быстрых нейтронов. Интерпретируя такого рода
зависимости интенсивности исследуемых частиц от времени по
соответствующим методикам, можно получить нейтронные ха-
рактеристики пород по разрезу скважины.
При переменном нейтронном поле процессы замедления и
диффузии нейтронов происходят, грубо говоря, последовательно
и могут быть исследованы раздельно, в зависимости от времени
задержки, прошедшего с момента испускания нейтронов источ-
ником.
Время замедления быстрых нейтронов (10—102 мкс) харак-
теризует водородосодержание горных пород. Время диффузии
тепловых нейтронов (102—104 мкс) определяется водородосо-
держаиием и наличием в среде ядер с большим сечением
захвата тепловых нейтронов (в частности, содержанием хлора
в пластовой жидкости).
В силу большого различия во временах замедления быстрых
нейтронов и диффузии тепловых нейтронов с увеличением вре-
мени задержки регистрируемая плотность тепловых нейтронов
однозначно определяется только поглощающими нейтронными
свойствами среды. При малых временах задержки плотность
тепловых нейтронов определяется замедляющими нейтронными
свойствами среды.
В зависимости от того, какие ядериые реакции взаимодей-
ствия нейтронов с горной породой используются, какие при этом
элементарные частицы регистрируются и при каких временных
задержках исследуются импульсные нейтронные поля, разли-
чают: импульсный нейтрон-нейтронный метод по надтепловым
нейтронам (ИННМ-НТ), импульсный нейтрон-нейтронный ме-
тод по тепловым нейтронам (ИННМ-Т), импульсный нейтрон-
ный гамма-метод радиационного захвата (ИНГМ), спектромет-
рический импульсный нейтронный гамма-метод радиационного
захвата (ИНГМ-С), импульсный нейтронный гамма-метод
го
неупругого рассеяния нейтронов (ИНГМ.Р), импульсный нейт-
ронный гамма-метод наведенной активности (ИНГМ.-НА), им-
пульсный нейтрон-нейтронный метод резонансного поглощения
тепловых нейтронов (ИННПМ-Т). Импульсный нейтрон-нейт-
ронный метод по надтепловым нейтронам в практике геолого-
разведочных работ не нашел применения.
§ 58. ИМПУЛЬСНЫЙ НЕЙТРОН-НЕЙТРОННЫЙ
МЕТОД ПО ТЕПЛОВЫМ НЕЙТРОНАМ
Наиболее широко применяется импульсный нейтрон-нейтрон-
ный метод, при котором регистрируется плотность тепловых
нейтронов.
Пространственно-временное распределение плотности теп-
ловых нейтронов от импульсного источника быстрых нейтронов
определяется нейтронными параметрами исследуемой среды,
зависящими как от коэффициента диффузии горных пород D
и среднего времени жизни тепловых нейтронов хп, так и от
длины замедления L3, характеризующей их замедляющие свой-
ства. Таким образом, данные импульсного нейтрон-нейтронного
метода несут в себе информацию о водородосодержании по-
род — через коэффициент диффузии и длину замедления, о со-
держании в породах элементов с повышенными сечениями за-
хвата Оз—через среднее время жизни тепловых нейтронов.
Величина коэффициента диффузии различных пород варьи-
рует в относительно небольших пределах (0,4 • 10~5 —
3* 10~5 см2/с), зависит главным образом от водородосодержа-
ния и не зависит от минерализации пластовых вод.
Среднее время жизни тепловых нейтронов горных пород
определяется их поглощающими свойствами и изменяется
в значительно больших пределах (4,6—1065 мкс), чем коэф-
фициент диффузии.
В общем случае двух сред с разным водородосодержанием
(Di^=D2) и с разными поглощающими свойствами, т; е. сред-
нее время жизни тепловых нейтронов первой среды tni не равно
тп2 второй среды на заданном расстоянии от источника, отно-
шение плотностей тепловых нейтронов этих сред
Величина rii/n2 в большей степени зависит от поглощающих
свойств горных пород, чем от замедляющих, что и находит свое
отражение при использовании ИННМ.-Т для изучения разрезов
скважин. Основной замеряемой величиной в ИННМ-Т является
среднее время жизни тепловых нейтронов. Из формулы (116)
следует, что, изменяя время задержки, можно получить сколь
угодно различающиеся значения плотности нейтронов (рис. 117)
против нефтеносного и водоносного пластов. В этом одно из
основных преимуществ импульсного нейтрон-нейтронного ме-
тода.
242
иннм-т
ннм-т
иннм-т
ннм-т
Рис. 117. Определение ВНК в песчаном коллекторе по диаграммам ИННМ-Т
и ННМ-Т с разными задержками.
1 — нефтеносный песчаник; 2 — водоносный песчаник. Штриховые кривые — контроль-
ные замеры
Радиус зоны исследования ИННМ-Т /?Ис определяется водо-
родосодержанием среды и временем задержки: Д л/Вх3.
С повышением водородосодержания среды уменьшается ко-
эффициент диффузии тепловых нейтронов и, следовательно,
радиус исследования. С увеличением времени задержки непре-
рывно возрастает глубинность ИННМ-Т, но падает скорость
счета импульсов, что приводит к большим статистическим по-
грешностям измерений.
Благодаря большой энергии нейтронов, испускаемых сква-
жинным генератором нейтронов (до 14 МэВ), при соответст-
вующем выборе времени задержки (1000—1200 мкс) радиус
исследования ИННМ-Т (60—80 см) намного превышает глу-
бинность нейтронных методов с ампульными нейтронными ис-
точниками. В этом существенное преимущество ИННМ-Т.
Размер зонда оказывает влияние на расчленяющую способ-
ность ИННЛ4-Т против маломощных пластов и точность опреде-
ления среднего времени жизни тепловых нейтронов. Длина
зонда равна расстоянию от мишени генератора нейтронов до
середины индикатора. Точка записи условно относится к ми-
шени прибора. При работе в нефтяных скважинах используется
зонд длиной LnI[ = 30 см, в газовых скважинах — зонд с Ьпи—
= 50 см.
Влияние на величину плотности тепловых нейтронов
в ИННМ-Т положения прибора в скважине относительно ее
оси, обсадной стальной колонны и цементного кольца, зоны
проникновения фильтрата промывочной жидкости и других
факторов подчинено примерно тем же законам, что и в стан-
243
дартной модификации ННМ-Т. Однако при достаточно боль-
ших временах задержки на характере временного распределе-
ния плотности тепловых нейтронов скважинные условия почти
не сказываются.
Аппаратура и методика исследований ИННМ-Т
Наиболее современной аппаратурой импульсных нейтронных
методов исследования нефтяных и газовых скважин является
импульсный генератор нейтронов ИГН-4, состоящий из сква-
жинного прибора I и наземной аппаратуры, включающей па-
нель управления II и блок пересчета III (рис. 118). Скважин-
ный прибор состоит из блока генератора нейтронов и электрон-
ного блока. Блок генератора нейтронов представляет собой
герметизированный контейнер с ускорительной трубкой 2 и
высоковольтным трансформатором 1, заполненный изоляцион-
ной кремнийорганической жидкостью. В электронном блоке для
регистрации тепловых нейтронов размещены восемь парал-
лельно включенных пропорциональных счетчиков 3, заполнен-
ных трехфтористым бором, импульсы которых после усилителя
4, формирователя 5 и смесителя 7 вместе с маркерными им-
пульсами по трехжильному геофизическому кабелю поступают
на панель управления II. Блок 6 служит для управления уско-
рительной трубкой УГК-1.
В селекторе 9 панели управления II производится разделе-
ние счетных и маркерных импульсов. Счетные импульсы посту-
Рис. 118. Блок-схема аппаратуры
импульсных нейтронных методов
ИГН-4
Рис. 119. Принципиальная схема
генератора нейтронов
244
пают в канал интегрального счета 10 и на выходы четырех
дифференциальных каналов 11—14. Маркерные импульсы, от-
мечающие начало каждого нейтронного импульса, служат для
запуска схем «задержки» и временного «окна» каждого диф-
ференциального канала. Выходные импульсы каналов, преоб-
разованные с помощью интенсиметров в постоянный ток, за-
писываются в виде геофизических диаграмм фоторегистрато-
рами серийных геофизических станций. В панели управления
размещаются также устройства управления работой скважин-
ного прибора.
Счет импульсов в каналах панели управления производится
с помощью пятиканального блока пересчета III, содержащего
транзисторные пересчетные декады и электромеханические счет-
чики.
Работа скважинного прибора контролируется осциллогра-
фом VI геофизической станции, на экране которого можно на-
блюдать счетные и маркерные импульсы.
Питание аппаратуры осуществляется от унифицированного
выпрямителя УВК-2 (IV) и унифицированного генератора УГ-1
( V) через фильтр 8.
Наземное оборудование выполнено в виде отдельных бло-
ков, которые размещаются в типовых стойках серийных гео-
физических станций. Обмен командами управления и инфор-
мации между наземным оборудованием и скважинным прибо-
ром и питание глубинного прибора обеспечиваются с помощью
трехжильного геофизического кабеля 15.
Принцип действия аппаратуры основан на облучении горных
пород импульсами быстрых нейтронов и анализе временного
распределения плотности тепловых нейтронов в зависимости от
характера насыщения и элементного состава горных пород.
Основными конструктивными узлами генераторов нейтронов
являются ускорительная трубка и источник питания высокого
напряжения (рис. 119). Ускорительная трубка представляет со-
бой стеклянный баллон, заполненный дейтерием (изотопом во-
дорода 2Н). Ионизация дейтерия производится электронами,
эмиссируемыми накаленным вольфрамовым катодом 2. Элект-
роны ускоряются цилиндрическим анодом 4 и под действием
продольного магнитного поля, образованного катушкой 3, пе-
ремещаются вдоль него по спиральным траекториям. Высоко-
вольтный электрод 5, в котором расположена мишень 6, пита-
ется переменным синусоидальным напряжением со вторичной
обмотки высоковольтного трансформатора Тр. При отрицатель-
ном потенциале на электроде 5 электроны, не доходя до конца
. цилиндрического анода, отражаются и таким образом совер-
шают внутри цилиндра колебательные движения, ионизирующие
дейтерий. В это же время образовавшиеся положительно заря-
женные дейтроны ускоряются и, бомбардируя мишень 6 из цир-
кония или титана, насыщенных дейтерием или тритием, генери-
руют нейтроны соответствующих энергий.
245
Расход дейтерия в ускорительной трубке восполняется с по-
мощью натекателя /, который представляет собой спираль из
титановой проволоки, насыщенной дейтерием. При работе гене-
ратора натекатель нагревается током, и сорбированный дейте-
рий выходит из него в объем трубки.
Генератор нейтронов может работать в непрерывном и им-
пульсном режимах. Импульсный режим работы обеспечивается
подачей положительного потенциала. На цилиндрический анод
4 подается переменное напряжение в виде прямоугольных им-
пульсов требуемой длительности от специального генератора,
синхронизированного с высоковольтным трансформатором Тр.
Имеются и другие конструкции генераторов нейтронов.
В аппаратуре ИГН-4 используется генератор нейтронов, ос-
нованный на реакции 3T(d, п)4Не и обеспечивающий энергию
нейтронов 14,1 МэВ и средний выход (1—2) • 107 нейтр./с.
Длина зонда для регистрации тепловых нейтронов равна 43 см.
Аппаратура ИГН-4 обеспечивает частоту повторения им-
пульсов нейтронного излучения 360—440 Гц, задержки т3, рав-
ные 50, 150, 250, 400, 600, 1000, 1300, 1600, 1900, 2200 мкс, ши-
рину фиксированных временных окон Дт3ам 100 и 200 мкс и
постоянные времени интегрирования тя равные 6, 12, 24, 48 с.
Существуют два варианта скважинных измерений ИННМ-Т —
непрерывная запись и запись по точкам. При точечной записи
получают более точные значения среднего времени жизни теп-
ловых нейтронов в пласте тп п- Точки замеров выбирают по
дифференциальным кривым ИННМ-Т (при фиксированном окне
Дтзам и на различных задержках т3). Расстояния между точками
замеров в однородных нефтеносных пластах большой мощности
должны быть 0,6—0,8 м, в литологически неоднородных пластах
малой мощности 0,4—0,5 м, в водоносных пластах 0,8—1,0 м.
Время замера в каждой точке должно обеспечивать скорость
счета в интегральном канале 5(105—106) импульсов.
Среднее время жизни тепловых нейтронов в пласте можно
определить и по непрерывным кривым ИННМ-Т, записанным
при различных задержках и фиксированном временном окне,
хотя погрешность измерений в этом случае больше.
При выборе времени т3 и временного окна Дтзам должно со-
блюдаться условие т3>тп п>Дтзам. С целью уменьшения ста-
тистических погрешностей измерения при записи кривых
ИННМ-Т в нефтяных и газовых скважинах ограничиваются вре-
менами задержек т3= 1000-ь 1300 мкс.
С увеличением Дтзам при выбранном т3 повышается скорость
счета в канале, а следовательно, уменьшаются погрешности из-
мерений. Учитывая диапазон изменения тПп в продуктивных
пластах, Дтзам для газоносных пластов следует брать больше,
чем для нефтеносных. Обычно при изучении продуктивных пла-
стов принимают Дт3ам=200 мкс.
Масштабы записи кривых ИННМ-Т выбираются такими,
чтобы в исследуемом интервале разреза скважины была макси-
246
мальная дифференциация пластов в пределах ширины диаграм-
мной ленты.
В методе ИННМ-Т, как и в других методах радиометрии
скважин, от скорости записи v и постоянной интегрирования
тя зависят статистическая точность измерений и влияние на
форму кривых инерционности аппаратуры, поэтому при выборе
этих величин руководствуются теми же требованиями, что и
при проведении гамма-метода (см. § 41). Обычно v = ЮОч-
120 м/ч при тя= 12 с.
Наиболее близкие к истинным коэффициент диффузии перед-
нее время жизни нейтронов получают при достаточно больших
временах задержки и при условии гПп>Тпс (тПс— время
жизни тепловых нейтронов, в скважине), когда характер связи
Цпт=Дт) перестает зависеть от параметров скважины. В пер-
вый момент времени после действия импульса быстрых нейтро-
нов в скважине плотность тепловых нейтронов в ней становится
выше, чем в пласте, следовательно, диффузия нейтронов на-
правлена преимущественно из скважины в пласт. В следующий
момент времени тепловые нейтроны быстрее поглощаются
в скважине, так как Тпс<ттеп- Затем наступает момент, когда
плотность тепловых нейтронов в пласте становится выше, чем
в скважине, и они диффундируют, наоборот, в скважину. Ре-
гистрируемая плотность тепловых нейтронов в этот момент вре-
мени будет пропорциональна плотности нейтронов в горной
породе, т. е. будет отражать нейтронные характеристики ис-
следуемых пластов.
В случае, когда тп п<тп с, промывочная жидкость в сква-
жине должна быть заменена более минерализованной, чтобы
выполнялось неравенство хп п>тп с-
Области применения ИННМ-Т и решаемые им
геологические задачи
Импульсный нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейт-
ронам применяется для литологического расчленения разрезов
скважин, выделения полезных ископаемых, определения харак-
тера насыщения и пористости пород, положения водонефтяного,
газонефтяного и газоводяиого контактов.
Для литологического расчленения разреза скважин исполь-
зуют среднее время жизни тепловых нейтронов, определяющее
поглощающие свойства горных пород, так как коэффициент их
диффузии варьирует в относительно небольших пределах. На-
иболее высокими значениями т7г и характеризуются такие основ-
ные породообразующие минералы, как кварц (1065 мкс), доло-
мит (956 мкс) и кальцит (630 мкс). Из осадочных горных по-
род повышенные значения тпп характерны для существенно
кварцевых песчаников, низкопористых разностей известняков
и доломитов (около 800 мкс), пониженные — для глинистых и
полимиктовых песчаников и глинистых пород (300—330 мкс),
247
а также хлорсодержащих солей, горных пород, обогащенных
элементами с аномально высокими сечениями захвата нейтро-
нов (В, Li, Cd и др.), и горных пород, содержащих марганец,
железо, титан. Достаточно контрастно выделяются повышен-
ными значениями тп п угольные пласты.
Пониженными значениями тпп отличаются пласты-коллек-
торы. Однако они более уверенно выделяются в комплексе
с другими методами промысловой геофизики.
Определение характера насыщения коллекторов и установ-
ление ВНК, ГВК и ГНК основаны на различном водородосо-
держании и хлоросодержании продуктивных и водоносных пла-
стов (см. рис. 117). Различное водородосодержание фиксиру-
ется величинами D и тп, а хлоросодержание — только тп. Однако
в отличие от стационарных нейтронных методов импульс-
ный нейтронный метод по тепловым нейтронам позволяет ре-
шать эти задачи даже при пониженной минерализации пласто-
вых вод (20—50 г/л).
При высокой минерализации пластовых вод ИННМ-Т можно
определить также коэффициент нефтенасыщения коллекторов,
а следовательно, следить за текущим нефтенасыщеиием разра-
батываемых месторождений.
Импульсный нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейт-
ронам дает положительные результаты при поиске и разведке
промышленных скоплений ртути, марганца, меди и железа, об-
ладающих высоким сечением поглощения тепловых нейтронов.
§ 59. ИМПУЛЬСНЫЙ НЕЙТРОННЫЙ ГАММА-МЕТОД
РАДИАЦИОННОГО ЗАХВАТА
При работе со стационарным источником нейтронов в НГМ
регистрируются гамма-кванты, образовавшиеся при неупругом
рассеянии и радиационном захвате нейтронов породой. Однако
эти два процесса взаимодействия нейтронов с веществом раз-
деляются во времени: процесс неупругого рассеяния нейтронов
протекает лишь в начальной стадии их замедления, а процесс
радиационного захвата нейтронов — в конце их жизни.
В связи с этим при применении импульсных генераторов
нейтронов появляется возможность раздельной регистрации
гамма-квантов, возникающих при неупругом рассеянии и радиа-
ционном захвате нейтронов породой, и более тщательного
изучения разреза скважины. Кроме того, можно проследить про-
странственно-временное распределение гамма-квантов радиа-
ционного захвата в горной породе, которое зависит от ее плот-
ности и эффективного порядкового номера.
Гамма-кванты, образующиеся при неупругом рассеянии и
радиационном захвате нейтронов породой, разделяются путем
изменения времени задержки. При регистрации гамма-квантов
радиационного захвата время задержки должно быть больше
времени замедления нейтронов в исследуемой среде.
248
Однако с увеличением времени задержки уменьшается аб-
солютная величина интенсивности гамма-квантов радиацион-
ного захвата и возрастает вклад фонового гамма-излучения,
обусловленного естественным гамма-излучением горных пород и
их наведенной активностью. Если регистрировать жесткую со-
ставляющую гамма-излучения (>1,5 МэВ), то фон естествен-
ного гамма-излучения и гамма-излучения наведенной активно-
сти почти полностью исключается.
В измерительной установке импульсного метода гамма-из-
лучения радиационного захвата (ИНГМ) используются инди-
каторы гамма-излучения. В остальном методика скважинных
исследований ИНГМ аналогична методике измерения
ИННМ-Т.
Импульсный нейтронный гамма-метод радиационного за-
хвата имеет ряд преимуществ перед его стандартной модифи-
кацией (НГМ). Он характеризуется повышенной чувствитель-
ностью к изменению поглощающих свойств горных пород, боль-
шим радиусом исследования, на его показания меньше влияют
скважинные условия измерения. Кроме того, существует прин-
ципиальная возможность оценивать по данным ИНГМ коэффи-
циент диффузии и время жизни нейтронов в исследуемых гор-
ных породах.
Импульсным нейтронным гамма-методом решаются те же за-
дачи, что и стационарным нейтронным гамма-методом (см.
§ 53).
Регистрируемая величина 1Пу в ИНГМ, кроме параметров
D и Тип, зависит от гамма-лучевых свойств горных пород (их
плотности и эффективного порядкового номера), поэтому по
данным этого метода в комплексе с кривыми ИННМ можно
разделять газоносные коллекторы и пласты горных пород
с близкими значениями тпп, но разными плотностями.
По результатам спектроскопии гамма-излучения ИНГМ
можно идентифицировать элементы-поглотители нейтронов и
оценивать их концентрацию в горных породах, что особенно
важно для рудной геологии.
§ 60. ДРУГИЕ ИМПУЛЬСНЫЕ НЕЙТРОННЫЕ МЕТОДЫ
Импульсный нейтронный гамма-метод неупругого рассея-
ния нейтронов. В основу импульсного нейтронного гамма-ме-
тода неупругого рассеяния нейтронов (ИНГМР) положена зави-
симость энергии гамма-квантов, возникающих при неупругом
рассеянии быстрых нейтронов горной породой, от ее элемент-
ного состава. Это позволяет по замеренному спектру гамма-
лучей неупругого рассеяния нейтронов определять состав эле-
ментов и их концентрацию в горной породе. В связи с этим
появляется возможность выделять в породах углерод (4,42 МэВ),
кислород (6,1 МэВ), магний (1,39 МэВ), кремний (1,78 МэВ),
серу (2,32 МэВ) и некоторые другие легкие элементы с про-
249
отыми и характерными спектрами гамма-излучения неупругого
рассеяния.
Как уже указывалось, процесс неупругого рассеяния нейт-
ронов породой протекает лишь в начальный момент облучения
ее потоком быстрых нейтронов. Следовательно, время облучения
породы потоком быстрых нейтронов Дт и время задержки т3
должны быть минимальными, иначе на спектр гамма-излучения
иеупругого рассеяния будет накладываться спектр гамма-лучей
радиационного захвата нейтронов. В связи с этим длительность
нейтронного импульса не превышает времени замедления нейт-
ронов в исследуемой среде, и возникающее гамма-излучение не-
упругого рассеяния обычно регистрируют в период испускания
нейтронов генератором. По этой же причине ИНГМР исследу-
ется только энергетическое распределение гамма-квантов, т. е.
спектроскопия гамма-излучения неупругого рассеяния.
Большой практический интерес представляет ИНГМР для
определения водонефтяного контакта по содержанию углерода
при низкой минерализации пластовых вод, выделения в разре-
зах каменных углей, оценки содержания магния, серы и дру-
гих элементов с простыми и характерными спектрами гамма-
излучения неупругого рассеяния нейтронов.
Однако радиус зоны исследования ИНГМР мал (8—12 см).
На его показания большое влияние оказывают скважинные
условия, поэтому этим методом целесообразно исследовать не-
закрепленные скважины.
Импульсный нейтронный гамма-метод наведенной активно-
сти. Использование импульсного генератора нейтронов позво-
ляет проводить активационный анализ горных пород, содержа-
щих элементы, при активации которых потоком нейтронов об-
разуются радиоактивные изотопы с периодом полураспада от
долей до нескольких минут.
В импульсном нейтронном методе наведенной активности
(ИНГМ-НА) горная порода облучается потоком нейтронов в те-
чение времени тОбл, затем через время задержки т3 в течение
времени тИЗм измеряется наведенная гамма-активность. Им-
пульсный режим работы генератора нейтронов позволяет про-
водить исследования с регистрацией наведенной гамма-актив-
ности в интервалах между импульсами нейтронов. Это
исключает влияние фона, обусловленного гамма-излучением не-
упругого рассеяния и радиационного захвата, на регистрируе-
мую активность наведенной активности и тем самым позволяет
проводить измерения зондами малой длины, что существенно
повышает чувствительность ИНГМ-НА.
При активации горных пород импульсами нейтронов энер-
гией до 14 МэВ использование ускорительной трубки (d, Т)
позволяет определять кислород, фтор, кремний и другие эле-
менты. Применение ускорительной трубки (d, D) обеспечивает
получение нейтронов с начальной энергией около 2,5 МэВ, что
дает возможность идентифицировать алюминий, ванадий, медь,
250
фтор и некоторые другие элементы в результате активации их
преимущественно тепловыми нейтронами; при этом исключается
мешающее влияние гамма-излучения, связанного с активацией
быстрыми нейтронами.
При исследовании разрезов нефтяных и газовых месторож-
дений наибольший практический интерес представляет опреде-
ление содержания кислорода с целью выделения продуктивных
отложений, так как объемное кислородосодержание достигает
больших значений (значений коэффициента пористости и выше)
в водоносной части разреза и минимальных — в нефтегазонос-
ных пластах. При облучении устойчивого изотопа кислорода
16О потоком быстрых нейтронов происходит реакция активации
16O(n, p)I6N. Ядра I6N распадаются с периодом полураспада
7,35 с испусканием весьма интенсивных линий гамма-квантов
с энергией 6,1 МэВ, поэтому водоносная часть пласта
в ИНГМ-НА фиксируется повышенным по сравнению с нефте-
газонасыщенной частью гамма-излучением наведенной активно-
сти. Наиболее благоприятными по условиям при этом являются
сухие скважины, так как активация кислорода, находящегося
в заполняющей скважину жидкости, мешает определению кис-
лорода в породе.
В рудной геофизике ИНГМ-НА успешно может применяться
при поисках и количественной оценке промышленных скопле-
ний магния, алюминия, кремния, фтора, калия, железа, меди,
фосфора и других элементов.
Импульсный нейтрон-нейтронный метод резонансного погло-
щения тепловых нейтронов. Элементы редкоземельной группы,
а также марганец, золото, ртуть, вольфрам, индий и др. обла-
дают резонансным сечением поглощения нейтронов определен-
ных энергий. Энергетические уровни резонансов поглощения
нейтронов для разных элементов различны. Однако между
энергией резонансно поглощаемых нейтронов и средним време-
нем замедления нейтронов до этой энергии существует связь
(с увеличением времени замедления энергия нейтронов умень-
шается), благодаря которой, задавшись известной энергией
нейтронного резонанса на определенные элементы, подбирают
соответствующее время замедления генерируемых нейтронов,
т. е. время задержки.
Пласты, содержащие элементы с резонансным сечением по-
глощения нейтронов, регистрируются минимальными показа-
ниями 1пт на диаграммах импульсного нейтрон-нейтронного
метода резонансного поглощения тепловых нейтронов
(ИННМП-Т).
Существенный недостаток ИННМП-Т — невозможность од-
нозначно идентифицировать искомые элементы. В комплексе
с другими методами радиометрии скважин ИННМП-Т позво-
ляет успешно решать эту задачу.
251
§ (Я. ИСКАЖЕНИЯ ДИАГРАММ
РАДИОАКТИВНЫХ МЕТОДОВ
Па диаграммах радиоактивных методов исследования раз-
резов скважин могут наблюдаться аномалии, связанные не
с изменением радиоактивных свойств горных пород, а с поме-
хами производства радиометрических работ. К основным поме-
хам относятся флуктуация интенсивности измеряемого излуче-
ния, нестабильный режим работы аппаратуры, утечки тока
в кабеле, скважинных приборах и наземных панелях, косми-
ческое излучение, непостоянство скважинных условий.
Регистрируемые радиоактивные излучения носят неравно-
мерный статистический характер, поэтому замеряемые интен-
сивности нейтронного излучения и гамма-излучения подвержены
статистическим флуктуациям, характеризующимся средней ква-
дратической погрешностью
х = + д/ ICV)vfh
и относительной погрешностью измерения
е — ± Vvllcph ,
где /Ср — средняя скорость счета регистрируемого излучения
против изучаемого пласта; h — мощность пласта; v — скорость
подъема скважинного прибора.
Влияние статистических флуктуаций легко обнаружить по
резкой изрезанности кривых и неповторяемости их при конт-
рольных измерениях. Средняя квадратическая погрешность из-
мерений в нефтяных, газовых и рудных скважинах при поиско-
вых исследованиях не должна превышать 5 %, при детальных —
3 %. Снизить статистические флуктуации измерения можно пу-
тем увеличения постоянной интегрирования тя, а также исполь-
зования нейтронных источников и гамма-источников с большим
выходом излучаемых частиц.
Искажения кривых радиометрии, связанные с режимом ра-
боты аппаратуры, могут быть обусловлены недопустимо боль-
шой скоростью подъема скважинного прибора, большим соб-
ственным фоном газоразрядных счетчиков и их разбросом по
чувствительности, неправильным выбором уровня дискримина-
ции и предела измерений наземной панели, неточностью гра-
дуировки и т. д. Искажения диаграмм, связанные с утечками
тока, выражаются в завышении или занижении регистрируемой
интенсивности, вплоть до полной потери скорости счета в ка-
нале.
Влияние технического состояния скважины на кривые радио-
метрических исследований скважин подробно рассмотрены при
описании каждого метода радиометрии.
Аномалии, обусловленные космическим излучением, могут
наблюдаться при регистрации гамма-излучения в верхних уча-
стках разреза скважин (20—30 м).
252
Искажение диаграмм радиоактивных методов исследования
скважин обнаруживаются при сопоставлении их с диаграммами
типового геолого-геофизического разреза и при контрольных
замерах. Помехи и меры их предотвращения подробно описаны
в работе [Гб].
Глава XIV
ТЕРМОМЕТРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
Термометрические методы исследования разрезов скважин,
объединяющиеся под названием термометрия скважин,
основаны на изучении распространения в скважинах и окружа-
ющих их горных породах естественных и искусственных тепло-
вых полей.
Этими методами исследуются также квазистационарные и
нестационарные тепловые поля. К квазистационарным полям,
т. е. к тепловым полям, практически не изменяющимся в тече-
ние весьма длительного времени, относятся региональное поле
Земли и местные, локальные поля с относительно постоянным
источником возмущения естественного поля: движение по пла-
стам или трещинам термальных вод, равномерный длительный
отбор флюидов, нагнетание или затрубный переток жидкости
или газа и т. п. В стационарных условиях распределение тем-
пературы в стволе скважины и окружающих ее породах опре-
деляется теплопроводностью среды. Нестационарные, т. е. из-
меняющиеся в период исследования, тепловые поля носят глав-
ным образом локальный характер и наблюдаются в начальный
период эксплуатации скважин и при их остановках, при цемен-
тировании колонны, промывке ствола скважины, бурении и т. п.
Распределение температуры в нестационарном тепловом поле
определяется температуропроводностью среды.
Термометрия скважин включает методы изучения естест-
венного теплового поля и искусственных (нестационарных) те-
пловых полей.
§ 62. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕРМОМЕТРИЧЕСКИХ МЕТОДОВ
Интенсивность и распространение тепловых полей зависят
от термических свойств, геометрических форм и размеров ис-
следуемых сред.
Термические свойства горных пород характеризуются тепло-
проводностью или удельным тепловым сопротивлением, тепло-
вой анизотропией, удельной теплоемкостью и температуропро-
водностью.
Теплопроводность К определяется из известного уравнения
Фурье
dQ^h — dtdx, (117)
dl
253
описывающего передачу тепла dQ за время dx через элемент
среды с поперечным сечением dS, длиной dl при перепаде тем-
ператур dt.
В уравнении (117) % характеризует свойство среды переда-
вать тепловую энергию ее молекул и называется иначе —
удельной теплопроводностью среды, в СИ измеря-
ется в ватт на метр-кельвин [Вт/(м*К)]. Удельное тепловое со-
противление | — величина, обратная удельной теплопровод-
ности X, и имеет размерность метр-кельвин на ватт [(м*К)/Вт].
Для различных горных пород и полезных ископаемых £ варьи-
рует в широких пределах — от тысячных долей до десятков
метр-кельвин на ватт. Оно понижается с увеличением плот-
ности, влажности, проницаемости и содержания льда в породе,
повышается при замещении в поровом пространстве воды
нефтью, газом или воздухом и зависит от слоистости пород
(тепловая анизотропия).
Удельная теплоемкость раствора Ср определяется
из уравнения
(118)
описывающего изменение температуры dt тела, имеющего
объем dV и плотность б, при сообщении телу тепла dQ. Коэф-
фициент Ср в уравнении (118) характеризует свойство среды
изменять свою температуру, размерность его — джоуль на ки-
лограмм-кельвин [Дж/(кг-К)]. Для большей части горных по-
род и полезных ископаемых Ср варьирует в относительно не-
больших пределах — от 580 до 2090 Дж/(кг*К), возрастая
с увеличением влажности.
Температуропроводность а входит множителем
в дифференциальное уравнение теплопроводности, имеет раз-
мерность квадратный метр на секунду (м2/с) и определяется
соотношением Это комплексный параметр, характери-
зующий теплоинерционные свойства горных пород. Он выра-
жает изменение температуры единицы объема среды за еди-
ницу времени. Горные породы различаются по температуропро-
водности более чем в 100 раз.
В распределении естественного теплового поля существен-
ное значение имеет удельное тепловое сопротивление, а при
изучении нестационарных тепловых процессов, при анализе ис-
кусственных тепловых полей в скважинах — удельная теплоем-
кость и температуропроводность горных пород. Дифференциа-
ция горных пород и полезных ископаемых по термическим свой-
ствам лежит в основе применимости термометрических методов
для изучения геологических разрезов скважин, а тепловая ани-
зотропия горных пород обеспечивает возможность решения
тектонических задач.
Анализ тепловых полей сводится к решению дифференци-
ального уравнения теплопроводности, которое в случае одно-
254
родной изотропной среды в системе прямоугольных координат
имеет вид
(И9)
где dtfdx— изменение температуры t со временем т в точке
с координатами х, у, г\ — лапласин от функции t, имею-
щей в прямоугольной системе координат следующее выраже-
ние:
Интегрирование уравнения в условиях нестационарных теп-
ловых процессов, когда dtldx=£$, представляет собой сложную
задачу, решаемую лишь для наиболее простых частных случаев
распространения тепла.
При установившемся процессе теплообмена, когда dt}dx=0,
уравнение (119) обращается в уравнение Лапласа
§ 63. МЕТОД ЕСТЕСТВЕННОГО ТЕПЛОВОГО
ПОЛЯ ЗЕМЛИ (ГЕОТЕРМИЯ)
Данные геотермии имеют важное научное и практическое
значение. Они используются для решения многих проблем гео-
логии, гидрогеологии, инженерной геологии, ядерной геологии,
геофизики, геохимии, минераловедения и других отраслей.
В нефтяной и газовой геологии и практике промысловых ра-
бот геотермия играет особенно большую роль. Естественная
температура недр является одним из основных факторов, опре-
деляющих условия образования нефти и газа, их миграцию и
скопление в виде залежей. От температуры зависят физико-хи-
мические свойства и фазовое состояние нефти, газа и воды
в пластовых условиях. Точный учет температуры недр необхо-
дим при проектировании и осуществлении разработки нефтя-
ных и газовых месторождений, при определении термических
условий бурения и эксплуатации скважин, проектировании, из-
готовлении и эксплуатации термостойкой скважинной аппара-
туры и, наконец, при количественной интерпретации данных
различных геофизических методов исследования скважин.
Тепловые потоки, наблюдаемые у земной поверхности,— это
суммарное проявление многих источников тепловой энергии,
основными из которых являются энергия естественных радио-
активных превращений и солнечная радиация, а также энергия,
освобождающаяся при различных физико-химических процес-
сах. В термическом режиме поверхностных слоев основную роль
играет солнечная радиация, а тепловое состояние глубинных
255
слоев земной коры определяется главным образом теплом ра-
диоактивных превращений. Тепловой баланс поверхностных
слоев зависит главным образом от солнечной радиации.
Солнечное тепло вызывает на земной поверхности и в верх-
них слоях литосферы различные биологические, геохимические,
геологические и другие процессы. Температурные условия
в данном пункте наблюдений обычно характеризуются средне-
суточными, среднемесячными и среднегодовыми температу-
рами. Если первые два параметра претерпевают значительные
измерения, то последний практически постоянен для каждого
пункта наблюдения. ,
В поверхностных слоях Земли наблюдается суточная и го-
довая периодичность колебаний температур. Колебания подчи-
нены соответствующим законам, и их амплитуды затухают
с возрастанием глубины. Слои, в которых амплитуды суточных
и годовых колебаний температур становятся меньше погрешно-
стей наблюдений, т. е. практически равны нулю, называются
слоями постоянных суточных и годовой темпе-
ратур. Мощность слоя постоянной суточной температуры не
превышает 1—2 м. Слой постоянной годовой температуры /г,
называемый нейтральным слоем, на территории СССР
залегает на глубине от 10 до 40 м и для европейской части на-
шей страны принимается равным 25 м.
Температура tr на глубине нейтрального слоя считается
равной среднегодовой температуре земной поверхности, кото-
рая обычно несколько превышает среднегодовую температуру
воздуха. Это превышение на уровне моря равно около 0,8 °C
и с увеличением высоты местности на 500—2000 м соответст-
венно возрастает на 1—2 °C. Среднегодовая температура по
СССР варьирует от —17 °C на Крайнем Севере до 18 °C
в Термезе.
Вековые колебания температур происходят в толще земной
коры до глубины 1000 м, что подтверждается наличием много-
летнемерзлых пород, мощность которых в некоторых районах
достигает 700—800 м.
Термический режим глубинных слоев земной коры опреде-
ляется внутренним теплом Земли. Ниже глубины залегания
нейтрального слоя повсеместно наблюдается закономерное уве-
личение температуры с глубиной. Интенсивность возрастания
температур характеризуется величиной геотермического
градиента
Г = dt/dz = ql,
где q — плотность теплового потока.
Величина, обратная геотермическому градиенту, называ-
ется геотермической ступенью
G=\/r=\/qt
256
Изменение температуры с глубиной в условиях достаточной
однородности разреза подчиняется линейному/ закону
tH = tr-\-rH = tr + H/G,
где — температура на глубине нейтрального слоя; Н — глу-
бина, отсчитываемая от нейтрального слоя.
Важным геотермическим параметром является плотность
теплового потока
1 dt ____________1_
| dH I" IG ‘
(120)
Используя известные значения плотности теплового потока
и зная удельное тепловое сопротивление пород, можно по при-
веденным формулам определить средние величины Г и G, в до-
статочной мере свободные от влияния многих частных факто-
ров. Вместе с тем, зная q и Г или G на заданных глубинах, мо-
жно получить £. По значениям £ можно судить о литологии ис-
следуемого разреза.
Геотермический градиент в интервале глубин, доступных
современным наблюдениям, варьирует в среднем от 0,67 до
10°С/100 м, геотермическая ступень — от 10 до 150 м/°С. Ма-
ксимальные температуры на глубинах порядка 3000—7000 м
достигают 200 °C и больше.
Теоретические и экспериментальные исследования позво-
лили установить, что распределение регионального естествен-
ного теплового поля зависит главнььм образом от литологиче-
ской характеристики разреза, геологического строения и
гидрогеологических особенностей района, а также от принад-
лежности района к тем или иным крупным структурно-тектони-
ческим элементам (щитам, платформам, геосинклиналям).
Литологическое, а в некоторых случаях и стратиграфиче-
ское расчленение разрезов скважин основано на пропорцио-
нальности геотермического градиента плотности теплового по-
тока и тепловом сопротивлении пород.
При практических расчетах значение геотермического гра-
диента определяется величиной изменения температуры, отне-
сенной к интервалу 100 м:
Г = - юо, (121)
И 2 — Нг
где /2 и /1—температуры пород, зарегистрированные на глуби-
нах Н2 и Я1.
Геотермограмма предварительно разбивается на отдельные
участки с близкими значениями градиентов температуры, за-
тем в этих интервалах проводятся линии, усредняющие кривые
геотермограммы, и далее с помощью формулы (121) рассчиты-
ваются величины Г по разрезу скважины (рис. 120).
Геотермическая ступень
9 Заказ К» 1956
257
Рис. 120. Пример обработки геотер-
мограммы.
I — расчетные уровни геотермического
градиента; 2— фактическая геотермо-
грамма; 3— усредненная гсотермограмма
Местные тепловые поля
могут возникать в скважинах
по многим причинам и обычно
бывают приурочены к нефте-
носным и газоносным гори-
зонтам, галогенным осадкам,
сульфидным залежам и
к угольным пластам.
Тепловые поля в нефтенос-
ных и газоносных горизонтах
образуются при вскрытии и
разработке пластов. При этом
изменение температуры обус-
ловлено дроссельным и кало-
риметрическим эффектами.
Дроссельный эффект (эффект
Джоуля—Томсона) при по-
ступлении газа в скважину
вызывает резкое снижение
температуры. Движение нефти
за счет дроссельного эффекта
создает положительные ано-
малии на фоне изменения гео-
термического градиента.
Тепловые поля в галогенных отложениях (каменная соль,
сильвин и др.) обусловлены эндотермическими реакциями рас-
творения солей в промывочной жидкости, заполняющей сква-
жину. На термограммах галогенные отложения выделяются
аномалиями пониженных температур.
В рудных, особенно в сульфидных, залежах тепловые поля
образуются в процессе экзотермических реакций окисления,
протекающих под влиянием циркуляции поверхностных вод и
промывочных жидкостей. Окисляющиеся сульфидные тела,
вскрытые скважинами, являются источниками тепла, поэтому
на термограммах против рудных тел могут наблюдаться ано-
малии повышенных температур.
Тепловые поля в интервалах залегания угольных пластов
связаны с процессами окисления углей и содержащихся в них
сульфидов под влиянием циркулирующих подземных вод и
промывочных жидкостей. Угольные пласты отмечаются анома-
лиями повышенной температуры.
Распространение местных тепловых полей, созданных экзо-
термическими и эндотермическими процессами на поверхности
раздела скважина — пласт в непосредственной близости от сте-
нок скважины, близко к отдаче или поглощению тепла цилинд-
рической поверхностью, находящейся при постоянной темпера-
туре.
Естественное тепловое поле Земли в скважине нарушается
рядом факторов: циркуляцией промывочной жидкости в про-
258
цессе бурения, самим процессом бурения, конструкцией сква-
жины и ее цементированием, притоками и затрубной циркуля-
цией вод, климатическими, геоморфологическими условиями
земной поверхности.
Для определения величины • геотермического градиента
в скважине необходима специальная ее подготовка. Особые
требования к подготовке скважины — обеспечение условий
установившегося режима и предупреждение возможных иска-
жений теплового поля Земли.
Из теории метода искусственного теплового поля известно,
что для оценки времени выдержки скважины, обеспечивающего
установление в ней термического равновесия между промывоч-
ной жидкостью и окружающими породами, можно использо-
вать соотношение
Д/ = Д/0[1 — ехр (— сфЧбат)], (122)
где Д^о — разность температур промывочной жидкости и пород
в начальный момент времени; Д/ — то же, но по истечении вре-
мени т; dc — диаметр скважины.
Из соотношения (122) следует, что время выдержки сква-
жины для установления теплового режима прямо пропорцио-
нально температуропроводности а и зависит от разности темпе-
ратур промывочной жидкости и пород в начальный момент вре-
мени. Если принять точность измерений температур ±0,5 °C,
а первоначальные разности температур Д/о, равные 5—100 °C,
то для dc— 100-ь350 мм величина т изменяется от 0,5 до 125 сут.
В среднем для глубоких скважин т= 10-ь 20 сут, для крелиус-
ных скважин — от 2 до 3 сут.
Аппаратура для измерения температуры
Электрический термометр сопротивления является основ-
ным прибором для измерения температур в скважинах. Его
действие основано на изменении сопротивления металлического
проводника с изменением температуры:
^^/?/о[1±а(/-/о)],
где R{, Rt— сопротивления проводника при некоторой началь-
ной температуре Zo и измеряемой температуре t; а — темпера-
турный коэффициент; его значение для меди составляет
0,004 °C-1.
По величине Rt можно определить температуру среды
в скважине.
Обычно в скважинных электрических термометрах сопро-
тивлений используется мостовая схема для трехжильного и
одножильного кабелей. В схеме для трехжильного кабеля все
9*
259
четыре плеча мостовой схемы расположены в скважинном при-
боре, а в схеме для одножильного кабеля одно чувствительное
плечо моста смонтировано в скважинном приборе, а три
плеча — на поверхности.
В мостовой схеме термометра с трехжильным кабелем
(рис. 121, а) плечи R2 и R4 являются инертными с весьма ма-
лым температурным коэффициентом, а плечи R1 и R3— чувст-
вительными со значительным температурным коэффициентом.
Инертные плечи изготовляются из манганина или константана
[а= (1 -*-3)-10~5 °C-1], чувствительные — из меди. Питание мо-
ста обеспечивается с поверхности постоянным током, обратным
проводом служит земля. В другой диагонали моста между
точками М и N измеряется разность потенциалов At/, пропор-
циональная изменению температуры среды в скважине и ча-
стично скомпенсированная градуированным компенсатором по-
ляризации (ГЮТ).
Сопротивления инертных плеч практически при любой тем-
пературе не изменяют своей величины и равны друг другу,
т. е. R2 = R4. При некоторой температуре tQ наблюдается рав-
новесие моста, т. е. соблюдается условие R1R3 — R2R4. При
Рис. 121. Схемы измерения температур в скважине электрическими термо-
метрами на трехжильном (а) и одножильном (б) кабелях и электрическими
термометрами типа ТЭГ (в)
260
этой температуре разность потенциалов между точками М и
N равна пулю.
Измеряемая температура
где C—ZIRttfi — постоянная термометра (R/o—сопротивление
при /о).
Определение постоянной термометра С и температуры
равновесия моста производится путем градуирования электри-
ческого термометра с помощью точного ртутного термометра.
Градуировка производится в термостате с обогревом при изме-
нении температуры воды от 10 до 80 °C и выше через каждые
10—15 °C. Кривые градуирования термометра AU=f(t) сни-
маются при паспортном токе, например при 10, 20 или 40 мА.
Точка пересечения кривой A(7=f(Z) с ординатой А£7=0 дает
значение /0- Для определения постоянной электрического тер-
мометра выбирают два значения температуры —и t2 и на
кривой AU=f(t) отмечают соответствующие им значения раз-
ности потенциалов A£7i и затем рассчитывают С по фор-
муле
Q__ ^2 G J
Каждый электрический термометр сопротивления характе-
ризуется постоянной времени термометра, показывающей в ка-
кое время он, будучи перемещен из одной среды в другую, вос-
примет 2/3 разности температур этих сред. Постоянная времени
характеризует тепловую инерцию термометра и изменяется
для разных типов электрических термометров от 0,5 до 3 с.
В электрических термометрах для работы с одножильным
кабелем сопротивление с большим температурным коэффици-
ентом (АП = 2000 Ом при 20 °C) содержится в скважинном при-
боре, остальные элементы мостовой схемы расположены на по-
верхности (рис. 121, б). Равновесие моста достигается сопро-
тивлением R2, на котором можно непосредственно отсчитать
температуру Л Сопротивлением R3 регулируется масштаб
записи.
В электронном термометре типа ТЭГ для одножильного ка-
беля сопротивление с большим температурным коэффициентом
является плечом моста, расположенного в скважинном приборе.
/Мост питается переменным током. Термометры типа ТЭГ рабо-
тают на основе электронного генератора, находящегося в сква-
жинном приборе. Изменение сопротивления чувствительного
плеча за счет вариаций температуры воздействует на RC-гене-
ратор, изменяя его частоту. Частота генератора регулируется
цепью RC, содержащей два термочувствительных резистора
Ri и две термостатированные емкости С (рис. 121, в). Период
261
автоколебаний генератора RC зависит от сопротивлений Rt я,
следовательно, от температуры среды, в которую помещены ре-
зисторы Rt-
В некоторых скважинных приборах находится переключа-
тель, который по сигналу с поверхности подключает к RC-гене-
ратору Г вместо термочувствительных резисторов эталонные со-
противления, соответствующие температурам 20 и 100 °C, по
которым производится калибровка аппаратуры. На поверхности
длительность периода колебаний тока генератора измеря-
ется с помощью частотометра Ч, выходное напряжение кото-
рого пропорционально длительности периода колебаний, а зна-
чит и температуре. Напряжение на выходе частотомера
наблюдается визуально с помощью измерительного прибора
ИП и записывается регистрирующим прибором РП. Пределы
измерения температур устанавливаются с помощью потенцио-
метра.
Система для измерения температуры с предварительным
преобразованием ее в частоту тока характеризуется высокой
помехоустойчивостью, поскольку частота сигнала, определяю-
щая измеряемую величину, практически не зависит от пара-
метров кабеля и наличия помех в самой системе.
Скважинный прибор питается от стабилизированного источ-
ника постоянного тока с напряжением 250 В через балластное
сопротивление Rg. Электронная схема скважинного прибора за-
ключена в стальной герметизированный кожух со свечным мо-
стом для присоединения кабельного наконечника. Термочувст-
вительные резисторы Rt размещены в нижней части скважин-
ного прибора в медных трубках и контактируют с промывочной
жидкостью.
При термических исследованиях измеряются глубинные
температуры или относительные приращения температур на за-
данных глубинах, поэтому термометрия включает следующие
способы изучения тепловых полей: 1) обычная термометрия
(в °C) — измеряется истинное абсолютное значение темпера-
туры в функции глубины или времени; 2) градиент-термомет-
рия (в °С/м) — измеряется разность температур Af в двух точ-
ках, расположенных на фиксированном расстоянии друг от
друга (шаг градиент-термометра); 3) аиомалий-термометрия
(А/ в °C) — измеряется отклонение температуры от некоторого
среднего значения на данной глубине. Два последних способа
называются дифференциальной, или детальной, тер-
мометрией.
Термограммы обычно используются при решении геологи-
ческих и технических задач, для которых достаточна точность
исследования теплового поля 0,25—0,50 °C. Аномалий- и гра-
диент-термограммы регистрируются с целью обнаружения не-
значительных отклонений температуры (порядка десятых и со-
тых долей градуса Цельсия) при решении некоторых задач
пефтегазопромысловой геологии. При этом аномалий-термо^
262
граммы дают наглядное представление о форме и амплитуде
отклонения аномалий температуры, а градиспт-тсрмограммы
позволяют более точно определить месторождение границ ано-
мальных зон. Для этой же цели могут быть использованы и
термограммы, зарегистрированные с помощью термометров вы-
сокой чувствительности (высокочувствительная термометрия)
в детальных масштабах температур (0,05—0,10 °C на 1 см).
Такие термограммы для удобства обращения и интерпретации
графически или с помощью специальных устройств в процессе
регистрации преобразуются в градиент- или аномалий-термо-
Граммы.
Области применения метода естественного теплового поля
Земли и решаемые им геологические задачи
Распределение естественного теплового поля в толще зем-
ной коры зависит главным образом от литологического, текто-
нического и гидрогеологического факторов, на изучении кото-
рых основано решение следующих задач.
1. Литолого-тектонические и гидрогеологические задачи ре-
гиональной геологии. Эти задачи решаются путем определения
основных геотермических параметров, к которым относятся ге-
отермический градиент, геотермическая ступень и плотность
теплового потока. Эти параметры позволяют: 1) определять
естественную температуру пород на заданной глубине; 2) кор-
релировать разрезы скважин при региональных исследованиях;
3) прогнозировать тектоническое строение территории, не изу-
ченной с помощью бурения; 4) получать гидрогеологическую и
мерзлотную характеристики исследуемых районов. Для реше-
ния этих задач обычно используют термограммы естественного
теплового поля.
2. Детальное исследование разрезов скважин. При решении
этой задачи используются также материалы других геофизиче-
ских методов. Для этой цели определяют тепловые свойства
пород (теплопроводность или тепловое сопротивление и темпе-
ратуропроводность) по данным термических исследований
скважин с установившимся или неустановившимся тепловым
режимом.
Тепловые характеристики в комплексе с другими петрофизи-
ческими параметрами пород позволяют решать следующие
задачи: 1) литологическое расчленение разрезов скважин;
2) выявление коллекторов; 3) поиски полезных ископаемых. На-
иболее целесообразно привлекать данные термометрии для изу-
чения глинистых покрышек, поисков коллекторов в карбонатных
отложениях, определения газоносности карбонатных и тонко-
слоистых песчано-глинистых комплексов. Для этого необхо-
димы диаграммы детальной термометрии.
263
§ 64. МЕТОД ИСКУССТВЕННОГО ТЕПЛОВОГО ПОЛЯ
Рис. 122. Термограммы ис-
кусственного теплового поля
(по В. Н. Дахнову).
/ — кривая температур при /р>/пл ;
II— то же, при £р</пл./— глина;
2 — известняк; 3 — песок; 4 — ан-
Метод основан на изучении распределения во времени теп-
лового поля, искусственно созданного в скважине, и на разли-
чии тепловых свойств изучаемых сред, в частности температу-
ропроводности.
Искусственное поле в скважине может быть создано путем
заполнения ее промывочной жидкостью с температурой, отли-
чающейся от температуры пород, и путем нагревания промы-
вочной жидкости при экзотермической реакции схватывания це-
мента при цементировании затрубного пространства.
Процесс остывания или нагревания промывочной жидкости,
заполняющей ствол скважины и имеющей в начальный момент
времени температуру /2+А^о, отличную от температуры ^иссле-
дуемых пород, до известной степени подобен остыванию или
нагреванию в безграничной среде цилиндра бесконечной длины
и конечного диаметра, заполненного средой, температура кото-
рой в начальный момент времени постоянна.
Решение дифференциального уравнения теплопроводности
(117) для указанного случая дано А. И. Заборовским, а также
В. Н. Дахновым и Д. И. Дьяконовым. Формула (122) харак-
теризует процесс остывания или нагревания ствола скважины,
когда все исследуемое простран-
ство, включая скважину и породы,
однородно и изотропно. По этой
формуле рассчитываются кривые
изменения во времени разности
температур промывочной жидкости.
Из теоретических расчетов следует,
что чем выше температуропровод-
ность и ниже удельное тепловое
сопротивление пород, тем быстрее
изменяется со временем темпера-
тура промывочной жидкости
в скважине. Различие интенсивно-
сти теплообмена между глинистым
раствором и разными горными по-
родами и определяет возможность
применения метода для изуче-
ния геологических разрезов сква-
жин.
На кривых термометрии искус-
ственного поля породы пласта
с температуропроводностью, отли-
чающейся от температуропровод-
ности вмещающих отложений, вы-
деляются аномалиями температур.
Если температура промывочной
жидкости /р меньше температуры
264
пород tn (tp<tn), то породы низкого удельного теплового со-
противления отмечаются на термограмме аномалиями понижен-
ных температур, а породы высокого теплового сопротивления —
аномалиями повышенных температур. Обратная картина на-
блюдается в случае /р>^п (рис. 122).
Нестационарные тепловые поля в бурящихся, нагнетатель-
ных и эксплуатационных скважинах характеризуют различные
эндо- и экзотермические, газогидродинамические и другие про-
цессы, происходящие в стволе скважины и в окружающих ее
породах.
Метод искусственного теплового поля позволяет решать сле-
дующие задачи: 1) определение термодинамических и газогид-
родинамических характеристик эксплуатируемых объектов; ос-
новная цель этих работ — контроль разработки нефтегазовых
месторождений и подземных хранилищ газа; 2) изучение тех-
нического состояния скважин.
Глава XV
АКУСТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
§ 85. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ
АКУСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ
Акустические методы исследования разрезов скважин осно-
ваны на определении упругих свойств горных пород по данным
о распространении в них упругих воли.
В акустических методах используются упругие волны раз-
личных частот f: инфразвуковые с частотами менее 16 Гц, зву-
ковые с диапазоном частот от 16 до 2* 104 Гц и ультразвуковые
с частотами более 2-Ю4 Гц. Хотя высокочастотные упругие ко-
лебания быстро затухают с расстоянием и область их возмож-
ного применения ограничена, повышение диапазона частот поз-
воляет добиться высокой разрешающей способности методов
определения упругих свойств горных пород. При детальных
акустических исследованиях разрезов скважин применяются
низкочастотный широкополосный акустический метод при
I 5-4-20 кГц, ультразвуковой метод при f—10-4-75 кГц с пре-
обладанием ультразвуковых частот, метод акустического теле-
видения при /=1-4-2 МГц. Другие исследования в скважинах,
основанные на регистрации упругих волн в горных породах,
объединяются под названием сейсмометрия скважин.
В основе акустических методов лежит различие упругих
свойств пород, слагающих разрезы скважин. Горные породы
в естественном залегании при тех напряжениях, которые воз-
никают при исследовании разрезов скважин ультразвуковым
методом, являются практически упругими телами. Если на эле-
ментарный объем породы, условно принимаемый за точку, в те-
чение некоторого времени действует какая-либо сила, то про-
265
исходят деформация частиц породы и их перемещение. Это при-
водит к возникновению напряжений в слое, окружающем точку
возбуждения, т. е. в этом слое возникают изменяющиеся во
времени деформации. В результате во всех направлениях от
точки приложения возбуждающей силы изменяется первона-
чальное состояние среды. После того как частица среды совер-
шит колебания около своего первоначального положения, она
успокоится.
Процесс последовательного распространения деформации
называется упругой волной. В однородной среде упругие
волны распространяются в радиальном направлении от источ-
ника колебаний (точки возбуждения). Геометрическое место
точек пространства, в которых упругие колебания среды совер-
шаются синфазно (в одной фазе), называется фронтом
волны. В неоднородной среде пути распространения упругих
волн и их фронт имеют более сложную картину. Линия, вдоль
которой происходит распространение волны, в каждой своей
точке образующая прямой угол с фронтом волны в соответст-
вующий момент времени, называется лучом.
Есть два типа волн — продольные (Р) и поперечные (S).
Продольная волна вызывается деформацией объема и ее рас-
пространение представляет собой перемещение зон растяжения
и сжатия. Частицы среды при этом совершают колебания
около своего первоначального положения в направлении, сов-
падающем с лучом волны. Поперечная волна связана с дефор-
мацией формы, и распространение ее заключается в скольже-
нии одного слоя среды относительно другого. Частицы среды
при этом колеблются около своего первоначального положения
в направлении, перпендикулярном к направлению распростра-
нения волны. Поперечные волны могут возникать только в твер-
дых телах.
Скорость распространения упругой волны по ходу луча за-
висит от упругих свойств и плотности среды, а также от типа
волны. Свойства упругих тел определяются модулем их про-
дольного растяжения и коэффициентом поперечного сокраще-
ния.
Модуль продольного растяжения (модуль Юнга) Е равен
отношению приложенного напряжения р к вызванному отно-
сительному удлинению образца Д/: Е~р!\1.
Коэффициент поперечного сокращения (коэффициент Пуас-
сона) ст является коэффициентом пропорциональности между
относительным поперечным сокращением AZC данного упругого
тела и его относительным удлинением Д/: ц= Д/С/ДГ
Скорость распространения продольной упругой волны в по-
роде
266
где dn — плотность породы; G — модуль сдвига; К — модуль
всестороннего сжатия.
Скорость распространения поперечной волны
Для горных пород Е обычно изменяется от 1,5 • 10'1 до
6 Па; коэффициент поперечного сокращения горных пород бли-
зок к 0,25. Для горных пород uP/vs=l,73, т. е. скорость распро-
странения поперечной волны приблизительно в 1,73 раза
меньше скорости распространения продольной волны, следова-
тельно, продольная волна приходит к удаленным точкам
раньше, чем поперечная.
Упругие свойства горных пород, а значит и скорости рас-
пространения упругих волн в них обусловлены их минеральным
составом, пористостью и формой порового пространства и, та-
ким образом, тесно связаны с литологическими и петрофизиче-
скими свойствами.
Скорость распространения упругих волн в различных
средах в м/с
Воздух ............................... 300—500
Метан .................................. 430
Нефть .............................. 1300—1400
Вода пресная ........................... 1470 .
Вода минерализованная.................. 1600
Промывочная жидкость................ 1500—1700
Глина .............................. 1200—2500
Песчаник нецементированный ......... 1500—2500
Песчаник плотный ................... 3000—6000
Известняк .......................... 3000—7100
Доломит............................. 5000—7500
Ангидрит, гипс...................... 4500—6500
Каменная соль....................... 4500—5500
Кристаллические породы ............. 4500—6500
Цемент ................................ 3500
Сталь ................................. 5400
Кроме того, различные породы по-разному ослабляют энер-
гию наблюдаемой волны по мере удаления ее от источника
возбуждения упругих волн. Связанные с этой волной колеба-
ния захватывают все больший объем породы. В соответствии
с этим количество энергии, приходящейся на единицу объема
породы, уменьшается. Кроме того, за счет необратимых процес-
сов, связанных с неравновесным теплообменом между фазами
сжатия и растяжения и с проявлением вязкости (неидеальной
упругости среды), уменьшается энергия волны, а следова-
тельно, и амплитуда колебаний А. Амплитуда колебаний про-
дольной или поперечной волны убывает обратно пропорцио-
нально расстоянию от точки наблюдения до места возбужде-
ния. Уменьшение амплитуды колебаний продольной или
267
поперечной волны по мере удаления точки наблюдения от Из-
лучателя зависит от коэффициента поглощения ауз энергии
волны на отрезке AL:
где Д, Д— амплитуды наблюдаемой волны па расстояниях
L\ и =
Коэффициент поглощения энергии волны или, как его часто
называют, ослабления или затухания волны выражают в деци-
белах на 1 м или 1/м, относя величину ослабления амплитуды
к единице длины: 1 дБ/м=8,68 м-1. Величина аУз зависит от
пористости породы, минерального состава ее скелета и це-
мента, геометрии пор, свойств жидкости, насыщающей поры,
частоты упругих колебаний и типа регистрируемых волн.
При акустических исследованиях горных пород измеряют
кинематические и динамические характеристики продольных и
поперечных воли. Кинематические характеристики определяют
скорость распространения упругих волн в породах: 1) время
распространения упругих колебаний между приемником и
ближним или дальним излучателем — ti и тг; 2) интервальное
время распространения упругой волны Ат=тг—Ть Динамиче-
ские характеристики связаны с поглощающими свойствами ис-
следуемой среды: 1) относительными амплитудами продоль-
ных и поперечных колебаний от ближнего и дальнего излуча-
телей— Др, Др и Дз, As; 2) коэффициентами поглощения —
«узр и ay3s соответственно для продольных и поперечных волн.
§ 66. УЛЬТРАЗВУКОВОЙ МЕТОД
Для изучения акустических свойств горных пород ультразву-
ковым методом необходимо в скважине возбудить упругие ко-
лебания частотой 10—75 кГц и наблюдать за ними после про-
хождения их через горные породы, слагающие разрез.
Простейший скважинный прибор состоит из одного излуча-
теля И и одного приемника П, разделенных между собой аку-
стическим изолятором (рис. 123). Расстояние L между излуча-
ющим и приемным элементами называется базой из мере-
и и я. Это расстояние является и длиной двухэлементного
зонда.
Чтобы получить представление о принципе скважинных из-
мерений ультразвуковым методом, целесообразно рассмотреть
распространение упругих волн в идеализированных скважин-
ных условиях от сферического излучателя И. При этом предпо-
лагается, что излучатель и приемник ультразвуковых колеба-
ний расположены на оси скважины с постоянным диаметром,
пересекающей пласт неограниченной мощности и заполненной
однородной промывочной жидкостью (см. рис. 123). В этом
268
случае наблюдается следующая картина распространения уп-
ругих воли, испускаемых излучателем.
В некоторый момент времени т=--0 излучатель возбуждает
в скважине импульс упругих колебаний. При возникновении уп-
ругих колебаний от излучателя по промывочной жидкости на-
чинает распространяться только прямая продольная волна Рь
имеющая сферический фронт. Через некоторое время волна
Рь достигнув стенки скважины, образует две проходящие
волны: продольную Р12 и обменную поперечную PiS2. Кроме
того, из-за разности волновых сопротивлений (произведение
скорости распространения волны на плотность среды) породы
и промывочной жидкости в последней возникает отраженная
(продольная) волна Рп. Волна Р12 распространяется в породе
со скоростью урп, превышающей скорость распространения ее
в промывочной жидкости up Обменная поперечная волна
Р^г распространяется в породе с несколько меньшей (прибли-
зительно в 1,73 раза) скоростью Vsn, чем ирп> но обычно
большей, чем в промывочной жидкости Up
С некоторого момента времени т2, когда
фронт волны Р[ образует со стенкой сква-
жины критический угол ip (sin Z—upp/upn),
фронт проходящей продольной волны Р!2 ста-
новится перпендикулярным к границе раздела
скважина—пласт, и волна Pi2 начинает сколь-
зить со скоростью ирп вдоль этой границы по
принципу полного внутреннего отражения, т. е.
луч проходящей волны направлен параллель-
но оси скважины. В этом случае волна Pi2
еще больше обгоняет прямую Pi и отражен-
ную Рп волны.
При дальнейшем своем движении волна
Pi2 вызывает в промывочной жидкости новую
волну Pi2i, называемую головной, которая
распространяется со скоростью ирп и при до-
статочно большом расстоянии между излуча-
телем и приемником первой достигает прием-
ника. Фронт этой волны образует коническую
поверхность с вершиной на оси скважины и
основанием, равным окружности скважины.
Следовательно, распространение колебаний
Рис. 123. Схема распространения упругих волн от
расположенного в скважине импульсного сфериче-
ского излучателя (по С. Г. Комарову).
Т2, . . ., хп-|-2“момснты времени (изохроны волн). Волны:
/ — прямая (падающая) Р}-, 2 — проходящая продольная Р^:,
3 —головная Pm; 4 — отраженная (продольная)
269
от излучателя до приемника происходит по пути скважина —
порода — скважина, который изображен ломаным лучом Л (см.
рис. 123).
Аналогично распространяется и обменная поперечная волна
PiS2, вызывая в промывочной жидкости образование головной
волны PiS2Pi, которая проходит в породе со скоростью р$п.
Необходимо отметить, что головная волна PiS2Pj в промывоч-
ной жидкости распространяется как продольная, так как попе-
речные волны могут существовать только в твердых телах.
Таким образом, от излучателя к приемнику распространя-
ются волны трех типов: головная продольная Р121, головная по-
перечная P^Pi и прямая продольная Pi с соответствующим
соотношением скоростей Урп Z> Vsn Отраженная волна Рн
обычно не наблюдается вследствие больших углов падения
(90°) и малой энергии. Но если путь прохождения от излуча-
теля до приемника одинаков для воли Р121 и P1S2P1 и равен
сумме отрезков луча Л (см. рис. 123), то для прямой волны Pi
он равен только расстоянию L между излучателем и приемни-
ком по прямой, т. е. несколько меньше, чем в первом случае,
причем разница эта зависит от диаметра скважины.
Следовательно, только при достаточно большом расстоянии
L волны Pi21 и PiS2Pi обгоняют волну Рь и продольная и по-
перечная головные волны достигают приемника последова-
тельно, а прямая волна приходит последней. В противном слу-
чае волновая картина, зарегистрированная приемником, трудно-
читаема.
Для двухэлементного зонда расстояние L между излучате-
лем и приемником должно удовлетворять неравенству
где Агс — расстояние от излучателя и приемника до стенки
скважины, иначе прямая волна, распространяющаяся по про-
мывочной жидкости, первой достигает приемника, и интерпре-
тация данных ультразвукового метода становится практически
невозможной.
При работе с центрированным двухэлементным зондом
в скважине, имеющей постоянный диаметр, погрешность за
счет прохождения упругих волн по промывочной жидкости мо-
жно учесть. Фактически положение акустического зонда неце-
нтрироваииое и диаметр скважины переменный (наличие ка-
верн, глинистой корки), что приводит к существенным искаже-
ниям Ат, которые учесть невозможно.
В связи с этим целесообразно применять многоэлементные
зонды, содержащие один излучатель и два или более приемни-
ков упругих колебаний (или, наоборот, один приемник и не-
сколько излучателей, работающих синхронно). Наибольшее
распространение получили трехэлементные зонды с одним из-
270
лучателем (приемником) и двумя приемниками (излучате-
лями), расположенными на разных расстояниях от него. Для
таких зондов базой измерения является расстояние между при-
емниками, а длиной зонда — расстояние от излучателя до даль-
него приемника. При использовании трехэлементных зондов
в случае, если оба приемника находятся на одинаковом рас-
стоянии от стенки скважины, время прохождения упругих ко-
лебаний по промывочной жидкости исключается, т. е. повыша-
ется достоверность регистрируемых параметров ультразвукового
метода. В этом случае время пробега волны по породе x=L)vpa
и не требует корректировки.
Однако это условие выполнимо при соблюдении следующего
требования:
где Li — расстояние от излучателя до первого приемника Ш,
при котором головная продольная волна, идущая по породе,,
первой достигнет приемника П1 и тем более приемника П2.
База измерения трехэлементных зондов выбирается в соот-
ветствии с требуемой точностью расчленения разреза по мощ-
ности. Теоретические кривые (рис. 124) показывают, что чем
меньше база, тем более тонкие прослои могут быть выделены
по диаграммам ультразвукового метода, и при базе измерения
меньше мощности пласта максимальное значение скорости рр.
будет соответствовать истинному
чески уменьшение базы снижает
точность измерения и производи-
тельность работ.
Глубина исследования раз-
лична при измерении кинемати-
ческих и динамических характе-
ристик горных пород и опреде-
ляется базой зонда, .частотой
упругих волн в породах, сква-
жинными условиями проведения
исследований. С увеличением
базы зонда и скорости распро-
странения упругих колебаний
в горных породах радиус иссле-
дования возрастает. С повыше-
нием частоты упругих колеба-
ний глубина исследования
уменьшается. В средах, облада-
ющих положительным градиен-
том волнового сопротивления по
радиусу от стенки скважины,
ее значению. Однако практи-
Рис. 124. Скважинная установка
ультразвукового метода и ее
разрешающая способность.
а — трехэлементный зонд; б — теоре-
тические кривые ультразвукового ме-
тода для двух величин базы
271
глубинность метода увеличивается. Практически глубинность
ультразвукового метода при регистрации кинематических ха-
рактеристик не превышает 0,3 м. Радиус исследования по ди-
намическим параметрам примерно в 2 раза больше, чем по
кинематическим.
Аппаратура и методика измерений
ультразвукового метода
При применении ультразвукового метода используется им-
пульсная ультразвуковая установка: излучатель периодически
посылает пакеты из 3—4 периодов ультразвуковых колебаний
частотой 10-75 кГц с колокольной формой огибающей, раз-
деленные во времени (рис. 125). Частота посылки импульсов
ультразвуковых колебаний излучателя определяется необходи-
мостью регистрации в первых вступлениях головной волны,
проходящей но породам, а ие по промывочной жидкости, и оп-
ределяется расстоянием между стенкой скважины и приемни-
ком, соотношением скоростей распространения продольной
волны в промывочной жидкости и в породах и изменением уп-
ругих свойств горных пород в прискважинной части, вызван-
ным процессом бурения. Обычно частота посылки импульсов
излучателем составляет 12—25 кГц.
Принцип действия аппаратуры основан на возбуждении
в породах, пересеченных скважиной, упругих колебаний, после-
дующем их приеме и преобразовании в электрический сигнал,
который по геофизическому кабелю передается в наземный
пульт, где измеряются амплитудные и временные параметры
сигнала, характеризующие физико-механические свойства по-
роды. Амплитудные и временные параметры регистрируются на
диаграмме в функции глубин.
Рис. 125. График колебаний продольной волны (а) и волновая картина,
полученная при записи упругих колебаний приемниками трехэлементного
зонда (б).
/ — запись ближним- приемником; // — запись дальним приемником; /// — марки вре-
мени (через 100 мкс), / — отметка импульса; 2 — первое вступление головной продоль-
ной волны; о — поперечные колебания и волна, идущая по промывочной жидкости.
Расстояние между излучателем и приемником 1,36 м; расстояние между приемни-
ками 1,16 м; 7‘, Л период и амплитуда возбуждающих колебаний
Аппаратура ультразвукового метода СПАК-6 состоит из
скважинного прибора I и наземного пульта II (рис. 126). При
работе аппаратуры в блоке 12 уменьшается путем деления ча-
стота питающей сети 50 Гц до 12,5 Гц. Сформированные после
деления в блоке 9 разнополярные импульсы через фильтр 10
и геофизический кабель 8 поступают в селектор скважинного
прибора 7 и разделяются на два канала. В первом канале за-
пускается генератор токовых импульсов 4 и возбуждается излу-
чатель 1. Во втором канале со смещением по времени на 40 мс
также запускается генератор токовых импульсов 5 и возбуж-
дается излучатель 3. Упругие импульсы от излучателей, пройдя
по породе, воспринимаются приемником 2 и после усилителя 6
поступают по кабелю 8 в фильтр блока управления 10. Сюда
же поступают синхроимпульсы, снимаемые с излучателей 1 и 3.
С фильтра 10 принятые сигналы поступают на усилитель 13
и далее на сигнальный вход панели 14. Синхроимпульсы посту-
пают па селектор И и после разделения по двум сигналам по-
даются на вход синхронизации панели 14, которая обрабаты-
вает сигналы и позволяет производить запись аналоговых кри-
вых параметров сигналов с помощью серийных геофизических
станций.
В аппаратуре СПАК-6 используется акустический трехэле-
ментный зонд И2О,4И11,2П, в качестве излучателей применя-
ются магнитострикционные преобразователи, работающие на
основной резонансной частоте, в качестве приемников — пьезо-
керамические преобразователи, работающие па частотах ниже
Рис. 126. Блок-схема аппа-
ратуры СПАК-6
ИП1 ИЛ2
вого метода (лакограмма), записан-
ная аппаратурой ЛАК-
273
частоты основного резонанса. Частота излучаемых колебаний
составляет 12,7 — 23 кГц.
Аппаратура СПАК-6 предназначена для непрерывного из-
мерения и аналогового преобразования величин, характеризу-
ющих упругие свойства горных пород, которые слагают раз-
резы нефтяных и газовых скважин, и промывочной жидкости:
1) интервальное время распространения продольной волны—
Ат; 2) относительные амплитуды упругих колебаний продоль-
ной волны от ближнего и дальнего излучателей — Ai и А2\
3) коэффициент поглощения — ауз; 4) относительные ампли-
туды продольных Ар и поперечных As колебаний. Однако ульт-
развуковым методом обычно исследуют распространение про-
дольных воли в горных породах. Описываемая аппаратура
позволяет также производить исследования в закрепленных
скважинах с целью оценки качества их цементирования, а в слу-
чае качественного цементирования (добротной акустической про-
зрачности) — и для оценки пород, слагающих разрез.
Наибольший практический интерес представляет регистра-
ция кинематических и динамических характеристик горных по-
род в аналоговой форме. Однако при таком способе регистра-
ции возможны частичные потери информации о динамике рас-
пространения упругих колебаний по породе. Так, слабые
первые вступления сигналов могут быть пропущены автомати-
ческими устройствами и за первую может быть принята вторая
или последующая фаза, что приведет к получению заниженной
интервальной скорости распространения упругих колебаний.
При регистрации полной динамической картины может быть
замечена и слабая первая фаза. Такой способ регистрации
ультразвуковых данных используется в аппаратуре ультразву-
кового метода СПАК-2М, СПАК-4, СПАК-4М, СПАК-6.
Применяются и другие способы регистрации ультразвуко-
вых данных. В одном из них усиленные сигналы поступают на
блок регистрации, состоящий из индикатора и собственно реги-
стратора. В качестве индикатора часто используются электрон-
но-лучевые трубки (ЭЛТ). В многоэлементном зонде с несколь-
кими приемниками на однолучевой трубке высвечиваются сиг-
налы всех приемных каналов. Метки времени вырабатываются
генератором меток времени и подаются на индикатор вместе
с сигналом или по отдельному каналу. Изображение сигналов
па экране ЭЛТ фотографируется фото- или киноаппаратом-ре-
гистратором с одновременным изображением па этом же кадре
показании глубины погружения скважинного прибора. Такой
способ регистрации ультразвуковых колебаний реализован
в регистраторе акустических картин (АКР) с двумя электрон-
но-лучевыми трубками: для визуального наблюдения волновых
картин и для их фотографирования. Такой способ индикации и
регистрации сигналов дает наиболее полное представление
о динамике изменения сигналов по скважине и характере вол-
новых процессов, возникающих при ультразвуковом методе ис-
274
следования скважин. Однако получаемые осциллограммы тре-
буют кропотливой и внимательной обработки, что не всегда
возможно в производственных условиях.
В станциях типа ЛАК способ регистрации сигналов ультра-
звуковых колебаний на экране ЭЛТ другой: сигнал модулиру-
ется не по амплитуде, а по яркости. На экране ЭЛТ высвечи-
ваются только вершины положительных фаз колебаний, реги-
стрируемых каждым приемником. В результате волновая
картина каждого приемника превращается в самостоятельные
ряды расположенных по прямой точек, расстояние от которых
до нулевой точки пропорционально времени прихода соответ-
ствующей фазы волны. Яркость каждой точки тем выше, чем
больше амплитуда фиксируемой ею фазы. На осциллоскоп по-
даются и марки времени. Изображение с экрана ЭЛТ фотогра-
фируется на ленту, перемещаемую в соответствии с движением
скважинного прибора (рис. 127). Однако такая регистрация
данных ультразвукового метода не позволяет количественно
оценивать величину упругих колебаний и их ослабление.
Исследования ультразвуковым методом проводят в откры-
том стволе скважины. Масштаб скоростных и амплитудных па-
раметров зависит от литологии разреза и упругих свойств гор-
ных пород. Масштабы параметров т2, Ат, Д, Л2 и 1g (Л1/Л2)
устанавливают по калибровочным устройствам наземных пане-
лей аппаратуры по отклонениям бликов гальванометров фото-
регистратора и выбирают с таким расчетом, чтобы максималь-
ные отклонения кривых находились в пределах 8—10 см диаг-
раммной ленты.
Для удобства чтения регистрируемой диаграммы ультразву-
кового метода кривые Ti и т2 обычно фиксируются со смеще-
нием нулевых линий примерно на 200—400 мкс с помощью ком-
пенсатора поляризации и корректоров нуля фоторегистратора.
Нулевые положения бликов, их отклонения в соответствии
с установленными масштабами, смещение нулевых линий вре-
менных кривых фиксируются на диаграммных лентах до и
в конце измерений.
В процессе записи постоянно контролируют работу времен-
ного блока путем визуального наблюдения волновой картины и
момента срабатывания каналов ti и т2 на экране электронного
осциллографа. Для контроля правильности установки и посто-
янства масштабов записи временных кривых в процессе сква-
жинных исследований регистрируют скорость распространения
упругих колебаний в незацементированной обсадной колонне,
где она составляет 5300 м/ч ±5 %.
Основной масштаб глубин регистраций диаграмм ультразву-
кового метода — 1 : 500, дополнительный в интервале залегания
продуктивной толщи — 1 : 200.
При применении ультразвукового метода скорость движе-
ния прибора составляет обычно 1000—1200 м/ч. В отдельных
случаях, когда при движении прибора по скважине повыша-
275
ется уровень шумов, вызванных трением его о промывочную
жидкость и стенку скважины, скорость подъема прибора сни-
жают до 600—800 м/ч.
Кривые ультразвукового метода
При определении глубин за точки записи кривых ть т2 и
Ль А2, Др, Лд принимается середина расстояния между ближ-
ним и дальним излучателями и приемником, а за точки записи
кривых Дт и «у3 — середина расстояния между излучателями
(у трехэлемептпых зондов с двумя излучателями).
Пласты с аномальными упругими свойствами отмечаются
на кривых Дт и ауз симметричной аномалией, максимум кото-
рой соответствует истинным значениям Дт и ауз пласта, если
его мощность больше длины зонда (/i>AL). При ДА значе-
ния Дттах и ауз max занижены по сравнению с истинными, при-
чем степень занижения тем больше, чем меньше /г. Границы
пластов любой мощности отбиваются в точках, расположенных
на расстоянии 0,5 ДЛ от начала наклонного участка кривой
против вмещающих пород.
Времена Ti и Т2 и амплитуды и А2 зависят от диаметра
скважины. С увеличением диаметра скважины Ti и т2 возра-
стают, Д и А2 уменьшаются, так как удлиняется путь волны
по промывочной жидкости и уменьшается доля энергии излу-
чателя, затрачиваемой на образование головной волны P12i-
На значения Дт и ауз, измеряемые трехэлементным зондом,
не оказывает влияния диаметр скважины, если он постоянен
в интервале расположения зонда, однако влияет иепараллель-
ность осей прибора и скважины и изменение диаметра сква-
жины— наличие каверны. Каверна отмечается па кривых Дт и
ауз повышенными аномалиями. Границы каверны определяются
по кривым Дт и ауз так же, как границы обычного пласта. От
свойств жидкости, заполняющей скважину, показания трехэле-
меитного зонда почти не зависят. Литология разреза скважины
определяется по значению Дт с учетом данных других геофизи-
ческих методов.
Коэффициент пористости kn пластов-коллекторов, выделяе-
емых по повышенным значениям Дт и ауз, рассчитывается на
основе линейной связи между Дт и /гп (уравнения среднего вре-
мени):
Дт = (Дтж—Дтт) kn + Дтт,
откуда
_ Дт—Дтт _ (WT“VPnP>K
Дтж — Дтт (^т ^ж)
где Дтт и vT, Дтж и иж — интервальное время и скорость рас-
пространения упругих колебаний в твердой части скелета и
жидкости, заполняющей поровое пространство коллектора.
276
Интервальное время и скорость распространения упругих
колебаний в твердой части скелета выбирают согласно лито-
логии изучаемого разреза. Значения Дтж или vn< выбирают ис-
ходя из типа флюида, заполняющего поровое пространство, и
пластовых условии —температуры и давления. В воде нор-
мальной солености иж изменяется от 1470—1530 м/с на глу-
бине 0—600 м до 1580 м/с на глубине 600—1200 м и до
1640 м/с па глубине 1200—1800 м. В минерализованной воде
эти величины на 10—20 % выше, чем в пресной. Скорость рас-
пространения упругих волн в нефти зависит от се вязкости,
температуры и давления. В диапазоне изменения температуры
20—70 °C и давления (0,001 — 0,251)-108 Па ин=1370ч-
4-1035 м/с. При расчетах принимают «7п=1310 м/с. В газооб-
разном заполнителе vr также зависит от давления и темпера-
туры и принимается равным 365 м/с. Когда радиус исследова-
ний не выходит за пределы радиуса промытой зоны, иж прини-
мают равной скорости распространения волн в фильтрате
промывочной жидкости, т. е. от 1500 до 1650 м/с с поправкой на
остаточную нефтенасыщенность.
Значения коэффициента пористости, полученные для глини-
стого коллектора, корректируют по уравнению среднего вре-
мени за объемную глинистость krn, определяемую по данным
гамма-метода или метода потенциалов собственной поляриза-
ции. Имеются и другие способы определения коэффициента по-
ристости по данным ультразвукового метода [14].
Коэффициент поглощения упругих волн ауз, как и скорость
Црп, зависит от литологии разреза. В плотных, хорошо сцемен-
тированных породах поглощение волн невелико. Коэффициент
аУз рыхлых и сильно глинистых пород возрастает. Поглощение
упругих волн в нефтеносных и особенно в газоносных породах
значительно больше, чем в водоносных. Однако газоносные и
нефтеносные пласты на диаграммах ауз не выделяются при на-
личии в них больших зон проникновения фильтрата промывоч-
ной жидкости, в которых имеется лишь остаточная нефтегазо-
насыщенность.
Поглощение упругих волн тесно связано со структурой по-
рового пространства пород. Сильное ослабление амплитуд уп-
ругих волн наблюдается в трещинных и кавернозных породах.
Сведения о поглощающих свойствах горных пород в комплексе
с другими данными геофизических методов позволяют повы-
сить эффективность изучения разрезов скважин.
Области применения ультразвукового метода
и решаемые им геологические задачи
Применение ультразвукового метода в комплексе с другими
геофизическими методами позволяет решать следующие задачи
поисково-разведочной и промысловой геологии: 1) литологиче-
ское расчленение и корреляция разрезов скважин; 2) страти-
277
графическая привязка Отложений; 3) выделение пластов-кол-
лекторов; 4) определение характера насыщения пластов;
5) оценка коэффициента пористости пород; 6) определение по-
ложения водонефтяного и газожидкостных контактов.
Имеются все физические предпосылки определения по дан-
ным ультразвукового метода коэффициентов водо- и нефтегазо-
насыщения и оценки фильтрационных и других характеристик
коллекторов. Кроме того, ультразвуковым методом определя-
ются техническое состояние скважин, например контроль каче-
ства цементирования обсадной колонны (акустическая цементо-
метрия) н диаметр скважины (акустическая кавернометрия).
§ 67. НИЗКОЧАСТОТНЫЙ ШИРОКОПОЛОСНЫЙ
АКУСТИЧЕСКИЙ МЕТОД
Большое практическое значение при исследовании разрезов
нефтяных и газовых скважин имеет низкочастотный широкопо-
лосный акустический метод (НШАМ,). Этим методом изучается
акустическое поле частотой 5—20 кГц. В НШАМ длина и энер-
гия упругой волны примерно вдвое больше, чем в ультразвуко-
вом методе, поэтому происходит меньшее затухание упругих ко-
лебаний в породах и обеспечивается большая глубинность.
В НШАМ уверенно регистрируются поперечные волны, обла-
дающие большой энергией и, следовательно, глубинностью ис-
следования.
В силу большего радиуса исследования низкочастотный ши-
рокополосный акустический метод применяется и в закреплен-
ных скважинах с целью изучения их геологического разреза.
В случае надежного цементирования обсадных колонн, обеспе-
чивающего акустическую прозрачность закрепленных скважин,
широкополосный акустический метод позволяет получить при-
годные для количественной обработки фазокорреляциоииые ди-
аграммы упругих воли, распространяющихся по горной породе
за колонной.
Принцип действия аппаратуры низкочастотного широкопо-
лосного метода аналогичен описанному выше для ультразвуко-
вого метода.
Широкополосная аппаратура «Звук-2» применяется в непре-
рывном низкочастотном акустическом методе (рис. 128). Она
включает два разных широкополосных зонда и рассчитана на
работу с унифицированной наземной панелью АКН-1. В этой
аппаратуре акустический зонд имеет два излучателя И1 и И2,
заключенных вместе с генераторами 1 и 2 и схемами синхрони-
зации и запуска 3 в общий контейнер. Приемник П вместе с уси-
лителем 4 расположены во втором контейнере. Запуск излуча-
телей обеспечивается подачей синхроимпульсов из блока син-
хронизации 5 поочередно на генераторы 1 и 2. В момент
излучения в наземную аппаратуру подается сигнал момента из-
лучения. Принятый приемником П акустический сигнал, усилен-
278
ный в блоке 4, через геофизический кабель 6 поступает на блок
вычисления 7, который может определять ть тг, Аг, Арь Ар2,
1пЛР1/Лр2, XsP AS2, а также амплитуды волн по колонне Ак и
АР гидроволны АРр, которые записываются фоторегистрато-
ром 8.
Усиленный сигнал через фильтр 9 поступает на индикатор 10
фазокорреляционных диаграмм (ФКД), регистрирующий их на
фотобумаге, и на осциллограф 11, с экрана которого с помощью
кинорегистратора 12 ведется съемка волновой картины сигнала.
Одновременно получаемые после фильтра 9 сигналы подаются
на контрольный осциллограф 13, позволяющий визуально на-
блюдать принятые акустические сигналы и контролировать ра-
боту индикатора фазокорреляционных диаграмм. Таким обра-
зом, в аппаратуре «Звук-2» предусмотрены регистрация акусти-
ческих данных на ФКД по обоим каналам, фоторегистрация
волновых картин и запись аналоговых кривых.
При исследованиях скважин низкочастотным широкополос-
ным методом можно использовать также аппаратуру СПАК-6.
При этом в СПАК-6 используют низкочастотные излучатели,
широкополосный приемник и частичное
подавление фильтрацией в наземной ча-
сти высокочастотной волны, распростра-
няющейся по колонне, и уверенно выде-
ляют как продольные, так и поперечные
волны.
При совместной регистрации кинема-
тических и динамических параметров
продольной и поперечной волн интерпре-
тация акустических данных облегчается.
Для коллекторов, насыщенных водой,
нефтью или газом, характерны взаимо-
отношения скоростей распространения
продольных и поперечных волн цРвп >
Z>VD 7>Vd И Us <ZV-z , ко-
------- 1 ГП ^нп ^гп’
эффициентов затухания для продольных
воли— арвп<«рнп<аРгп и для попе-
речных волн — «sBn > aSlIn > «srn (см.
рис. 166). Дифференциация скоростей
продольных и поперечных волн для раз-
лично насыщенных коллекторов может
достигать 20 % и вследствие влияния
скважинпЫ/Х условий измерения и аппа-
ратурных погрешностей может нивели-
роваться. С этой точки зрения более пер-
спективно изучение коэффициентов зату-
Рис. 128. Блок-схема
аппаратуры «Звук-2»
хания (см. рис. 166). Так, для терриген-
ных коллекторов с пористостью 20 %,
279
насыщенных разными флюидами, при частотах упругих коле-
баний, используемых в НШАМ, различие в коэффициентах за-
тухания может достигать 300—400 % [И]. Кроме того, аку-
стические данные по НШАМ слабо зависят от минерализации
насыщающей воды, что повышает надежность выделения про-
дуктивных пластов в любых стадиях их обводнения.
Низкочастотным широкополосным акустическим методом ре-
шаются тс же геологические задачи, что и ультразвуковым ме-
тодом (см. § 66). Этот метод особенно перспективен при иссле-
довании трещиновато-кавернозных коллекторов, выделении
в закрепленных скважинах продуктивных коллекторов, обвод-
ненных как минерализованными, так и пресными водами, опре-
делении характера насыщения пластов-коллекторов в ком-
плексе с другими методами ГИС. Большие надежды свя-
зываются с низкочастотным широкополосным методом при
определении коэффициентов пористости по данным распростра-
нения поперечных воли.
§ 68. МЕТОД АКУСТИЧЕСКОГО ТЕЛЕВИДЕНИЯ
Акустический телевизор предназначен для детального иссле-
дования поверхности стенок незакрепленных и крепленых
скважин с помощью фотографий изображения стенок скважин,
получаемого посредством регистрации амплитуд отраженных
высокочастотных упругих волн на экране кинескопа.
От ультразвукового излучателя перпендикулярно к поверх-
ности стенки скважины посылается кратковременный импульс
упругих колебаний частотой 1,5—2,0 кГц. Достигнув стенки
скважины, упругие колебания частично отражаются и посту-
пают на приемник. Амплитуда отраженных колебаний прямо
пропорциональна волновому сопротивлению неоднородностей
стенки скважины и обратно пропорциональна величине коэффи-
циента затухания сигнала в заполняющей скважину жидкости.
Значения амплитуд отраженного ультразвукового импульса не-
сут основную информацию о стенке скважины.
В скважинном акустическом телевизоре (CAT) используется
пьезокерамический преобразователь, который работает в им-
пульсном режиме, выполняя поочередно функцию излучателя
колебаний высокой частоты и во временных окнах между по-
сылками импульсов упругих колебаний — функцию приемника
ультразвуковых волн, отраженных от стенки скважины. В сква-
жинном телевизоре пьезокерамический излучатель-приемник, по-
мещенный в акустический отсек прибора, вращается вокруг про-
дольной оси скважинного прибора с частотой 3—4 об/с в мас-
ляной среде. За один оборот посылается около 1000 импульсов
ультразвуковых колебаний. Усиленные сигналы с приемника по
линии связи поступают в наземную аппаратуру, где на экране
электронно-лучевой трубки (ЭЛТ) высвечивается изображение
стенки скважины и фотографируется на фотопленку, движу-
280
Рис. 129. Пример литологического расчленения разреза скважины ио дан-
ным акустического телевизора в комплексе с методами ГИС.
/ — песчаник нефтеносный; 2 — песчаник водоносный; 3— чистый известняк; 4 — глини-
стый известняк; 5 — алевролит; 6 — глина
щуюся согласно записи масштаба глубин. Длительность раз-
вертки ЭЛТ соответствует времени одного оборота луча.
Изображение отраженной стенки скважины по первому
витку высвечивается в виде одной строки переменной яркости
в зависимости от амплитуд отраженных волн на экране кине-
скопа ЭЛТ. Сечение скважины в горизонтальной плоскости изо-
бражается при этом в виде непрерывной линии, которая преоб-
разуется при движении скважинного прибора в развернутое изо-
бражение стенки скважины (рис. 129). Яркость высвечивания
регулируется импульсом, нормированным ио длительности с ам-
плитудой, равной амплитуде отраженного сигнала.
Развертку ЭЛТ запускают тогда, когда излучатель-прием-
ник проходит одну и ту же точку, например, в незакрепленных
скважинах в направлении на север, задаваемом магнитной
стрелкой. При исследованиях крепленых скважин могут исполь-
зоваться гироскопические системы. Получаемые изображения
стенок скважин ориентированы в пространстве (глубина и
азимут).
Разрешающая способность акустического телевидения при-
близительно равна длине излучаемой волны и составляет 0,8—
1,0 мм по горизонтали и по вертикали. Регистрация изображе-
ний производится со скоростью передвижения скважинного при-
бора— 70, 140, 280 м/ч при масштабах записи глубин 1:50,
1 : 100 и 1 : 200 соответственно.
Акустическим телевизором можно исследовать крепленые и
незакрепленные скважины, заполненные глинистым раствором
без утяжелителей плотностью до 1,25 г/см3, водой любой мине-
рализации или нефтью.
Результаты исследований незакрепленных скважин позво-
ляют установить наличие и местоположение в разрезе скважин
трещиноватых и кавернозных, глинистых, сплошных карбонат-
ных пород, каверн, желобов и следов буровых долот. Трещи-
новато-кавернозные породы выделяются среди неглинистых от-
ложений интенсивными потемнениями на диаграммах. Песча-
ники-коллекторы выделяются умеренными потемнениями на
фоне глинистых и крепких карбонатных пород. Каверны
в стволе скважины и глинистые прослои вызывают усиленные
потемнения записей телевизора, для однозначного определения
которых привлекаются результаты других методов ГИС (см.
рис. 129).
В крепленных скважинах акустический телевизор позволяет
оценить состояние обсадной колонны (разрывы, смятия), число
и местонахождение перфорационных отверстий и местоположе-
ние муфтовых соединений.
§ 69. СЕЙСМОМЕТРИЯ СКВАЖИН
Сейсмометрия скважин включает пьезоэлектрический метод,
интегральный акустический (сейсмический) метод, метод про-
ходящих волн, вертикальное сейсмическое профилирование
282
(ВСП), метод обращенных годографов (МОГ), метод межсква-
жинного акустического просвечивания и метод отраженных
волн.
Пьезоэлектрический метод. Метод основан на изучении элек-
тромагнитных (пьезоэлектрических) волн, которые возникают
в горных породах, содержащих минералы-пьезоэлектрики, под
действием упругих колебаний. Значительными пьезоэлектриче-
скими эффектами обладают такие минералы, как кварц, тур-
малин, сфалерит, нефтелии, киноварь и др. Пьезоэффект обна-
ружен и в горных породах, в которых присутствуют эти ми-
нералы.
Если на пьезоэлектрическое тело действует упругая волна
с силой F, то величина возникающего электрического заряда
Q = dF, где d — пьезоэлектрический модуль. Пьезомодуль для
различных пород изменяется от значений, близких к нулю, до
сотен относительных единиц, наибольшие значения d харак-
терны для кварцевых и пегматитовых тел, с которыми могут
быть связаны месторождения полезных ископаемых.
В скважинах наблюдаются электромагнитно-упругие волны
и фиксируются их кинематические и динамические характери-
стики. На основе кинематических характеристик (времен пер-
вых вступлений пьезоэлектрических и сейсмических сигналов)
определяется расстояние до изучаемого объекта. По динамиче-
ским характеристикам (амплитудам и форме сигналов) уста-
навливается в разрезе величина пьезоэффекта против пород и
тем самым выявляются кварцевые и пегматитовые породы.
Для поисков кварцевых и пегматитовых тел в околосква-
жипном пространстве используются наблюдения двух вариан-
тов с помощью сейсмоэлектрической аппаратуры: 1) источник
упругих колебаний размещается в одной скважине, приемники
сигналов — в другой или в нескольких других скважинах
(рис. 130, а; 2) источник упругого поля находится на поверхно-
сти, прием сигналов — в одной или нескольких скважинах.
Для скважинных исследований применяется аппаратура
«Кварц-1» с полосой частот пропускания от 600 до 3000 Гц.
Главное назначение пьезоэлектрического метода — поиски
месторождений полезных ископаемых (золота, олова, вольф-
рама, слюды, пьезосырья), связанных с кварцевыми и пегмати-
товыми образованиями. Пример выделения пьезоэлектрических
тел в разрезе скважины приведен на рис. 131.
Дальность пьезоэлектрического просвечивания достигает де-
сятков — сотен метров.
Интегральный акустический (сейсмический) метод. Приме-
няется этот метод для определения времени пробега проходя-
щей волны от источника О, расположенного на поверхности
земли, до заданных точек скважины Сг,..., в которых на-
ходятся приемники акустических волн (рис. 130, б). Резуль-
таты исследований интегральным акустическим методом позво-
ляют с достаточной точностью изучить сейсмический разрез,
283
Рис. 130. Принципиальные схемы измерений методами сейсмометрии скважин.
а — пьезометрический метод; б — интегральный акустический (сейсмический) метод; в — метод проходящих волн; г — метод обращенных годо-
графов (МОГ); д — вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП): е — метод межскважинного акустического просвечивания; ж — ме-
тод отражения’ акустических волн. / — излучатель; 2 — сейсмоприемник; 3 — наземная аппаратура; -/ — акустическая тень; 5 — инородное
тело; 6 — тело-пьезоэлектрик; 7 — приемники
Рис. 131. Выделение пьезо-
электрических тел в скважине
по данным пьезоэлектриче-
ского метода.
1 — кварц; 2 — пегматит; 3 — гра-
нит; 4 — песчано-глинистые поро-
ды; 5 — полевой шпат
найти зависимость средней скоро-
сти распространения упругих волн
от глубины и обнаружить тонкие
отражающие или преломляющие
слои геологического разреза, вскры-
того скважиной, что необходимо
для достоверной интерпретации
данных сейсморазведки.
Метод проходящих волн. Этот
метод применяется в случае, когда
источник О и приемники акустиче-
ских волн С{, ... расположены
по разные стороны от исследуемой
границы SS (см. рис. 130, в). При
различии упругих свойств сред,
разделенных границей SS, проис-
ходит преломление проходящих
волн под разными углами в зави-
симости от формы инородного
включения. По полученным резуль-
татам можно определить наличие и
форму соляных штоков, интрузив-
ных массивов и т. п. при отличии
их упругих свойств от свойств вме-
щающих пород.
Вертикальное сейсмическое про-
филирование (ВСП). Отличается этот метод тем, что сейсмо-
приемники Cj, С2, ..., помещенные в скважину на глубину не-
сколько сотен метров с целью устранения помех — поверхност-
ных и кратных волн, регистрируют все колебания, возбуждае-
мые источником О, расположенным на поверхности (см. рис.
130, д). В качестве источника упругих колебаний используют
взрывы.
Совокупность таких записей образует сейсмограмму, на ко-
торой можно проследить различные волны, распространяю-
щиеся вдоль ствола скважины, и по ним определить глубины,
на которых возникают вторичные волны (отраженные, прохо-
дящие и др.), и тем самым связать их с определенными геоло-
гическими границами SS и упростить интерпретацию данных
сейсморазведки.
Метод обращенных годографов (МОГ). Основан метод на
регистрации в заданной точке С скважины отраженных волн
(от некоторого участка границы SS) от последовательно воз-
буждаемых источников Oi, О2,..., расположенных на поверх-
ности земли на разных расстояниях от устья скважины (см.
рис. 130, а). Точка наблюдения С расположена выше изучаемой
границы SS и выбирается на основании результатов анализа
волновой картины ВСП в интервале с наиболее интенсивными
однократиоотраженными волнами от исследуемого горизонта.
235
h hit, ii.i.iiimhocih в точке приема С времена при-
" • । "I р । । < ... полны будут такими же, как если бы источ-
HIII ........ и н скважине в точке приема, а сейсмоприемник —
и । ........и профиле в тех же пунктах, что и действительные
.....пни и 'in но шоляет относить времена прихода отражеи-
...... в <|н । о' и ропа и и у ю по глубине точку С к соответ-
• । iHiiiiiM H.I u mih.im пунктам возбуждения 0\, 0%... Таким об-
р । |"м, цч.нм гак называемый обращенный годограф,
. времена регистрации волны отнесены к источникам,
pi...... • । < иным на I(онерхпости.
I' р' о ui.iaie iHipaboTKii данных МОГ получают временной
р । Ч" * М< ют |Ц|раш,енных годографов в комплексе с наземной
• • .... ни /И.О11 позволяет определять средние скорости рас-
ир'" ip ...... воли /1.0 глубины погружения приемника, просле-
। ни in, 111p.i,i.aioiii.iic границы, исследовать подсоляные отло-
। • нн । ( Нив i.iiMOMi.iH метод относится к дорогостоящим мето-
11.......номе।рнп скважин и применяется в исключительных
• 'I \ Ч . Г I
М< । о it мгж< кважиппого акустического просвечивания. Этим
и' пенни II i\чается распространение упругих волн, возбуждае-
мы в "'iiioii скважине и регистрируемых в другой (см. рис. 130,
и При и.।'III4IIH в межскважинном пространстве инородных
in ....... <• >. \ д.)н им и, чем у вмещающих пород, упругими свой-
1 HHIMII, h i пример карстовой полости в известняках, наблюда-
। p i а г. \ । । пческая тень», которая выражается в уменьшении
........ иы принимаемых сигналов в приемнике. Практически
и \i ивв'сьое просвечивание можно проводить при расстоянии
mi । i\ । г.н.।.ijiiiaмн до 150 м.
ЛЬ I.» 1.П.1/мшпоо акустическое просвечивание позволяет вы-
ii'i'iii hi. не।альпые структурные исследования рудных тел, уточ-
ни и. «лемепгы залегания отдельных горизонтов, пластов, выяв-
I in. юны нарушения и их местоположение, а также обнару-
। пн.in. in iie.iii.iii.io рудные тела при отличии их упругих свойств
"I I 10 ИН III вмещающих пород.
Mrioit о।раженных волн. Источник и приемник упругих волн
.....in in.inn и скважину одновременно (рис. 130, ж). Если вблизи
। । и.। ... (/io .'>0 м) имеется геологическое тело, отличающееся
ш> \npVHiM свойствам от вмещающих пород, то амплитуда
о। p.i.и innпи сигнала будет меньше или больше, чем при от-
। \ и Hinn |ел.1. Степень уменьшения или увеличения амплитуды
inp.i । । iiinn'i волны зависит от соотношения величин, характери-
niiiinn. \iip\iiic свойства инородного включения и окружаю-
IIIII . liopn'l
ЛЬ 111/I<।м отраженных волн решаются те же геологические
in,л.1411. 'но II методом мсжскважииного акустического просве-
чивания.
286
Глава XVI
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ И КОМПЛЕКСНЫЕ
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
К геохимическим методам относятся газометрия скважин,
люминесцентно-битуминологический метод и метод избиратель-
ных электродов, к комплексным геофизическим исследованиям
в процессе бурения — детальный механический метод, фильтра-
ционный метод, метод энергоемкости, метод давления, желоб-
кам термометрия и др. Комплексные геофизические исследова-
нии в процессе бурения скважин находятся в стадии промыш-
ленного внедрения.
Газометрия разрезов нефтяных и газовых скважин применя-
ется в двух вариантах: в процессе бурения и после бурения.
Этот метод разработан советскими специалистами В. А. Соко-
ловым, М. А. Абрамовичем и М. М. Бальзаминовым в 1929—
1933 гг.
Газометрические исследования в процессе и после бурения
скважин и люминесцентно-битуминологический метод, относя-
щиеся к прямым методам изучения разрезов скважин, имеют
важное преимущество перед другими геофизическими мето-
дами. Оно состоит в том, что информация о содержании в по-
роде флюида поступает непрерывно уже в процессе бурения
скважин. Это повышает оперативность и надежность выявления
нефтегазовых залежей, определения глубины их залегания и
прогнозирования характера насыщения коллекторов в комп-
лексе с другими геофизическими методами.
•| /О I ЛЗОМГ ГРПЯ СКВАЖИН
It IIPOIII ( .( Г b.VPI IIHM
Фи иию химические основы газометрии скважин
Углеводородные газы нефтяных, газовых и газоконденсат-
ных месторождений имеют различный качественный и количест-
венный еоегав (табл. 5). Так, газы нефтяных месторождений
« одержат до !>() (>() % метана и до 40—50 % тяжелых углево-
дородов этана, пропана, бутана и парообразных углеводоро-
дов пентана, гексана и др. В газовых месторождениях тяже-
лых углеводородов немного (не более 2—3 %), в то время как
количество метана достигает 97—98 %. Более высокая коицен-
Iрация тяжелых углеводородов свойственна конденсатным зале-
жам. В составе пластовых газов встречаются также сероводо-
род,, углекнелын газ, азот, водород и другие газы. Пластовые
воды тоже содержат растворенные газы. Газонасыщеппость под-
1ОМПЫХ вод, пефтегазоноспых провинций колеблется от 0,5 до
3,0 м:,/м:’. Основными газовыми компонентами, растворенными
287
Таблица 5
Углеводородный состав однофазных залежей (по данным М. Маскета, 1953), %
Компонент Тип залежи
Газовая Газоконден- сатная Нефтяная
Метан СН4 93,5 82,0 48,0
Этан С2Н6 3,0 4,5 3,0
Пропан С5Н8 2,0 3,5 2,5
Бутан C4Hj0 1,0 4,5 2,5
Пентан С&Н12 0,1 1,5 2,0
Гексан СеН14 Следы 1,0 2,0
Гептан С7Н1в и выше ——- 3,0 40,0
в воде, являются азот и метан, в небольших количествах отме-
чается кислород, аргон, гелий, сероводород, этан, пропан и дру-
гие гомологи метана. В некоторых районах (Кавказ) в пласто^
вых водах преобладает углекислый газ.
В водах, контактирующих с залежами нефти и газа, преоб-
ладают углеводороды, причем вблизи нефтяных месторожде-
ний заметно увеличение количества тяжелых углеводородов.
Иногда состав газовой смеси, растворенной в пластовой воде,
мало отличается от компонентного состава газа, выделяюще-
гося из нефтеносных и газоносных пластов, контактирующих
с водоносными.
Углеводородные газы в горных породах могут находиться
в свободном и растворенном состоянии, в виде конденсата в во-
дах и нефтях, а также в сорбированном состоянии.
Свободные и растворенные в воде углеводородные газы по
составу (при прочих равных условиях) различаются незначи-
тельно, поскольку коэффициенты растворимости углеводородов
в воде близки. В нефти лучше растворяются тяжелые газооб-
разные углеводороды, благодаря чему растворенный в нефти
газ обогащен ими больше, чем свободный.
Сорбированный газ по составу заметно отличается от сво-
бодного и растворенного газов. Он обогащен тяжелыми компо-
нентами углеводородных газов, обладающими самыми высо-
кими коэффициентами адсорбции, возрастающими пропорцио-
нально увеличению молекулярной массы углеводородов (метай,
этан, пропан, бутан и т. д.). Горные породы имеют разные сорб-
ционные свойства по отношению к углеводородам. Например,
глинами углеводороды сорбируются интенсивнее, чем песчани-
ками. Глинистые частицы промывочной жидкости практически
не сорбируют углеводородных газов, так как углеводороды не
в состоянии вытеснить с поверхности глинистых частиц прочно
связанную воду.
В процессе бурения скважин газ, нефть и вода, содержа-
щиеся в пласте, могут поступать в промывочную жидкость раз-
288
личными путями: благодаря механическому переходу флюида
в раствор из выбуренной долотом породы, посредством филь-
трационных и диффузионных процессов. Основное газообогаще-
п ис промывочной жидкости происходит в процессе механиче-
ского перемещения флюида из объема выбуриваемой породы.
При бурении коллекторов вследствие некоторого перепада
давления между промывочной жидкостью и пластом создаются
условия для проникновения в пласт фильтрата этой жидкости
и происходит заметное оттеснение пластового флюида из кол-
лектора, особенно при наличии в нем крупных пор, трещин и ка-
верн, а также при плохом качестве промывочной жидкости
(большой водоотдаче). Это явление опережающей фильтрации
(пли инфильтрации) может привести к искажению данных о га-
зосодержании разбуриваемого пласта, которое необходимо учи-
тывать при интерпретации результатов газометрии скважин
в процессе бурения [22].
Газ, нефть и конденсат, попавшие в процессе бурения в про-
мывочную жидкость, размешиваются в ней и транспортируются
по скважине от забоя до земной поверхности. На пути следова-
ния постепенно снижаются давление и температура жидкости,
вследствие чего происходят фазовые превращения газа.
Свободный газ, попав из пласта в промывочную жидкость,
постепенно частично или полностью растворяется в ней. Жид-
ки ii газоконденсат по мере движения вверх по стволу скважины
переходит в газообразное состояние. Газ, образовавшийся из
га юкоидепсата, может частично или полностью растворяться
В Промывочной ЖИДКОСТИ И транспортироваться на земную по-
верхность в свободном и растворенном состоянии.
Диалогичные явления происходят и с нефтью, если имею-
niniii я в ней газ находится лишь в растворенном состоянии.
II ।»। л ап не от конденсата, который весь переходит в газообраз-
ное । о< гояппе, из нефти выделяется лишь растворенный газ и
.......... наиболее легко кипящие жидкие углеводороды.
Iтворенный в пластовой воде газ, в незначительном коли-
•ie< । не понявший в промывочную жидкость, при транспорти-
ропке па земную поверхность находится, как правило, в том же
растворенном состоянии. При высоком газосодержании пласто-
вой воды газ частично может дойти до поверхности в свободном
виде. II шламе находятся главным образом растворенный и ад-
• оропроваипый газ. Следовательно, до земной поверхности газ
может дойти в свободном состоянии и растворенным в промы-
вочной жидкости и нефти, в растворенном и адсорбированном
। оетояппп в шламе и керне.
При подъеме углеводородного газа с забоя на земную по-
верхность первичный его состав, а следовательно, и компонент-
ное соотношение не изменяются, что очень важно при прогнози-
ровании типа залежи.
Таким образом, газометрия скважин в процессе бурения ос-
нована па том, что находящиеся в газоносных, нефтегазоносных
10
Li h I । ДО» IЧ!И•
289
й нефтеносных пластах углеводородные газы при разбуривании
пластов переходят в промывочную жидкость и создают в ней
зоны повышенной газонасыщенности. Эти зоны при проведении
суммарного газового анализа по стволу скважины в процессе
бурения отмечаются аномалиями на кривой суммарных газопо-
казаний Гсум и характеризуют пересечение газосодержащих пла-
стов скважиной. Компонентный состав газа определяет тип за-
лежи (газовая, нефтяная, обводненная).
Аппаратура и методика проведения газометрии
Газометрические исследования в процессе бурения скважин
позволяют выполнять следующие виды анализа газов: 1) сум-
марное содержание горючих газов в газовоздушной смеси, полу-
чаемой в результате дегазации промывочной жидкости; 2) пол-
ное газосодержание промывочной жидкости в отдельных его
пробах; 3) покомпонентный анализ газов газовоздушной смеси.
Первый вид анализа газа проводится непрерывно по разрезу
скважины, второй и третий — эпизодически.
Принципиальная схема газометрии скважин приведена на
рис. 132. Для извлечения газа из промывочной жидкости при-
меняют дегазатор, установленный в желобе, по которому жид-
кость выходит из скважины. Из дегазатора под действием пе-
репада давления, создаваемого вакуумным насосом и контро-
лируемого вакуумметром, газовоздушная смесь по вакуумной
линии поступает в отстойник с водой, где она очищается от ме-
Рис. 132. Принципиальная схема газометрии скважин.
а — шнековый дегазатор: 1 — желоб, по которому промывочная жидкость выходит из
скважины, 2 —турбина со шнековым винтом, 3 —камера, 4 —лопасти турбины, 5 —
электродвигатель, 6 — вакуумная линия от дегазатора к газоанализатору, установлен-
ному в станции, 7 — отстойник с водой для очистки газовоздушной смеси от механиче-
ских примесей, 8 — ротаметр; б — термохимический газоанализатор; Р —камера чув-
ствительного элемента; 10 — запасная камера, И — реостат для регулирования силы
тока питания моста, 12— регистрирующий (измерительный) прибор, 13—реостат для
регулирования равновесия моста, 14 — вентиль для регулирования скорости потока че-
рез газоанализатор, 15 — узел пробоотборников и ввод к хроматермометру, 16 — ваку-
умметр, 17 — вакуумный насос, 18 — емкость (ресивер)
290
ханических примесей. Далее
газовоздушная смесь, ско-
рость которой регулируется
вс ит ил ем, через ротаметр
(прибор для определения ско-
рости газовоздушного потока)
поступает в газоанализатор
для определения суммарного
содержания в ней горючих
газов, которое фиксируется
регистрирующим ПрибОрОМ
и функции углубления сква-
жины. В результате привязки
полученных данных к истин-
ным глубинам получают кри-
вую заиснмости содержания
газа в газовоздушной смеси
о г гл убины расположения за-
поя в момент поступления
газа в промывочную жид-
восгь так называемую кри-
вую суммарных газопоказа-
пип (рис. 133).
()дпако газоиасыщепность
пательио, и величина Гсум
Рис. 133. Характеристика газонос-
ного коллектора по диаграммам
газометрии и электрометрии сква-
жин.
1 — газоносный песчаник; 2 — водоносный
песчаник; 3 — плотный песчаник; 4 —
глина
промывочной жидкости, а следо-
зависят не только от газонасыщенно-
• гп пласта, по и от режима бурения скважины — скорости бу-
рения I»,, и расхода (объемной скорости) промывочной жидко-
< гп па выходе скважины фвых- При прочих равных условиях
iHHii.iiiiriiiie скорости бурения приводит к росту ГСум, а увеличе-
инг расхода промывочной жидкости — к уменьшению ГСуМ-
Н < пи in < ним при низких скоростях бурения и больших расхо-
43 . ал1/ннн гп возможен пропуск на кривой Гсум даже пластов
• т.п oijimh газо и газопсфтенасыщенностью, и наоборот, при
ni.iiithiix скоростях бурения и малых расходах промывочной
ж и и, к* к гп пласт даже с низкой газо- и нефтегазонасыщенностыо
мо.кгг зафиксироваться иа кривой ГСум значительной анома-
лией.
Для Оолес падежного выделения продуктивных пластов сле-
пую учитывать также влияние режима бурения скважины, т.е.
кроме Q.u.in необходимо регистрировать v$ в данном интервале
г।вола скважины. Наиболее эффективен учет режима бурения'
• кия/кипы с помощью так называемого коэффициента разбав-
'н пня Г.. представляющего собой объем промывочной жидко-
• и| (и мл), прошедшей через забой при разбуривании 1 м3 по-
роды.
Ко н|н|)1И1.поит разбавления определяется по формуле
1 Q ЦТ»! Y - 1
/•рп 46,3.10я 7-------- — 0,77- Ю3—2~^Выхтб1,
291
где dK — номинальный диаметр скважины; toi — продолжитель-
ность бурения 1м скважины.
С помощью коэффициента разбавления получают приведен-
ные газопоказания Гприв — приведенный к нормальным усло-
виям объем газа (в м3), переходящего в промывочную жид-
кость при разбуривании 1 м3 породы:
Гприв=Ю 3&д/"сум£рб»
где — коэффициент дегазации промывочной жидкости (йд=
5-103
= —----, где Сд — степень дегазации промывочной жидкости,
£)д — расход промывочной жидкости через дегазатор).
Вероятность пропуска продуктивного пласта на кривой Гприв
значительно меньше, чем на Гсум.
Для определения полного газосодержания (содержания газа
в единице объема) промывочной жидкости отбирают несколько
проб ее, подвергают их глубокой дегазации и с помощью хро-
матермографа устанавливают процентное содержание углево-
дородных газов в полученной газовоздушной смеси.
В тех случаях, когда необходимо иметь более полную ха-
рактеристику углеводородных газов, проводят покомпонентный
анализ газовоздушной смеси с помощью хроматермографа. Узел
пробоотборников и ввод к хроматермографу (см. рис. 132) под-
соединены к вакуумной линии.
Для извлечния углеводородных и неуглеводородных газов
из части циркулирующей по скважине промывочной жидкости
в процессе бурения скважины служит дегазатор. Дегазаторы,
устанавливаемые на буровой в желобе, называются желоб-
н ы м и. Расстояние от устья скважины до дегазатора выбирают
наименьшим, чтобы сократить время соприкосновения промы-
вочной жидкости, выходящей из скважины, с земной поверх-
ностью до ее попадания в дегазатор и тем самым обеспечить
наименьшие потери газа за счет естественной дегазации жидко-
сти. Почти все применяемые в настоящее время желобные де-
газаторы являются приборами непрерывного действия, в кото-
рых происходит лишь частичное извлечение газа при непре-
рывном прохождении промывочной жидкости. Выпускается
несколько конструкций желобных дегазаторов [5, 22]. Область
их применения зависит от условий проведения газометрических
работ.
Для более полной характеристики углеводородных газов, по-
ступающих из пластов в процессе бурения скважины, кроме не-
прерывной газометрии, проводят эпизодический отбор проб про-
мывочной жидкости, шлама и керна. Для глубокой дегазации
промывочной жидкости, шлама и керна широко используются
термовакуумные дегазаторы (типа ТВД) [22], в которых пол-
нота извлечения газа и ускорение процесса дегазации достига-
ются нагреванием пробы жидкости, шлама или керна до 60—
70 °C с одновременным снижением давления в них до
292
1,3* 103 Па. Термовакуумные дегазаторы, характеризующиеся
наибольшей степенью дегазации, отличаются эпизодическим ха-
рактером действия и малой производительностью (10—12 проб
в 1 ч).
Для непрерывного определения суммарного содержания го-
рючих газов в газовоздушной смеси, поступающей по вакуум-
ной линии из дегазатора, используются газоанализаторы. Газо-
анализаторы по типу используемых чувствительных элементов
(детекторов) делятся на термохимические, термокондуктомет-
рические и пламенно-ионизационные, устройство которых под-
робно описано в работах [5, 22].
Термохимический газоанализатор отличается хорошей чув-
ствительностью и малой инерционностью, простотой устрой-
ства, применением воздуха в качестве газа-носителя. Однако он
имеет и ряд существенных недостатков: 1) ограниченность ин-
тервала анализируемых концентраций горючих газов; 2) огра-
ниченность срока службы чувствительных элементов (платино-
вой нити); 3) необходимость частой активации и калибровки;
4) перегорание платиновой нити при высоких (более 4 %) кон-
центрациях горючих газов в анализируемой смеси.
Термокондуктометрические газоанализаторы рассчитаны на
весьма широкий диапазон концентраций анализируемых горю-
чих газов и отличаются значительно большим, чем термохими-
ческие газоанализаторы, сроком службы чувствительных эле-
ментов при любой концентрации углеводородных газов в анали-
зируемой смеси. При использовании термокондуктометрического
детектора отпадает необходимость в активации и частной ка-
либровке чувствительных элементов.
К недостаткам термокондуктометрических газоанализаторов
относятся: 1) меньшая чувствительность к углеводородным га-
зам; 2) большая чувствительность к искажающему влиянию во-
дорода, углекислого газа и других неуглеводородных газов;
3) необходимость значительного времени для вывода на рабо-
чий режим и др.
Пламенно-ионизационные газоанализаторы более чувстви-
тельны к углеводородным газам, чем термохимические и термо-
кондуктометрические, и совершенно не чувствительны к водо-
роду, окиси углерода, углекислому газу, сероводороду, азоту и
('го окислам, аммиаку и другим неуглеводородным газам, часто
присутствующим в природных газах, не чувствительны к изме-
нениям температуры анализируемого газа и газа-носителя. Од-
нако они имеют более сложное устройство, чем термохимиче-
ские и термокондуктометрические газоанализаторы, и более
чувствительны к изменениям скорости потока газа-носителя.
Для полной характеристики углеводородных газов прово-
дится покомпонентный анализ, при котором определяется со-
держание отдельных компонентов в газовой смеси с помощью
хроматографии, т. е. разделения сложных смесей газов на ин-
дивидуальные компоненты при их движении вдоль слоя сор-
293
бента. Для этих целей используют специальные приборы—хро-
матографы [5, 22].
Хроматографы, в которых применяются термохимические де-
текторы, получили название хроматермографов.
Время анализа одной пробы газовой смеси на современных
хроматографах составляет около 6 мин. При высоких скоростях
бурения за это время может быть пройден достаточно большой
интервал скважины. В современных газометрических станциях
имеется система пробоотборников, позволяющая отбирать
пробы газа для последующего их анализа на хроматографе.
Непрерывную газометрию в процессе бурения скважины осу-
ществляют автоматическими газометрическими станциями, ко-
торые обеспечивают: 1) непрерывную газометрию с определе-
нием суммарных газопоказаний, приведенных газопоказаний и
компонентного состава углеводородных газов (метан, этан, про-
пан, бутан, пентан, гексан) в функции истинных глубин; 2) не-
прерывное измерение действующей1 глубины расположения за-
боя скважины и истинной2 глубины залегания пласта; 3) оп-
ределение и регистрацию в функции действующих глубин
параметров, связанных с режимом бурения скважины (расход
промывочной жидкости, эвакуированной из скважины, продол-
жительность бурения 1 м скважины, коэффициент разбавления);
4) периодический анализ промывочной жидкости и шлама для
выделения нефтьсодержащих пластов по наличию люминесци-
рующих битуминозных веществ; 5) периодические измерения
физических свойств промывочной жидкости (плотность, относи-
тельная вязкость, содержание песка); 6) регистрацию широкого
комплекса измеряемых величин в аналоговой форме (для вы-
деления перспективных интервалов непосредственно в процессе
бурения) и цифровой форме (для непосредственного ввода их
в ЭВМ для обработки и комплексной интерпретации совместно
с промыслово-геофизическими данными) и другие вспомога-
тельные операции.
Одним из важнейших условий применения газометрических
исследований в практике разведки нефтяных и газовых место-
рождений является точная привязка данных, полученных на
устье скважины, к истинной глубине залегания нефтегазонос-
ного пласта. Действующая глубина фиксируется датчиком по
длине спущенного до забоя бурового инструмента. Истинная
глубина рассчитывается одним из приведенных ниже способов.
При регистрации газопоказаний промывочной жидкости ве-
личины Яд и Яи не совпадают, так как измерение выполняется
на устье скважины в среде, которая переносится промывочной
жидкостью с забоя на устье. За время перемещения промывоч-
1 Действующая глубина Нд— глубина забоя скважины в момент изме-
рения газопоказаний промывочной жидкости на устье скважины.
2 Истинная глубина Ни — глубина залегания пласта, к которому отно-
сится замеренное газопоказание в промывочной жидкости.
29.4
пой жидкости от забоя до устья скважины производится буре-
ние, и. скважина углубляется, т. е. //Д>/7И-
Истинная глубина представляет собой разность действующей
глубины и увеличения глубины расположения забоя скважины
за время перемещения промывочной жидкости от забоя до
устья: //и=Яд—ЛЯ.
Увеличение глубины ЛЯ называется величиной отста-
вания по глубинам. Это переменная величина, зависящая
от многих факторов: глубины скважины, ее конструкции, объ-
ема каверн в скважине, сужения ее диаметра, наличия зон по-
глощения и водопроявлений, непостоянства производительности
грязевых насосов и т. д. Учет этих факторов при интерпретации
данных газометрии представляет собой сложную задачу, по-
этому ЛЯ должна определяться по возможности чаще (не реже
чем через 50—100 м бурения).
В практике газометрических работ применяются два основ-
ных способа определения величин отставания по глубинам —
индикаторный и безындикаторный.
При индикаторном способе получают время движения про-
мывочной жидкости (индикатора) от забоя до устья скважины.
По этому времени, зная скорость бурения в данном интервале
глубин, рассчитывают углубление скважины за какой-то вре-
менной интервал. С этой целью сначала устанавливают время
।о движения промывочной жидкости по пути устье скважины —
।яоон -устье. Для этого перед навинчиванием квадрата при
• пущенном до забоя буровом инструменте внутрь бурильных
।руб запускается индикатор, который не мешает бурению и
может быть обнаружен при выходе его на земную поверхность.
В качестве индикатора можно использовать мелко нарезанные
кусочки целлофановой ленты, опилки, красители и другие ве-
iiiec гва. Далее определяется время полного цикла движения
промывочной жидкости в скважине т0, т. е. разница времен
между моментом появления первых частиц индикатора в же-
л<»ос на выходе из скважины и началом циркуляции (впуск ин-
дикатора).
Время движения индикатора от устья до забоя скважины
внутри оурпльпых труб
Т'б. тр = ^б. тр/фнас,
где V(i. тр шР;п//3/4 —внутренний объем бурильных труб
.......шутреппий диаметр бурильных труб, Н3 — глубина рас-
положения забоя скважины); QHac — производительность буро-
вых насосов.
Время подъема промывочной жидкости с забоя до устья
скважины (время отставания) тот рассчитывается по формуле
Т(П. То - - Тб. тр — т0 4Qnac)«
В этом случае величина отставания по глубинам Д17=РбТот.
295
Индикаторный способ определения величины отставания по
глубинам таит в себе источник погрешности — недоучет воз-
можного поглощения промывочной жидкости пластами разреза
скважины.
Безындикаторный способ — получение величины отставания
по глубинам
ДЯ = 27,610~а-^Ур, (123)
VBUX
где Vp — объем затрубного пространства скважины; 27,6* 10-2—
постоянный коэффициент.
При использовании формулы (123) для расчета величины
отставания по глубинам необходимо периодически эксперимен-
тально определять объем затрубного пространства скважины и
непрерывно регистрировать расход промывочной жидкости на
выходе из скважины. После этого значения истинных глубин га-
зопроявлений в скважине дополнительно корректируются по
комплексу диаграмм ГИС (электрометрия, радиометрия и др.).
Области применения газометрии скважин
в процессе бурения и решаемые при этом
геологические задачи
Интерпретация данных газометрии скважин в процессе бу-
рения предусматривает: 1) выявление в изучаемом разрезе за-
лежей нефти и газа и определение глубины залегания пластов;
2) определение характера залежи (газовая, нефтяная, обвод-
ненная); 3) оценку кажущейся газонасыщенности исследуемых
отложений.
Эффективность газометрии скважин при выделении продук-
тивных горизонтов при поисковых работах на нефть и газ со-
ставляет 75—80 %.
Газометрия применяется также при разведке угольных ме-
сторождений. Основная задача газометрии при разведке уголь-
ных месторождений — определение концентрации метана, кото-
рый является взрывоопасным газом, что необходимо учитывать
при строительстве и работе угледобывающих шахт. В комплекс
газометрических исследований при разведке угольных место-
рождений входят: 1) регистрация кривой суммарных газопока-
заний с помощью газометрической станции; 2) периодическое
определение газонасыщенности промывочной жидкости на входе
и выходе путем отбора отдельных ее проб и их термовакуумной
дегазации; 3) определение остаточного газосодержания керна
и шлама путем отбора проб угля и вмещающих пород, подня-
тых на поверхность, и их термовакуумной дегазации. Кроме
того, изучаются керн для установления границ между различ-
ными литологическими слоями и трещиноватость пород.
В связи с интенсивной добычей коксующихся углей на боль-
ших глубинах (700—800 м и более), где газы мало изучены,
296
к определению газонасыщеиности угольных пластов надо под-
ходить строго. Газометрические методы здесь могут оказать су-
щественную помощь^
§ 71. ГАЗОМЕТРИЯ СКВАЖИН ПОСЛЕ БУРЕНИЯ
Физические основы метода
Газометрия скважин после бурения основана на изучении
газосодержания промывочной жидкости, которая обогащается
газообразными углеводородами, поступающими из пластов в пе-
риод прекращения ее циркуляции. Этот метод применяется при
возобновлении циркуляции промывочной жидкости после про-
стоя скважины.
Источником информации о газонасыщеиности исследуемых
отложений является углеводородный газ, поступающий в про-
мывочную жидкость из пластов в результате фильтрации и диф-
фузии. Если пластовое давление превышает давление столба
промывочной жидкости в период прекращения циркуляции, газ,
нефть и вода непрерывно поступают в нее и распространяются
верх и вниз по стволу скважины. В этом случае обогащение
жидкости пластовым флюидом происходит быстро, и зона обо-
гащения углеводородным газом расширяется за границы от-
дающего пласта. Однако при превышении пластового давления
над гидростатическим создается аварийное положение. В связи
с этим в большинстве случаев промывочная жидкость в сква-
жине при перерывах в циркуляции обогащается газом за счет
диффузионного поступления в нее углеводородов из пласта.
Диффузия углеводородов происходит медленно, и ее можно
наблюдать лишь в случае газометрии после бурения при усло-
вии длительного соприкосновения столба промывочной жидко-
сти с нефтяной или газовой залежью во время перерыва в цир-
куляции. Однако продолжительность перерывов чаще всего
вполне достаточна для того, чтобы фронтальная линия диффу-
зионного проникновения углеводородов перешла границу сопри-
косновения промывочной жидкости со стенкой скважины.
Газомстрию скважин после бурения желательно проводить
вскоре после вскрытия перспективных отложений, пока зона
проникновения фильтрата промывочной жидкости не достигла
больших размеров. Хотя коэффициенты диффузии отдельных
углеводородных компонентов различны, газ, поступающий
в жидкость при прекращении бурения, имеет усредненный со-
став, весьма близкий по соотношению отдельных его компонен-
тов к составу газа в залежи.
При газометрии скважин после бурения можно выявить неф-
тяные и газовые залежи, определить глубину расположения
зоны аномальных газопоказаний, а по результатам детального
анализа газа, извлекаемого из промывочной жидкости, — прог-
нозировать характер залежи (газовая, нефтяная и др.).
297
Газометрия скважин после бурения включает определение
содержания газа в промывочной жидкости: 1) при возобновле-
нии циркуляции без проработки ствола скважины; 2) при про-
работке ствола скважины после перерыва в циркуляции; 3) при
расширении ствола скважины после прекращения циркуляции.
После бурения Непрерывно регистрируется газосодержание
выходящей из скважины промывочной жидкости автоматиче-
ской газометрической станцией в течение времени, необходи-
мого для выхода двукратного объема жидкости с исследуемой
глубины на земную поверхность.
Для получения наиболее надежных результатов необходимо
перед прекращением циркуляции промывочной жидкости про-
извести без бурения промывку ствола скважины в течение вре-
мени, равного отставанию жидкости, с целью исключения воз-
можных искажающих газопоказаний, связанных с процессом
бурения.
Рис. 134. Схема расположения зон аномалийных
газопоказаний до (1) и после (2) спуска буро-
вого инструмента.
Рис. 135. Газопоказания промывочной жидко-
сти для затрубного (1) и внутритрубного (2)
пространств скважины, записанные после бу-
рения.
Простой скважины 19 ч 30 мин
298
Начало газометрических исследований после бурения совпа-
дает с возобновлением циркуляции промывочной жидкости. При
газометрии скважин после бурения необходимо следить за га-
зопоказаниями промывочной жидкости в течение времени, рав-
ного полному циклу циркуляции (время движения жидкости от
устья до забоя скважины и от забоя до устья), так как при
спуске в скважину бурового инструмента промывочная жид-
кость поступает во внутреннее пространство бурильных труб и
остается в затрубном пространстве. Уровень жидкости,. обога-
щенной газом, в бурильных трубах и в затрубном пространстве
одинаковый. В этом случае газообогащенные зоны промывоч-
ной жидкости в бурильных трубах и затрубном пространстве
приподняты относительно истинных глубин залегания продук-
тивного пласта на объем тела бурильных труб, вследствие чего
требуется специальная корректировка глубин (рис. 134).
При полном цикле циркуляции промывочной жидкости обо-
гащенные газом зоны на кривой фиксируются дважды симмет-
рично глубине забоя — для затрубной промывочной жидкости
и для внутритрубного пространства (рис. 135). Начало первого
газопроявления соответствует кровле газоотдающего пласта,
а начало второго газопроявления — подошве пласта.
В результате газометрических измерений после бурения по-
лучают диаграммы газопоказаний промывочной жидкости при
ио ^обновлении ее циркуляции. В процессе газометрии в задан-
ных интервалах отбирают пробы промывочной жидкости и сво-
оо,/1.1ЮГО газа для детальных исследований.
Наиболее надежным способом привязки данных газометрии
после бурения к соответствующим глубинам является индика-
торный.
Области применения газометрии скважин после бурения
и ргнин'мые при этом геологические задачи
Данные газометрии скважин после бурения используются
для выявления залежей нефти и газа, определения их харак-
тера и глубины залегания.
О наличии (отсутствии) углеводородной залежи в исследуе-
мом разрезе судят по насыщенности промывочной жидкости уг-
леводородными газами. Для получения надежных результатов
необходимо знать оптимальное время перерыва в циркуляции
промывочной жидкости. Так как продолжительность простоев
скважин бывает самой различной, то, проведя в этих условиях
многократные наблюдения за газосодержанием промывочной
ж пд,кости н сопоставив времена простоев, определяют наиболее
оптимальное время простоя. Общая эффективность этих работ
при решении поисковых задач примерно 80 %.
Характер углеводородной залежи, как и при газометрии
скважин в процессе бурения, устанавливают по результатам
анализа состава углеводородного газа. При этом необходимо
299
учитывать данные электрометрических, радиометрических и дру-
гих методов исследования скважин.
Теоретические предпосылки для определения газонасыщен-
ности пластов по данным газометрии после бурения скважин
приведены в работе [22]. Практически оценка этого параметра
вызывает некоторые трудности.
§ 72. ЛЮМИНЕСЦЕНТНО-БИТУМИНОЛОГИЧЕСКИИ
МЕТОД И МЕТОД ИЗБИРАТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОДОВ
Люминесцентно-битуминологический метод исследования
скважин. В наиболее перспективных на нефть и газ интервалах
разреза одновременно с газометрическими исследованиями
скважин эпизодически проводят люминесцентно-битуминологи-
ческий анализ промывочной жидкости, шлама и керна с целью
выявления нефтеносных пород.
Люминесцентно-битуминологический метод исследования
скважин основан на способности нефтей и битумов люминесци-
ровать (светиться) под воздействием ультрафиолетовых лучей.
Цвет люминесценции битума определяется главным образом со-
держанием масляного и смоляного компонентов, люминесци-
рующих соответственно голубоватым и желто-бурым цветами.
Легкие нефти люминесцируют синевато-серым и бледно-жел-
тым, нефть среднего удельного веса — темно-желтым и желто-
вато-коричневым, тяжелые (окислившиеся) нефти — буровато-
коричневыми цветами.
Люминесцентно-битуминологический метод обладает высо-
кой чувствительностью. Он позволяет выявлять в промывочной
жидкости малые количества нефти (0,01—0,005 %). Для повы-
шения чувствительности и получения более надежных данных
пробу промывочной жидкости, предназначенную для люминес-
центного анализа, разбавляют водой или добавляют в нее ка-
кой-либо растворитель (чаще всего хлороформ). Из проб
шлама растворителем делают вытяжку, которую и подвергают
люминесцентно-битуминологическому анализу. Яркость свече-
ния сначала интенсивно возрастает пропорционально содер-
жанию битумов в породе, затем становится менее интенсив-
ной, а при содержании битумов более 0,1 % уменьшается
(рис. 136).
Таким образом, по данным люминесцентно-битуминологиче-
ского анализа можно определить качественное и в какой-то сте-
пени количественное содержание битумов в промывочной жид-
кости, шламе, керне, а следовательно, получить представление
о нефтеносности, пробуренных пород.
Люминесцентно-битуминологический анализ проводят с по-
мощью люминоскопа, входящего в комплект газометрических
станций.
Интерпретация материалов люминесцентно-битуминологиче-
ского метода сводится к выделению зон с повышенным содер-
300
Рис. 136. Зависи-
мость интенсивно-
сти люминесценции
(мкА) от содержа-
ния нефти в хлоро-
форме (%)
жанием битумов и к промышленной оценке
нефтегазоносности изучаемого разреза на
основании сопоставления их с данными га-
зометрических и других геофизических ме-
тодов.
При интерпретации результатов люми-
несцентного анализа необходимо остере-
гаться погрешностей, которые могут быть
обусловлены следующими причинами:
I) люминесценцией некоторых минералов
скелета породы (урановые минералы, на-
течные формы кальцита), которые, однако,
не люминесцируют в вытяжках; 2) люми-
несценцией нефтей и нефтепродуктов, до-
бавляемых в промывочную жидкость;
3) различной интенсивностью свечения не-
нарушенного образца и образца, растер-
того в порошок.
Метод избирательных электродов. Осно-
вой метода избирательных электродов яв-
ляется характерный ионный состав пласто-
вых вод, сопутствующих некоторым полез-
ным ископаемым. Так, пластовые воды нефтяных месторождений
о гл в чаются высокой концентрацией ионов хлора С1_ и относи-
тельно низким содержанием ионов водорода Н+. Такая диспро-
порция в содержании ионов хлора и водорода оказывает соот-
ветствующее влияние на концентрацию их в промывочной жид-
кости, поэтому по ионному составу последней можно судить
• > наличии полезных ископаемых в пробуренных породах.
При исследовании разрезов скважин методом избиратель-
ных электродов применяется скважинная установка, в которой
в качестве детекторов используются избирательный электрод
(сурьмяный для Н+, хлорсеребряный — для С1_ и сульфатно-
гиииновый - для ионов SO42-) и электрод сравнения (каломе-
лспый электрод). Разность потенциалов между избирательным
(лектродом и электродом сравнения усиливается и подается по
к.н>елю на поверхность, где регистрируется наземной избира-
тельной аппаратурой. Замеренная разность потенциалов с из-
вестным избирательным электродом указывает на наличие и
концентрацию определенных ионов в промывочной жидкости,
з следовательно, в пластовых водах, и тем самым отражает
присутствие полезных ископаемых в пройденных скважиной по-
родах.
Однако полностью методика скважинных измерений и ин-
терпретации данных метода избирательных электродов не раз-
работана.
301
§ 73. КОМПЛЕКСНЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ
ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ 1
В последние годы получили развитие комплексные геофизи-
ческие исследования скважин в процессе бурения, основанные
как на модификациях известных геофизических методов, так
и на геолого-геофизической информативности технологических
параметров процесса бурения скважин. В комплекс входят ме-
тоды исследования скважин в процессе бурения, реализация ко-
торых возможна одновременно с углубкой скважины (табл. .6).
Остановимся На методах геофизического исследования сква-
жин в процессе бурения, которые наиболее полно разработаны,
представляют наибольший практический интерес для изучения
геологического разреза и не были рассмотрены выше.
Таблица 6
Комплекс методов геофизических исследований скважин, применяющихся
в процессе бурения
Способ получения
информации
Определяемые параметры
(метод)
Основная геологическая
информация
Исследование физико-
химических свойств
промывочной жид-
кости
Газосодержание промывоч-
ной жидкости и газовые ха-
рактеристики (газометрии
в процессе бурения) *
Нефтегазонасыщение промы-
вочной жидкости (люминес-
центно-битуминологический
метод) *
Электрические характери-
стики промывочной жидко-
сти (сопротивление, элек-
тропроводность, диэлектри-
ческая проницаемость)
Плотность промывочной
жидкости
Вязкость промывочной
жидкости
Гамма-активность промы-
вочной жидкости
Температура промывочной
жидкости
Характер насыщения
коллекторов (состав пла-
стового флюида), коэффи-
циент нефтегазонасы-
щения
Характер насыщения
коллекторов
То же
Газонасыщенность, гид-
родинамические харак-
теристики
То же
Радиоактивность раз-
реза
Газонасыщенность, изу-
чение многолетнемерз-
лых пород, температур-
ный режим скважин
♦ Методы, применяющиеся в промышленном масштабе или находящиеся в стадии
промышленного опробования.
1 Параграф написан Э. Е. Лукьяновым при участии Г. С. Кузнецова.
302
Продолжение табл. 6
Способ получения
информации
Определяемые параметры
(метод)
Основная геологическая
информация
Изучение физико-хи-
мических свойств
шлама
Г азоводородосодержание и
нефтебитумосодержание
шлама
Плотность, пористость, про-
ницаемость, глинистость и
карбонатность шлама
Литологическая харак-
теристика разреза, кол-
лекторские свойства,
характер насыщения кол-
лекторов
То- же
I !зучение характери-
стик гидравлической
системы в процессе
бурения
Давления на входе (метод
давления) *
Расход промывочной жидко-
сти на выходе (фильтра-
ционный метод)
Литологическое расчле-
нение разреза, определе-
ние зон поглощения, на-
чального пластового дав-
ления, зон с аномально
высоким пластовым дав-
лением и т. д.
Литологическое расчле-
нение разреза, выделе-
ние коллекторов, опреде-
ление их фильтрационно-
емкостных свойств
I liyicHiie характери- Расход промывочной жид-
< тик гидравлической кости на входе*
• истомы в процессе
оурспия
Разница расходов промы-
вочной жидкости
Уровень в приемной ем-
кости *
Литологическое расчле-
нение разреза, выделение
коллекторов, определе-
ние их фильтрационно-
емкостных свойств
То же
»
I !,тучсиие характери-
стик бурового обору-
дования в процессе
бурения
Глубина скважины во вре-
мени *
Продолжительность и ско-
рость бурения (ДММ)
Масса инструмента, нагруз-
ка на долото (метод энерго-
емкости) *
Частота вращения долота *
Частота и амплитуда вибра-
ции долота
Глубина залегания пла-
стов, пропластков, зон по-
глощения и т. д.
Литологическое расчле-
нение разреза, выделение
коллекторов
Литологическое расчле-
нение разреза
То же
»
* Методы, применяющиеся в промышленном масштабе или находящиеся в стадии
промышленного опробования.
303
Электрические методы исследования скважин
в процессе бурения
Исследование разрезов скважин в процессе бурения мето-
дами электрометрии позволяет получать оперативные сведения
для выделения нефтегазоносных пластов, определения их харак-
теристик и планирования дальнейших геофизических работ по
детальным работам. Поскольку подобные измерения ведутся
вскоре после бурения, показания электрических методов мало
искажены влиянием фильтрата промывочной жидкости.
Рис. 137. Кривые КС и СП, заре-
гистрированные при электрических
исследованиях скважин в процессе
бурения при использовании в каче-
стве линии связи бурильных труб
(а) и после окончания бурения при-
бором на кабеле (б)
Электрические сигналы
с зондовых устройств для за-
мера кажущегося сопротивле-
ния можно передать тремя пу-
тями: 1) непосредственно по
колонне бурильных труб —
беспроводная линия связи;
2) по встроенной в колонну
бурильных труб проводной ли-
нии связи; 3) по промывочной
жидкости.
Наиболее удобна в эксплу-
атации и проста по конструк-
ции электрическая линия свя-
зи по колонне бурильных
труб. В разрезах скважин,
сложенных породами низкого
удельного электрического со-
противления, дальность дей-
ствия электрической линии
связи по колонне бурильных
труб составляет 1000 м, а в ус-
ловиях высокоомных разре-
зов— 3000 м.
Беспроводная линия связи
имеет ограничения дальности
действия. Дальность ее дей-
ствия может быть увеличена
путем снижения частоты пе-
редающего сигнала, примене-
ния труб из сплавов легких
металлов с лучшими электри-
ческими характеристиками, со-
гласования забойного передат-
чика с нагрузкой и увеличе-
ния мощности передатчика.
Установлено, что наиболее оп-
тимальная частота передавае-
мого сигнала 5—15 Гц.
304
Аппаратура для электрометрии скважин в процессе бурения
состоит из двух частей: глубинного прибора и наземного ре-
гистрирующего устройства. В глубинный прибор, устанавливае-
мый выше турбобура, входят зонд с кольцевыми электродами,
укрепленными на электрически изолированной поверхности утя-
желенной бурильной трубы, и забойный генератор-передатчик.
В качестве забойного передатчика используется электромашин-
ный генератор, который приводится во вращение автономной
турбиной. Генератор-передатчик создает в горных породах ква-
зистационарное электрическое поле. Характеристики искус-
ственного электрического поля измеряются путем последова-
тельного включения измерительных датчиков. Для привязки
значений КС по глубине используются показания регистратора
перемещения бурильного инструмента по скважине во времени.
На рис. 137 сопоставлены кривые КС и СП, полученные
в процессе бурения и обычным способом с помощью кабельной
связи. На диаграмме КС, записанной в процессе бурения, по-
роды разделяются четче и имеют более высокие значения рк>
чем на кривой КС, зарегистрированной после бурения.
Детальный механический метод
Механическим методом определяются продолжительность и
скорость бурения. Продолжительность бурения — это время, за-
трачиваемое на бурение 1 м породы. Скорость бурения характе-
ризуется углублением скважины в единицу времени.
Степень трудности разрушения тех или иных горных пород
определяется параметром их буримости. Буримость горных по-
род является функцией многих переменных, зависящих от гео-
логических, технических и технологических факторов. Основной
из этих факторов — критическое сопротивление горных пород
разрушению долотом в процессе бурения, т. е. напряжение, ко-
торое зависит от типа породы, временных сопротивлений ее на
сжатие и срез, а также от приложенной нагрузки.
Различают критические напряжения зерен скелета горных
пород, цементирующего вещества и связи между зернами и це-
ментом. Продолжительность бурения пластических пород зави-
сит в основном от прочности цементирующего вещества и его
связи с частицами породы.
Наибольшими критическими напряжениями отличаются мо-
нолитные кварциты и полимииеральные магматические породы.
Из осадочных пород самой высокой сопротивляемостью разру-
шению долотом в процессе бурения характеризуются извест-
няки с повышенной степенью кристаллизации и окремнелости.
Песчано-алевритовые породы имеют несколько меньшую сопро-
тивляемость. Из песчаников наиболее прочны кварцевые разно-
сти с кремнистым цементом, наименее прочны песчаники с гли-
нистым цементом. Глины, глинистые сланцы и аргиллиты,
а также пески и другие рыхлые породы отличаются низким кри-
305
тическим напряжением, а наименьшее оно у лёссов, плывунов,
болотистых грунтов, торфяников.
Показателями буримости горных пород служат скорость бу-
рения (м/ч, м/мин) и продолжительность бурения (ч/м, мин/м),
определяемые через время бурения интервала разреза — углуб-
ления скважины (1,0; 0,5; 0,4; 0,2 м)..
Скорость и продолжительность бурения связаны обратной
зависимостью, и точность их определения при высоких скоро-
стях бурения и высокой дифференцированности разреза по бу-
римости зависит в основном от точности установления времени
бурения отдельных интервалов. Учитывая это, а также тот
факт, что время бурения интервала линейно связано с твер-
достью пород по штампу (в лабораторных условиях), предпоч-
тительнее регистрировать время в линейном или логарифмиче-
ском масштабе. Для детального расчленения разреза по бури-
мости желательно использовать оба показателя, так как
скорость бурения хорошо дифференцирует легко буримые ин-
тервалы разреза скважины, а продолжительность бурения —
трудно буримые интервалы.
Регистрация кривой продолжительности бурения Тб1 с ма-
лым шагом квантования по глубинам (0,4; 0,2 м) —детальный
механический метод (ДММ).
Интерпретация диаграмм продолжительности бурения осно-
вана на обратной связи времени, затрачиваемого на бурение
1 м породы, с ее критическим напряжением. Эта связь описы-
вается разными формулами для лопастных и шарошечных
долот. При интерпретации данных продолжительности бурения
следует учитывать изменение давления на забой, частоту вра-
щения долота, диаметра и типа долота, а также степень срабо-
танности долота и его замену. Недоучет этих факторов может
привести к существенным погрешностям интерпретации резуль-
татов определения продолжительности бурения, а следова-
тельно, и коэффициента разбавления промывочной жидкости
при газометрии скважин в процессе бурения (см. § 70).
По данным продолжительности бурения можно проводить
литологическое расчленение разрезов скважин. Наибольшая
продолжительность бурения 1 м породы характерна для магма-
тических и метаморфических пород, а также сильно сцементи-
рованных осадочных пород, например доломитов, кристалличе-
ских известняков, сливных песчаников.
С повышением пористости и нарушения связи между зер-
нами породы продолжительность бурения уменьшается. Так, по-
ристые песчаники, известняки и доломиты отмечаются средней
продолжительностью бурения, а высокопористые пески и мел —
низкой. Особенно четко выделяются каверны и карстовые пу-
стоты в толще карбонатных отложений. Следует отметить, что
для глин наблюдается ярко выраженная тенденция увеличения
продолжительности бурения с глубиной.
306
Рис. 138. Пример расчленения разреза по данным разных методов.
/ — кривая продолжительности бурения; 2— кривая скорости бурения; 3 — кривая про-
должительности бурения, записанная в логарифмическом масштабе
Точность литологического расчленения разреза скважин
возрастает при комплексной интерпретации диаграмм продол-
жительности бурения с другими геофизическими методами ис-
следования скважин (рис. 138).
Фильтрационный метод
При вскрытии коллекторов обычно происходит фильтрация
промывочной жидкости в пласт, зависящая от поглощающей
способности пород. Для изучения поглощающей способности
пород применяется фильтрационный метод (ФМ), основанный
на непрерывном контроле за уровнем промывочной жидкости
в приемной емкости буровой установки или на непрерывной ре-
гистрации расхода этой жидкости при выходе ее из скважины.
В случае использования специальных очистных сооружений
(вибросит, гидроциклопов и т. п.). т. е. когда предусматрива-
ется удаление выбуренной породы из циркуляционной системы,
уровень промывочной жидкости понижается пропорционально
объему породы, выбуренной по мере углубления скважины, и
степень этого снижения зависит от фильтрационных свойств
разбуриваемой породы.
Таким образом, фильтроемкостные свойства вскрываемых
пород отражает также расход промывочной жидкости на вы-
ходе ее из скважины. Метод контроля расхода промывочной
жидкости при выходе ее из скважины нашел наиболее широкое
применение благодаря простоте его реализации и помехоустой-
чивости.
307
Таким образом, имеется реальная возможность фиксировать
в масштабе глубин количество фильтрующейся в пласт жидко-
сти, которое по формуле Ламба — Форхгеймера пропорцио-
нально относительной проницаемости пласта:
Q = 4гсДр^пР/|л,
где Q — дебит гидродинамически несовершенной скважины;
гс — радиус скважины; Др— давление на пласт; йПр — относи-
тельная проницаемость пласта по воде; у, — вязкость фильт-
рующейся смеси.
Приведенное соотношение позволяет перейти от кривой
фильтрационного метода к профилю фильтрации в исследуемом
интервале, что дает представление об относительной проницае-
мости коллектора.
Отрицательным фактором при использовании фильтрацион-
ного метода является поглощение промывочной жидкости ра-
нее вскрытыми коллекторами, продолжающееся довольно дли-
тельное время. На кривой фильтрационного метода (рис. 139)
отражено начало поглощения жидкости с глубины 1648 м. Про-
филь фильтрации показывает, что по данным СП, пласт од-
нороден, а по относительной проницаемости он довольно хо-
рошо дифференцирован в интервале 1648—1658 м. Это может
быть объяснено разной относительной проницаемостью пласта
в отдельных его интервалах, что обусловлено как различием
коллекторских свойств прослоев, так и избирательной фильтра-
цией, зависящей от типа флюида, насыщающего пласт. Заме-
чено, например, что относительная проницаемость газо- и водо-
носных пластов лучше, чем нефтеносных. Этот факт может
быть использован для выделения в однородных пластах нефте-,
газо- и водоносных участков.
Данные фильтрационного метода позволяют проводить ли-
тологическое расчленение раз-
реза, выделять пласты-кол-
лекторы и определять их филь-
трационные свойства.
Метод энергоемкости
Энергоемкость горных по-
род характеризуется количе-
ством энергии, затрачиваемой
на бурение единицы длины
скважины. Она зависит от
прочностных свойств пород,
контролируемых их петрофи-
зическими особенностями, ко-
Рис. 139. Пример выделения прони- личества и качества промы-
цаемых интервалов по данным ВОЧНОЙ жидкости, типа забой-
фильтрационного метода ного двигателя и типа долота
308
Рис. 140. Пример расчленения разреза по данным метода энерго-
емкости
и при прочих равных условиях отражает литологические осо-
бенности разреза скважины.
Удельная энергоемкость горных пород
Лп = Л^з/^б^з,
где М3— мощность, реализуемая на забое; S3— площадь забоя
скважины.
Полная энергоемкость процесса бурения с учетом всех по-
терь
А о = Nc>/vqS3.
где Мб — мощность, затрачиваемая на весь процесс бурения.
Таким образом, определение энергоемкости процесса буре-
ния и удельной энергоемкости горных пород позволяет полу-
чить дополнительные данные о прочностных свойствах пород,
вскрываемых скважиной, и тем самым повышает достоверность
интерпретации геофизических материалов. Так, установлено,
что наименьшими удельной энергоемкостью пород и энерго-
емкостью процесса бурения характеризуются наиболее прони-
цаемые, высокопористые коллекторы (рис. 140). Кроме того,
данные метода энергоемкости (МЭ) позволяют контролировать
и корректировать технологический процесс бурения скважин.
Метод давления
При постоянном расходе и неизменных показателях про-
мывочной жидкости давление, замеренное на стояке мани-
фольда (на устье скважины), должно, казалось бы, плавно
309
Рис. 141. Пример расчленения разреза по
данным метода давления
повышаться по мере уг-
лубления скважины. Од-
нако при регистрации
этого давления в процессе
бурения скважины выяс-
нилось, что оно изменя-
ется в значительных пре-
делах как в сторону
уменьшения, так и в сто-
рону увеличения.
При бурении плотных
непроницаемых пород
давление на стояке мани-
фольда закономерно рас-
тет с глубиной, а при
вскрытии коллекторов,
в которых пластовое дав-
ление меньше давления
жидкости в стволе сква-
жины, регистрируемое
давление снижается за
счет фильтрации промы-
вочной жидкости в про-
ницаемый пласт. Импульс
давления, обусловленный
перепадом давления на
пласт, передается на поверхность по столбу скважинной жид-
кости практически мгновенно и может быть зарегистрирован.
Время выравнивания давления между пластом-коллектором и
скважиной зависит от коллекторских свойств пластов и перво-
начального давления.
Кривая метода давления хорошо сопоставима с кривыми
стандартных методов (КС, СП, ГМ) (рис. 141).
Таким образом, данные метода давления отражают геоло-
гическое строение разреза. По перепаду давления на пласт и
гидродинамическому давлению в стволе скважины можно опре-
делять первоначальные пластовые давления для отдельных
пластов и прослоев.
Большое будущее принадлежит методу давления при выде-
лении зон с аномально высокими пластовыми давлениями
(АВПД), зон трещиноватых коллекторов, а также интервалов
поглощения промывочной жидкости и участков гидравличес-
кого разрыва пластов.
Области применения комплекса методов геофизических
исследований скважин в процессе бурения и решаемые им задачи
Сведения, получаемые при исследовании скважин в про-
цессе бурения, позволяют решать следующие геологические,
технологические и экономические задачи: 1) литологическое
310
расчленение разреза и выделение пород-коллекторов; 2) опре-
деление характера насыщения пластов; 3) оперативная оценка
ряда физических параметров пород-коллекторов и предвари-
тельная оценка их коллекторских свойств; 4) определение ин-
тервалов установки башмака технической и эксплуатационной
колонн; 5) оптимизация процесса бурения для скоростного бу-
рения скважин с контролем режима обработки долот; 6) выбор
условий безаварийного бурения скважин (прогнозирование зон
АВПД, выбор оптимальной плотности промывочной жидкости,
контроль дифференциального давления, контроль поглощения
промывочной жидкости и притоков пластовой воды и т. п.);
7) бурение наклонно-направленных скважин по заданным углу
и азимуту; 8) определение прочностных и абразивных свойств
горных пород; 9) контроль процесса цементирования скважин
и др.
Применение комплекса геофизических методов исследования
скважин в процессе бурения экономически оправдано, так как
наряду с получением новой геолого-геофизической информации
появляется возможность сократить сроки строительства сква-
жин на 15—20 %, поднять общую технологическую культуру
бурения скважин на новую ступень, довести показатели вновь
сформированных бригад до уровня передовых практически
с первых скважин. Комплексные геофизические исследования
скважин в процессе бурения позволяют оперативно принимать
решения по отбору керна, опробованию пластов и т. д.
Часть вторая
ИЗУЧЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
СКВАЖИН И КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.
ПРОСТРЕЛОЧНО-ВЗРЫВНЫЕ РАБОТЫ
Глава XVII
МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО
состояния СКВАЖИН
Сведения о техническом состоянии скважин необходимы для
более эффективной геологической интерпретации комплекса
геофизических методов исследования скважин, получения пра-
вильных сведений о результатах опробования пластов, надеж-
ного контроля разработки месторождений полезных ископае-
мых, проведения ремонтных работ в скважинах.
При изучении технического состояния скважин определяют:
1) искривление скважин — инклинометрия; 2) диаметр сква-
жин— кавернометрия; 3) профиль сечения скважины и обсад-
ных колонн — профилеметрия; 4) качество цементирования об-
садных колонн; 5) места притоков и поглощений жидкости
в скважинах; 6) затрубную циркуляцию жидкости; 7) место
гидроразыва пласта; 8) уровень жидкости; 9) местоположения
муфтовых соединений обсадных колонн и перфорированных
участков колонн, толщину и внутренний диаметр обсадных ко-
лонн, участки смятия и разрыва колонн.
§ 74. ИНКЛИНОМЕТРИЯ
Скважины проектируются либо вертикальными, либо нак-
лонно-направленными. В процессе бурения ствол скважины от-
клоняется от заданного направления по ряду причин геологи-
ческого и технического характера. Фактическое отклонение оси
скважины от вертикали в каком-либо направлении называется
искривлением скважины. Оно определяется углом ис-
кривления ф и магнитным азимутом искривления ср (рис. 142).
Угол наклона скважины заключен между осью скважины
и горизонтальной плоскостью и равен 90° — ф. Магнитный
азимут искривления — угол между направлением на маг-
нитный север и горизонтальной проекцией оси скважины, взя-
той в сторону увеличения глубины скважины. Плоскость, про-
312
ходящая через вертикаль и
ось скважины в определен-
ном интервале глубин, на-
зывается плоскостью
искривления.
Данные об искривлении
скважины необходимы для
определения глубины распо-
ложения забоя и истинных
глубин залегания пластов,
расчета нормальной мощ-
ности пластов, для осу-
ществления контроля ис-
кривления скважины и вы-
явления участков резких
отклонений ствола сква-
жины, которые могут ос-
ложнять спуск бурового ин-
струмента, геофизических
приборов, обсадных труб и
скважинных фильтров.
Измерение угла и ази-
мута искривления скважины
Рис. 142. Участок оси скважины в вер-
тикальной плоскости (а) и проекция
участка ствола скважины на горизон-
тальную плоскость (б).
длина скважины; Яр глубина
расположения забоя и абсолютная отметка
устья; А — ось скважины; См> Юм — север
и юг магнитные
выполняется специальными при-
борами — инклинометрами, которые можно объединить
в три группы: 1) инклинометры с дистанционным электриче-
ским измерением; 2) фотоинклинометры; 3) гироскопические
инклинометры. В инклинометрах первых двух групп элементы
искривления скважины определяются с помощью земного маг-
нитного поля и силы тяжести. Работа инклинометров третьей
группы основана на гироскопическом эффекте.
Инклинометры с дистанционным электрическим измерением
Наиболее распространенными инклинометрами этой группы
являются приборы дискретного действия типа КИТ и
КИТА, работающие с одножильным кабелем. Принцип дейст-
вия главной механической части этих инклинометров один и
тот же.
Главная механическая часть приборов — вращающаяся
рамка, ось которой совпадает с главной осью инклинометра
(рис. 143). Центр тяжести рамки смещен так, что плоскость ее
всегда располагается перпендикулярно к плоскости искривле-
ния скважины. В рамке помещаются датчики азимута и угла
искривления скважины.
Датчик азимута представляет собой буссоль, магнитная
стрелка которой перемещается над круговым реостатом. Бус-
соль подвешена на двух закрепленных в рамке полуосях так,
что острие, на котором вращается магнитная стрелка, распола-
гается вертикально, а колодка с азимутальным реохордом —
313
Рис. 143. Схема главной меха-
нической части инклинометров
типа КИТ и КИТА.
1 — подшипник; 2 — контактные
кольца коллектора; 3 —коллектор;
4 — магнитная стрелка; 5 — пру-
жинные контакты; 6 — азимуталь-
ный реохорд; 7 — контактное коль-
цо; 8 — острие; 9 — грузик буссо-
ли; /0 — дугообразный рычаг; 11 —
отвес; 12 — токопроводящий про-
вод датчика угла; 13 — стрелка от-
веса; 14 — угловой реохорд; /5 —
грузик, ориентирующий рамку;
16 — керн рамки
горизонтально. При измерении азимута магнитная стрелка
установленными на ней пружинными контактами соединяет то-
копроводящее кольцо с одной из точек реохорда. В измеритель-
ную цепь вводится участок азимутального реохорда, сопротив-
ление которого пропорционально величине азимута искрив-
ления.
Датчик угла искривления состоит из дугового реостата, рас-
положенного против конца стрелки отвеса, с которым скреп-
лена стрелка. Отвес и стрелка находятся в плоскости искрив-
ления, перпендикулярной к оси рамки. При вертикальном
положении прибора конец стрелки отвеса находится против на-
чала реохорда. При наклоне прибора стрелка отклоняется от-
носительно этого положения на угол, равный углу отклонения
скважины от вертикали. При замыкании токовой цепи конец
стрелки прижимается к угловому реохорду. В измерительную
цепь при этом вводится участок углового реохорда, сопротив-
ление которого пропорционально величине угла1 искривления.
Электрическая схема инклинометров КИТ и КИТА приве-
дена на рис. 144. Сопротивления Ryr и R33 через балластное
сопротивление R1 подключаются к четвертому плечу моста че-
рез центральную жилу кабеля и его оплетку. Разности потен-
циалов, снимаемые с реохордов /?уг и R&3 и пропорциональные
углу и азимуту искривления скважины, фиксируются на по-
314
верхности мостовой компенсационной схемой. Мост уравнове-
шивается реохордом R2. Отсчет азимутов и углов искривления
производится непосредственно по градуированной шкале. Пе-
реключение позиций для измерения угла и азимута, контроль-
ного определения полных сопротивлений реохордов и компен-
сация сопротивления жилы кабеля выполняются посредством
электромагнита ЭМ и разрядника Р. При транспортировке при-
боров подвижные части рамки арретируются.
Разработанный во ВНИИнефтепромгеофизике цифровой ин-
клинометр непрерывного действия ИН 1-721 позволяет вести не-
прерывную регистрацию элементов искривления скважин со
скоростью до 1000 м/ч.
Кожухи всех инклинометров латунные или из немагнитной
стали. Они заполняются на 75 % объема смесью трансформа-
торного масла с лигроином или керосином для смазки узлов и
обеспечения затухания движения частей переключающего ме-
ханизма и измерительной части прибора. Измерение угла и
азимута искривления этими инклинометрами возможно только
в незакрепленных скважинах. В
скважинах, обсаженных сталь-
ными колоннами, можно изме-
рять только угол искривления.
Погрешности определения
угла и азимута искривления
скважины связаны с нарушением
изоляции цепей и жил кабеля,
отклонением силы тока питания
от требуемого значения, непа-
раллельностью осей инклино-
метра и скважины, недостаточно
точной регулировкой механиче-
ских и электрических схем при-
бора. Непараллельность осей
скважины и прибора обуслов-
лена наличием каверн и глинис-
той корки неравномерной тол-
щины на стенках скважин. Для
уменьшения погрешностей из-
мерения ф и ср в последнем слу-
чае увеличивают длину прибора
Рис. 144. Электрическая схема инкли-
нометров КИТ и КИТА.
У?аз» /?уГ — азимутальный и угловой рео-
хорды; К аз» Kvr — азимутальное и угловое
кольца; ШуГ — контактные щетки ази-.
мута и угла; КК — контактные кольца; РП—
регистрирующий прибор
315
путем присоединения к нему удлинителя, который служит в ка-
честве груза и позволяет удерживать прибор параллельно оси
скважины. Сопротивление изоляции цепей прибора и жил ка-
беля должно быть не менее 2 МОм.
Фотоинклинометры
В инклинометрах этого типа показания угла и азимута
искривления не преобразуются в электрические сигналы, а фо-
тографируются на кинопленку.
Наиболее широкое применение нашел фотоинклинометр
ИФ-6, который рассчитан на работу при температуре до 80—•
100 °C и давлении до 60 МПа с одножильным кабелем. Замеры
фотоинклинометром являются фотодокументом. Это основное
преимущество его перед дистанционными электрическими инк-
линометрами, так как здесь исключены погрешности, имеющие
место при измерениях электрических сигналов, передаваемых
по линии связи на расстояние.
По оперативности исследования скважин фотоинклинометры
уступают приборам с дистанционным измерением, поэтому
в производстве они получили значительно меньшее распрост-
ранение.
Гироскопические инклинометры
Конструкция гироскопического инклинометра основана на
свойстве гороскопа с тремя степенями свободы при вращении
неизменно сохранять заданное первоначальное направление
своей оси в пространстве. Заданное направление оси гироскопа
может служить исходным ориентиром для определения направ-
ления отклонения оси скважины от вертикали. Угол искривле-
ния замеряется с помощью отвеса или более сложного устрой-
ства, содержащего гироскоп (гиромаятник, стабилизатор гори-
зонта) .
Гироскопические инклинометры (ИГ-2, ИГ-50, ИГ-70, «Шах-
тер», СИ-3 и др.) используются для определения элементов
искривления рудных скважин, в разрезах которых естествен-
ное магнитное поле Земли искажено аномальными магнитными
полями. Инклинометры с гироскопом позволяют производить
непрерывную автоматическую запись элементов искривления
скважины со скоростью до 1800 м/ч.
Недостаток гироскопических инклинометров — смещение оси
гироскопа от заданного направления (прецессия оси) во время
измерений из-за влияния трения. Это затрудняет создание ги-
роскопического инклинометра с малым наружным диаметром
для исследования глубоких нефтяных и газовых скважин.
Градуирование инклинометров
Перед измерениями в скважине необходимо проверять пра-
вильность показаний инклинометра. Градуировка прибора за-
ключается в согласовании значений магнитного азимута и угла
316
искривления скважины, получаемых инклинометром, с их за-
данными значениями.
Для задания определенных азимута и угла искривления
используют установочный стол УСИ-2. Стол с зажимом для
инклинометра имеет две оси вращения — горизонтальную и вер-
тикальную. Чтобы задать инклинометру положение в том или
ином азимуте, его вращают в зажиме около вертикальной оси
до получения нужного показания на лимбе; угол искривления
задается вращением зажима около горизонтальной оси, где
имеется шкала для отсчета угла.
Перед градуировкой стол регулировочными винтами уста-
навливается в горизонтальное положение. Углы искривления,
задаваемые на установочном столе, контролируются более точ-
ным прибором — угломером-квадрантом. При градуировке инк-
линометров вблизи (до 5 м) не должно быть предметов из маг-
нитных материалов.
Проведение измерений инклинометрами
Элементы искривления глубоких скважин измеряют при
подъеме прибора в точках через 20 или 25 м в вертикальных
скважинах и через 5 или 10 м в наклонно-направленных сква-
жинах. Скорость перемещения прибора не должна превышать
2000—2500 м/ч. Глубины определяются по счетчику с уточне-
нием по контрольным меткам на кабеле. Измерение в точке
производится через 20 с после остановки прибора.
Первый замер искривления скважины выполняют на 2—
3 м выше забоя. Через каждые 5—10 точек в вертикальных
скважинах и в каждой точке в наклонно-направленных сква-
жинах выполняют контрольные измерения в точке на 1 м выше
основного замера. При повторных работах в этой же скважине
перекрывают не менее трех (вертикальные скважины) и пяти
(наклонно-направленные скважины) точек прежнего замера.
Результаты измерений угла и азимута искривления сква-
жины записывают в журнал, где должны быть указаны район
работ, номер скважины, дата замера, тип и номер прибора.
«
Представление данных инклинометрии
Данные инклинометрии представляют в виде таблицы зна--
чений угла искривления ф, магнитного азимута ср и дирекцион-
иого угла а направления искривления скважины. Значения ф,
Ф и а соответствуют определенной глубине замера.
Д и р е к ц и о и н ы й угол — угол между северным концом
осевого меридиана (или осью х географической координатной
сетки данной зоны) и заданным направлением; он отсчитыва-
ется от северного конца меридиана по ходу часовой стрелки.
Дирекционный угол
с€ = ф-гУ±-О,
где у — угол сближения (угол между осевым меридианом и
317
ю
Рис. 145. Пример построения
плана скважины
меридианом в данной точке; он
может быть положительным или
отрицательным); D — магнит-
ное склонение (восточное — со
знаком плюс, западное — со зна-
ком минус).
Таким образом, для получе-
ния дирекционного угла искрив-
ления скважины необходимо
к значению измеренного маг-
нитного азимута (р прибавить
угол y±D, величина которого
обычно указывается на географи-
ческих картах.
По данным измеренного угла
искривления скважины и вычис-
ленного дирекционного угла вы-
черчивается план скважины —
проекция оси скважины на го-
ризонтальную плоскость (рис.
145). План скважины получают путем последовательного по-
строения горизонтальных проекций отдельных участков сква-
жины, начиная с наименьшей глубины. При этом ф и а опре-
деляют в отдельных точках и условно принимают в качестве
средних для интервала между двумя соседними точками.
Горизонтальная проекция i-го интервала с углом искрив-
ления ф
где li — Hi—Hi-i—длина интервала, Hi-i и Hi — глубины рас-
положения верхней и нижней точек интервала.
Определив последовательно по формуле горизонтальные
проекции отдельных интервалов, отложив их значения в масш-
табе по направлениям дирекционных углов и соединив началь-
ную точку первого интервала с конечной точкой последнего
интервала, получим общую горизонтальную проекцию сква-
жины или общее смещение оси скважины от вертикали на ис-
следованном участке. Величину смещения и его направление
отмечают на плане. План скважины строится в масштабе
1 :200.
§ 75. КАВЕРНОМЕТРИЯ И ПРОФИЛЕМЕТРИЯ
При бурении диаметр долота зависит от конструкции сква-
жины. Если диаметр пробуренной части ствола скважины со-
ответствует диаметру долота или коронки, то его называют
номинальным. Однако в разрезе различной литологии фак-
тический диаметр скважины dc не всегда является номиналь-
ным и может быть больше или меньше диаметра долота. Но-
минальный диаметр da отмечается в плотных непроницаемых
318
породах. Увеличение диаметра (^с/^н>1) —образование каверн
характерно для глинистых пород и песков, уменьшение
(dc/dH<l)—для пород-коллекторов, в которые проникает
фильтрат промывочной жидкости. Сужение диаметра скважины
обусловлено возникновением глинистой корки на стенках сква-
жины в результате фильтрации промывочной жидкости в пла-
сты. Толщина глинистой корки зависит от физико-химических
особенностей промывочной жидкости, а также от коллектор-
ских свойств пород и может достигать 2—4 см.
Данные о фактическом диаметре скважины необходимы для
проведения следующих операций: 1) расчета объема затруб-
ного пространства при определении количества цемента, тре-
бующегося для цементирования обсадных колонн; 2) выявле-
ния наиболее благоприятных участков скважин для установки
башмака колонны, фильтров или испытателя пластов; 3) конт-
роля состояния ствола скважины в процессе бурения; 4) коли-
чественной интерпретации данных комплекса промыслово-гео-
физических методов (БЭЗ, нейтронных и др.); 5) уточнения
геологического разреза скважины (определение литологии, вы-
деление коллекторов и др.).
Фактический диаметр скважины измеряется каверноме-
рами. Кривая фактического измерения диаметра скважины
в масштабе глубин называется кавернограммой.
Ствол скважины в сечении не всегда является кругом. Не-
соответствие формы сечения ствола необсаженной скважины
кругу свидетельствует о наличии желобов, которые образуются
из-за ее искривления, воздействия на стенки замковых соеди-
нений бурового инструмента.
В колоннах, опускаемых для крепления скважины, могут
возникать деформации, обусловливающие изменение кругового
сечения труб и их первоначальный диаметр, за счет неравно-
мерных механических напряжений по сечению колонны и в ре-
зультате проведения прострелочно-взрывных работ.
Измерение диаметров необсаженных и обсаженных скважин
одновременно в нескольких вертикальных плоскостях произво-
дится скважинными профилемерами. Обычно измеряют из-
менения диаметров скважин в двух взаимно перпендикулярных
плоскостях. Но есть приборы для измерения диаметра сква-
жины в трех и четырех плоскостях.
Данные профилеметрии необсаженных скважин необходимы
для разработки мероприятий по нейтрализации прихватоопас-
ных желобов, уточнения объема затрубного пространства при
цементировании обсадной колонны и более точной интерпрета-
ции кривых контроля цементирования скважин.
Типы каверномеров и профилемеров и принципы их действия
Принципы действия всех существующих типов каверноме-
ров и профилемеров одинаковы и состоят в преобразовании
механических перемещений мерных рычагов в электрические
319
Рис. 146. Электрические схемы каверномеров для работы с трехжильным
(а, б) и одножильным (в) кабелем.
а — мостовая схема; б, в — потенциометрическая схема. Rl, R3 — переменные сопро-
тивления моста; R2, R4 — постоянные сопротивления моста; КП — компенсатор поляри-
зации; /?д — сопротивление датчика; Г — генератор постоянного тока; АВ — токовая
цепь; M/V — измерительная цепь
сигналы, которые передаются по линии связи на поверхность,
а затем — на регистрирующий прибор. Различаются каверно-
меры и профилемеры электрическими схемами, конструкциями
и способами раскрытия мерных рычагов.
Используются каверномеры с мостиковой и потенциометри-
ческой схемами измерения для трехжильного и одножильного
кабеля (рис. 146).
В профилемерах измерение диаметров скважин в несколь-
ких взаимно перпендикулярных плоскостях производится путем
раскрытия двух пар независимо перемещающихся измеритель-
ных рычагов. Величина раскрытия рычагов преобразуется
в пропорциональную ей разность потенциалов с помощью рео-
статов для каждой пары рычагов отдельно.
Каверномеры типов СКС и СКО имеют по четыре
измерительных рычага с двумя плечами — длинным 1 и корот
ким 2 (рис. 147). Длинный рычаг прижимается пружиной <5
к стенке скважины 7. Короткое плечо с помощью кулачка пере-
мещает шток 6, который связан механически с помощью тро-
сика с ползунком 5, передвигающимся по омическому дат-
чику 4. Этот датчик является общим для всех четырех ры-
чагов.
Каверномеры СКС и СКО опускают в скважину со сложен-
ными измерительными рычагами, которые удерживаются зам-
ком, кольцом или стальной проволокой. При подъеме с забоя
за счет силы трения о стенку скважины и промывочную
жидкость насадка смещается вниз и освобождает рычаги. Если
рычаги обмотаны стальной проволокой, то при пропускании
320
Рис. 147. Схема кон-
струкции каверноме-
ров типов СКС и СКО
через нее с помощью трансформатора
тока достаточной силы она перегорает,
и рычаги раскрываются. Для записи по-
вторной кавернограммы приборы необ-
ходимо поднимать на поверхность и сно-
ва закреплять рычаги удерживающими
устройствами.
Каверномер КС-3 позволяет изме-
рять диаметр скважины на трехжиль-
ном кабеле"и служит в качестве кавер-
пометра-профилемера при работе на че-
тырехжилыюм кабеле. По конструкции
он сходен с каверномерами типов СКС и
СКО. Прибор КС-3 снабжен устройст-
вом для одноразового раскрытия рыча-
гов, которое состоит из электромагнита
и шарикового замка.
Ромбовидный каверномер
КВ-2 служит для измерения диаметра
скважины как при спуске, так и при
подъеме. В КВ-2 используется потенцио-
метрическая схема. Основной частью ка-
верномера является фонарь с тремя па-
рами шарнирно соединенных измеритель-
ных рычагов, расположенных через 120°.
Ромбовидный каверномер предназначен
для исследования скважин малого диаметра (от 60 до 240 мм)
с помощью трехжильного кабеля.
Фонарный каверномер типа К Ф хМ для изучения
скважин диаметром от 70 до 250 мм имеет аналогичную кон-
струкцию.
Каверномеры типа КСУ скважинные, управляемые,
на трехжильном кабеле, применяются для исследования нефтя-
ных, рудных и угольных скважин [8]. Они имеют три измери-
тельных рычага, расположенных вокруг корпуса через 120°.
Рычаги прижимаются к стенке скважины с помощью пружин.
Для измерения величины AU, пропорциональной изменению
диаметра скважины, используется потенциометрическая схема.
Каверномеры типа КСУ снабжены управляемой гидравлической
системой для раскрытия и закрытия мерных рычагов.
Каверномеры типа КМ, имеющие гидравлическую си-
стему управления раскрытием рычагов однократного действия,
используются в скважинах малого диаметра.
Каверномер-профилемер СКП-1 позволяет реги-
стрировать одновременно диаметр скважины в двух взаимно
перпендикулярных плоскостях и величину усредненного диа-
метра скважины. Для передачи сигналов по одножильному ка-
белю используется частотно-модулированная система с несу-
щими частотами 7, 8 и 14 кГц.
11 Заказ № 1956
321
Каверномер-профилемер ТПК-1 позволяет полу-
чать три кривые профиля ствола скважины и кавернограмму,
представляющую собой суммарный сигнал от трех пар изме-
рительных рычагов. Сигналы передаются по линии связи на
несущих частотах 7,8; 14 и 25,7 кГц.
ПрофилемерСПР-1 предназначен для точечных из-
мерений восьми радиусов и азимута искривления скважины
при остановках прибора через интервалы 5—20 м. По резуль-
татам измерений строят ориентированные по странам света
диаграммы сечения скважины.
Скважинный трубный профилемер ПТС-1 слу-
жит для измерения профилей и средних внутренних диаметров
обсадных колонн. Он позволяет записывать шесть профиле-
грамм. Каждый профиль определяется двумя соседними рыча-
гами, перемещающимися независимо от других. Для повышения
точности измерений профилемер центрируется. Одновременная
передача шести измеряемых сигналов по двум жилам кабеля
проводится время-импульсной телеизмерительной системой
с амплитудной модуляцией.
Профилемер ПТС-2 предназначен для исследования
обсадных колонн с трехжильным бронированным кабелем, ко-
торый позволяет измерять восемь радиусов колонны.
Иногда с целью выделения в разрезе коллекторов регистри-
руют дополнительно микрокавернограмму прибором с мерными
рычагами специальной конструкции (они имеют меньшую длину,
чем в обычных каверномерах) в масштабе 1:1 и корко-
грамму — коркомером, позволяющим измерить толщину гли-
нистой корки.
Градуирование каверномеров и профилемеров
Перед измерениями фактического диаметра скважины необ-
ходимо произвести градуировку каверномера (или профиле-
мера), которая состоит в определении постоянной прибора С,
начального диаметра скважины dQ и нормальной силы тока Д,
а также в проверке линейности его показаний.
Для градуировки каверномеров в стационарных условиях
обычно используется крестовина с отверстиями, расположен-
ными на одинаковом расстоянии от ее центра, в которые встав-
ляются мерные рычаги, или набор градуировочных колец.
Собирается обычная схема измерения, минус источника пи-
тания подключается к корпусу прибора. При выбранной силе
тока питания каверномера / около 2 мА, и задаваемых значе-
ниях раскрытия мерных рычагов, соответствующих определен-
ным диаметрам скважин, измеряют разности потенциалов At/,
снимаемые с омического датчика. По величинам AU и извест-
ным диаметрам крестовины строят градуировочный график
&U=f(dc) (рис. 148). Постоянная С каверномера рассчитыва-
ется по двум парам значений d'c, AUt и d'^ выбранным
322
па линейном участке графика, с помо-
щью формулы
С= d;)/(A(72 —
Диаметр do, при котором Д(7 = 0, ус-
танавливают по графику &t/ = f(dc).
Диаметр скважины определяется по
формуле
dc = d0 + C(MJ/I).
Рис. 148. График гра-
дуировки каверномера
с трехжильным кабелем
Характеристика каверномера должна
быть близка к линейной, отклонение от
линейности не должно превышать 10%.
Нелинейность градуировочного графика рассчитывается по фор-
муле
Де =
100.
Проведение измерений каверномерами и профилемерами
Кавернограммы и профилеграммы обычно регистрируют
в масштабах глубин 1 :200, 1 :500 и 1 :50; горизонтальный
масштаб выбирается равным 1; 2 и 5 см/см. Точкой записи ка-
верномеров СКС, СКО, КС-3, КСУ являются нижние концы из-
мерительных рычагов. Скорость подъема прибора при записи
кавернограммы зависит от технического состояния ствола сква-
жины, а также типа регистратора и обычно составляет 1000—
3000 м/ч.
Требуемый масштаб записи кавернограммы на трехжильном
кабеле обеспечивается подбором силы тока, при которой соб-
людается условие
l~CRo!n. (124)
где /— отклонение регистрирующего устройства; Ro— сопро-
тивление контрольного шунта; п — требуемый масштаб записи
кривой.
Сила тока может быть оценена по формуле 1=Ст!п, где
т— постоянная по напряжению измерительного канала.
Сила тока при регистрации кавернограммы не должна пре-
вышать двойной величины нормальной силы тока /о-
Масштаб записи кавернограммы при работе с каверноме-
ром на одножильном кабеле определяется следующим образом.
Регистрирующее устройство устанавливается на нуль, рычаги
раскрываются до известного диаметра скважины и отклонение1/
задается в соответствии с требуемым масштабом [см. формулу
(124)].
Перед спуском каверномера в скважину на диаграмме фик-
сируют отклонение регистрирующего устройства при закрытых
рычагах, при помещении рычагов в кольцо известного диаметра
11*
323
I
I
I
Рис. 149. Кривые каверно-
метрии, профилеметрии и ди-
аграммы сечения скважины
(по Е. М. Пятецкому).
1 — известняк плотный; 2 — песча-
ник проницаемый; 3 — алевролит;
4 — глина
и при полностью раскры-
тых рычагах. Если сква-
жина частично закреп-
лена, то в колонне обя-
зательно записывается
кавернограмма на участ-
ке не менее 10 м с от-
бивкой башмака колонны.
Погрешности измере-
ния фактического диа-
метра скважины кавер-
номером и профилемером
связаны главным обра-
зом с нелинейностью мас-
штабной шкалы, наличи-
ем люфтов в передаче
перемещения рычагов из-
мерительному устрой-
ству, влиянием больших углов искривления скважины, непо-
стоянством питающей силы тока и нарушением изоляции жил
кабеля. Сопротивление изоляции жил кабеля должно быть не
менее 2 МОм.
Качество кавернограммы и профилеграммы оценивается по
показаниям регистрирующего прибора в колонне и по величи-
нам диаметров скважины против плотных непроницаемых пла-
стов, в которых диаметр скважины, определенный по этим кри-
вым, должен быть равен номинальному диаметру скважины.
Примеры кавернограммы, профилеграммы и диаграммы сече-
ния скважины приведены на рис. 149.
Бесконтактные способы измерения диаметра скважины, ос-
нованные на изучении волновой картины распространения уп-
ругих колебаний в скважине, описаны в работе [14]. Акустиче-
ский каверномер дает возможность получить форму стенки
скважины по вертикали, а акустический профилемер—горизон-
тальные сечения скважины.
§ 76. КОНТРОЛЬ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
После окончания бурения в скважину, как правило, спус-
кают обсадные колонны, а затрубное пространство между стен-
кой скважины и внешней поверхностью заливают цементом.
Цементирование затрубного пространства необходимо для ра-
324
зобщения отдельных пластов с целью устранения перетоков
различных флюидов из одного пласта в другой. Высококачест-
венное цементирование обсадных колонн позволяет однозначно
судить о типе флюида, насыщающего породу (нефть, газ, вода,
нефть с водой и т. п.), правильно подсчитывать запасы нефти и
газа и эффективно осуществлять контроль разработки нефтя-
ных и газовых месторождений.
О высоком качестве цементирования обсадных колонн сви-
детельствуют следующие показатели: 1) соответствие подъема
цемента в затрубном пространстве проектной высоте его подъ-
ема; 2) наличие цемента в затрубном пространстве в затвер-
девшем состоянии; 3) равномерное распределение цемента в за-
трубном пространстве; 4) хорошее сцепление цемента с колон-
ной и породами.
Качество цементирования обсадных колонн контролируется
методами термометрии и радиоактивных изотопов, гамма-
гамма-методом и акустическим методом.
Термометрия для контроля цементирования
Определение местоположения цемента в затрубном прост-
ранстве по данным термических исследований основано на фик-
сировании тепла, выделяющегося при твердении цемента в про-
цессе экзотермической реакции. Метод позволяет установить
верхнюю границу цементного кольца и наличие цемента в за-
трубном пространстве.
Зацементированный интервал отмечается на термограмме
повышенными значениями температуры на фоне общего посте-
пенного возрастания ее с глубиной и расчлененностью кривой
по сравнению с кривой против незацементированных участков
скважины (рис. 150, а).
Величина температурной аномалии у верхней границы це-
ментного кольца определяется: 1) физико-химическими свой-
ствами цемента и его количеством в данном интервале; 2) вре-
менем, прошедшем с момента схватывания цемента до начала
измерений; 3) геологическими и техническими условиями про-
ведения тампонажных работ.
Цементы различных марок отличаются неодинаковыми вре-
менем твердения, количеством выделяющегося тепла и макси-
мальной температурой. Максимальные температуры при экзо-
термической реакции наблюдаются в интервале 6—16 ч после
окончания заливки цемента, а наибольшие температурные ано-
малии можно зафиксировать в промежутке времени от 6 до
24 ч. Чем больше цемента участвует в реакции, тем значитель-
нее тепловой эффект.
Сильная дифференциация температурной кривой в интер-
вале нахождения цемента обусловлена литологическими осо-
бенностями и кавернозностью разреза. Как правило, песчаным
породам соответствуют пониженные температурные аномалии,
325
a
$
Рис. 150. Определение уровней подъема цемента
по данным термометрии и плотностного гамма-
гамма-метода
глинистым — повышенные. Песчаные породы, имеющие наи-
меньшее тепловое сопротивление, значительно быстрее отдают
тепло в окружающую среду, чем глины, тепловое сопротивление
которых выше. Кроме того, в глинистых породах чаще всего
образуются каверны, в которых скапливается значительное ко-
личество цемента.
Метод радиоактивных изотопов
Метод радиоактивных изотопов, применяющийся для конт-
роля качества цементирования обсадных колонн, основан на
регистрации интенсивности гамма-излучения радиоактивных
изотопов, добавленных в цементный раствор при его приготов-
лении. Этот метод позволяет выявить наличие цемента, опре-
делить высоту его подъема, выяснить характер распределения
цемента в затрубном пространстве. Наличие цемента и его уро-
вень отмечаются повышенными значениями гамма-активности.
Для более уверенной интерпретации необходимо иметь кривую
гамма-метода необсаженной скважины.
326
Обычно применяют короткоживущие изотопы, например 1311,
59Fe, 95Zr. Если требуется определить лишь высоту подъема це-
мента, то активируется только его первая порция. При исполь-
зовании радиоактивных изотопов необходимо следить за безо-
пасностью ведения работ на буровой, а также за тем, чтобы
радиационное излучение не мешало проведению дальнейших
радиоактивных исследований в скважине.
По кривой гамма-излучения можно не только определить
интервал цементирования, ио и изучить характер распределе-
ния цемента в затрубном пространстве вдоль колонны. Для
этой цели после цементирования обсадной колонны с добав-
лением в цементный раствор изотопов в скважину опускается
цементомер с разрядным счетчиком гамма-излучения, окру-
женным цилиндрическим свинцовым экраном с продольной
щелью. Наибольшее гамма-излучение связано с активирован-
ным цементом, находящимся против щели. При вращении эк-
рана записывается кривая интенсивности гамма-излучения
в функции угла поворота экрана.
Если цемент распределен вокруг колонны равномерно,
а фактический диаметр скважины постоянен в разных направ-
лениях, кривая ГМ будет близка к прямой, параллельной оси
абсцисс. При неравномерной толщине цемента вокруг колонны
на кривой ГМ будут отмечаться отчетливые минимум /vm.in и
максимум /Vm,ax. Чем более неравномерно распределен цемент
за колонной, тем значительнее разница ДГу = 7угаах—A>min'
В методе радиоактивных изотопов используют скважинные
цементомеры на трехжильном и одножильном кабелях. Они со-
стоят из трех основных частей: индикатора гамма-излучения,
электродвигателя для вращения экрана и системы контактов.
Метод радиоактивных изотопов применяется в том случае,
когда заканчивается небольшое количество активированного
цемента, например при ремонтных работах. Повторная заливка
активированным цементом позволяет обнаружить в цементном
камне каналы. Расхождение кривых, снятых после цементиро-
вания без изотопов и с добавками изотопов, свидетельствует
о перемещении активированного цементного раствора по ка-
налам в цементном камне.
Г амма-гамма-метод
Этот метод контроля качества цементирования обсадных ко-
лонн основан на регистрации рассеянного гамма-излучения при
прохождении гамма-квантов через изучаемые среды различной
плотности. Поскольку цементный камень и промывочная
жидкость значительно различаются по плотности, а интенсив-
ность вторичного гамма-излучения находится в обратной за-
висимости от плотности, то на регистрируемой кривой ГИМ
достаточно четко выделяются участки с цементом и без него.
Гамма-гамма-метод позволяет: 1) установить высоту подъ-
327
ема цемента; 2) определить наличие цемента и харак-
тер его распределения в интервале цементирования; 3) фик-
сировать наличие переходной зоны от цементного камня
к раствору (гель-цемент); 4) выявить в цементном камне
небольшие раковины и каналы; 5) определить эксцентриси-
тет колонны.
Для контроля качества цементирования обсадных колонн
может применяться одноканальная аппаратура с регистрацией
одной кривой ГГМ, трехканальная аппаратура с регистрацией
трех кривых ГГМ (три индикатора расположены под углом
120°), четырехкаиальиая с регистрацией четырех кривых ГГМ
(четыре индикатора расположены под углом 90°) и однока-
нальная с зондом, коллимированным по радиальному углу
в пределах 30—50° и вращающимся в процессе измерений с за-
данной угловой скоростью при подъеме прибора.
Совокупность кривых трех- и четырехканального приборов
называется цементограммой. В случае регистрации рас-
сеянного гамма-излучения вращающимся зондом кривая ГГМ
называется круговой цементограммой. Круговая це-
ментограмма, записанная в масштабе длины окружности сква-
жины при равномерной протяжке ленты регистратора при ос-
тановке прибора на заданной глубине называется дефекте -
гр а м м ой.
Для записи цементограмм гамма-гамма-методом использу-
ется аппаратура ЦМТУ-1, СГДТ-2. Аппаратура ЦМТУ-1 пред-
назначена для исследования распределения цементного камня
в затрубном пространстве нефтяных и газовых скважин диа-
метром 190 мм и более, закрепленных колонной диаметром 146
и 168 мм. Регистрируются три кривые ГГМ зондом длиной
40 см. В качестве источников гамма-лучей применяется це-
зий-137 активностью (1,85—3,7) 109 расп./с, а в качестве инди-
каторов излучения — газоразрядные счетчики СИ-4Г (по од-
ному на канал). Стабильная работа прибора обеспечивается
при температуре до 120 °C и давлении до 50 МПа.
Дефектомер-толщиномер СГДТ-2 предназначен для одно-
временного определения состояния цементного камня в затруб-
ном пространстве и толщины стенок обсадных колонн. Сква-
жинный прибор имеет два зонда для регистрации рассеянного
гамма-излучения различных энергий. Зонд дефектомера распо-
ложен в нижней части прибора и служит для установления ка-
чества цементирования путем измерения интенсивности гамма-
излучения от источника (цезий-137). Этот зонд состоит из
источника 6 (рис. 151) и индикатора 5, помещенных во вращаю-
щийся свинцовый экран с коллимационными окнами а и ci\. Так
как гамма-излучение регистрируется по периметру скважины
путем вращения экрана с коллимационными окнами, то можно
определить не только полное отсутствие цементного камня или
промывочной жидкости за колонной, но и выявить односторон-
нюю заливку, каналы и пустоты в цементном камне.
328
Для количественной интерпретации данных дефектометрии
следует учитывать влияния изменения плотности горных пород
и толщины стенки обсадных труб. Зонд толщиномера располо-
жен в верхней части прибора и служит для измерения толщины
стенки труб обсадной колонны. Он состоит из источника мяг-
кого гамма-излучения 2 (тулий-170), индикатора 3 и свинцо-
вого экрана 1 с двумя коллимационными окнами б и б\, нап-
равленными навстречу друг другу под углом 45° относительно
оси прибора. Благодаря использованию относительно мягкого
гамма-излучения источника, хорошей его коллимации и малой
длине зонда (около 8 см) показания толщиномера зависят
главным образом от толщины стенки труб стальной колонны.
В качестве индикаторов рассеянного гамма-излучения 3 и 5
используются сцинтилляционные счетчики, состоящие из кри-
сталлов Nal(Tl) и ФЭУ.
При исследовании скважин регистрируются одновременно
две диаграммы рассеянного гамма-излучения — дефектомера и
толщиномера. Кривая дефектомера записывается при равно-
мерном вращении экрана вокруг оси скважинного прибора при
непрерывном его перемещении по стволу скважины (круговая
цемеитограмма) либо при остановке прибора в заранее выбран-
ных интервалах глубин (дефектограмма).
Для одновременной передачи на поверхность сигналов от
зондов и питания скважинного прибора по-
стоянным током используют двухканаль-
ную импульсную телеизмерительную систе-
му с разделением каналов по полярности
импульсов. Частота вращения экрана изме-
няется мотором через редуктор. Скважин-
ный прибор питается постоянным током от
источника Г. Работа мотора 4 регулиру-
ется с пульта ПУ.
Прибор СГДТ-2 стабилен в работе при
температуре до 120 °C и давлении 50 МПа.
Разработана аппаратура СГДТ-3, в ко-
торой отсутствует система вращения изме-
рительного зонда — электродвигатель и ре-
дуктор. Регистрация плотности потока рас-
сеянного гамма-излучения по периметру
скважины обеспечивается равномерным рас-
положением детекторов гамма-квантов по
периметру измерительного зонда прибора
параллельно его оси. Детекторы взаимно
экранированы. С помощью коммутацион-
Рис. 151. Блок-схема дефектомера-толщиномера
СГДТ-2.
ЭБ — электронный блок
329
ной системы детекторы периодически подключаются в измери-
тельную цепь. Используется шесть детекторов с одним источ-
ником гамма-квантов — цезием-137. Прибор может работать
с трехжильным и одножильным кабелями.
Перед работой цементомеры и дефектомеры эталонируются
с помощью специальных эталонировочных устройств [10]. Масш-
таб записи выбирается на основании данных эталонировки.
Скорость записи цементограммы устанавливается около 600—
700 м/ч, для детализации ее снижают до 300—400 м/ч. Скорость
записи дефектограмм при масштабе глубин 1 :500 составляет
700—800 м/ч, при 1 :200 уменьшается до 300—400 м/ч.
Интерпретация цементограмм состоит в следующем. Сте-
пень дифференциации кривых ГГМ определяется параметром
/w max// yvmin, т. е. отношением максимальных и минимальных
показаний рассеянного гамма-излучения в изучаемом интервале
глубин. Чем больше отличается это отношение от единицы
в данном сечении скважины, тем меньше центрирована колонна
и менее равномерно распределен цемент в затрубном простран-
стве. При использовании трехканального цементомера все три
кривые ГГМ записываются одновременно на одной фотоленте.
Возможны следующие варианты оценки качества цемен-
тирования скважин.
1. Кривые ГГМ совпадают, т. е. показания /vv одинаковые
(см. рис. 150,6,1). В этом случае колонна цементирована и за-
трубное пространство целиком заполнено цементом или промы-
вочной жидкостью. Уровень показаний в жидкости выше, чем
в цементе, за счет различия их плотности.
2. Две кривые ГГМ совпадают и характеризуются более вы-
сокими показаниями, чем третья (см. рис. 150, б, II). Колонна
расположена эксцентрично. Счетчик, фиксирующий низкие зна-
чения /?7, находится вблизи места прилегания колонны к стенке
скважины.
3. Две кривые ГГМ совпадают и характеризуются более
низкими значениями /?7. чем третья (см. рис. 150,6,///). Ко-
лонна эксцентрична, два счетчика расположены вблизи стенки
скважины, и их показания обусловлены в основном влиянием
горных пород, интенсивность третьего счетчика связана глав-
ным образом с влиянием цемента. В случае цементированной
колонны превышение /7у третьей кривой в каверне по отноше-
нию интенсивностей двух других кривых указывает на несплош-
ную заливку цемента. Такая же картина наблюдается и при
односторонней заливке кольцевого пространства цементом.
4. Все три кривые ГГМ не совпадают (см. рис. 150,6,1 V).
В этом случае колонна эксцентрична или заливка цемента од-
носторонняя.
В зацементированном участке скважины наибольшие зна-
чения /Yv характерны для каверн, так как плотность цемент-
ного камня 1,8—1,9 г/см3 существенно меньше плотности гор-
ных пород 2,1—2,8 г/см3.
330
Если в процессе записи кривых ГГМ происходит вращение
прибора из-за скручивания и закручивания кабеля, то кривые
имеют синусоидальный вид.
Круговая цементограмма получается в результате непре-
рывного перемещения прибора по вертикали и его вращения
в определенном азимутальном угле. Интерпретация круговых
цементограмм мало отличается от интерпретации обычных це-
ментограмм. С помощью данных круговых цементограмм можно
определять плотность вещества в затрубном пространстве и
эксцентриситет колонны в скважине. Абсолютные показания
больше зависят от плотности вещества в кольцевом прост-
ранстве, а отношение 7VV max/Z^ mm — в основном от эксцентри-
ситета колонны.
С помощью дефектограммы изучают распределение рассеян-
ного гамма-излучения по сечению колонны путем точечных из-
мерений в заданных интервалах разреза. Если вещество в за-
трубном пространстве имеет однородную плотность, то кривые
дефектограмм имеют синусоидальный вид; наличие каналов
в цементном камне и одностороннее цементирование обсадных
колонн приводят к резкому искажению синусоидальных
кривых.
Качество цементирования оценивается по протяженности по-
ложительной и отрицательной полуволн (рис. 152). Линия ОО\
проводится так, чтобы <21 = ^2- Если bi = bz, то цементирование
качественное, если bi^b2,— некачественное. Искажение пра-
вильной синусоидальной формы кривых связано с наличием
в цементном камне каналов и с неравномерной заливкой це-
ментного раствора.
На интенсивность рассеянного гамма-излучения оказывают
влияние толщина стенки обсадных колонн, диаметр скважины,
изменение плотности горных пород и другие факторы, которые
необходимо учитывать при интерпретации цементограмм и де-
фектограмм.
На рис. 152 граница подъема цемента фиксируется на глу-
бине 1060 м. В интервале 1210—1230 м плотность вещества за
колонной 6=1,9 г/см3, эксцентриситет 3 = 0,7; в интервале
1070—1100 м 6=1,8 г/см3, 3 = 0,7; в интервале 1040—1060 м
6=1,3 г/см3, 3 = 0,8. В интервале 1198—1220 м проведены точеч-
ные исследования цементирования колонны. Из полученных де-
фектограмм следует, что в цементном камне имеется канал, за-
полненный жидкостью. Наличие канала устанавливается по
значительному превышению длины Ь2 отрицательной полуволны
над длиной bi положительной полуволны.
На рис. 153 показаны результаты комплексных измерений
дефектомером и толщиномером. Привлечение данных о тол-
щине стенок обсадных колонн значительно облегчает интерпре-
тацию цементограмм. При отсутствии толщинограммы можно
было сделать неверный вывод о плохом цементировании интер-
вала 485—635 м.
331
Рис. 152. Пример определения качества цементирования обсадной колонны
по данным круговой цементограммы (частота вращения прибора 60 об/мин)
и дефектограммы (частота вращения прибора 1 об/мин).
1 — цемент; 2 — промывочная жидкость.
Акустический метод
Контроль цементирования затрубного пространства акусти-
ческим методом основан на измерении амплитуды преломлен-
ной продольной волны, распространяющейся по обсадной ко-
лонне, и регистрации времени распространения упругих коле-
баний.
Метод позволяет: 1) установить высоту подъема цемента;
2) выявить наличие или отсутствие цемента за колонной; 3) об-
наружить каналы, трещины и каверны (в том числе малых раз-
меров) в цементном камне; 4) изучить степень сцепления це-
мента с колонной и породами; 5) исследовать процесс форми-
рования цементного камня во времени.
При создании упругих колебаний в обсаженной скважине
образуется ряд волн: продольная, поперечная, отраженные и др.
Наибольшее значение для решения данной задачи имеет пре-
ломленная продольная волна, распространяющаяся по трубе и
называемая тр у б н о й волной.
Скорость распространения трубной волны
ит = Е/$т,
(где Е — модуль Юнга, бт — плотность
материала трубы) всего на 10 %
меньше скорости ее распространения
в неограниченной среде, заполненной
сталью.
Амплитуда трубной волны опреде-
ляется коэффициентом ауз эффектив-
ного поглощения (коэффициентом за-
тухания) продольных воли:
А = А о ехр (— аузА/),
где А, Ло — амплитуды трубной волны
соответственно в произвольной и ис-
ходной точках; А/ — расстояние между
излучателем и приемником упругих
колебаний.
На основании теоретических и экс-
периментальных исследований уста-
новлено следующее.
1. Амплитуда трубной волны при
отсутствии сцепления цемента с обсад-
ной колонной будет максимальной,
амплитуда продольной волны по поро-
де— минимальной.
Рис. 153. Пример круговой цемеитограммы
и толщинограммы
333
2. Надежный контакт цемента с обсадной колонной характе-
ризуется отсутствием трубной волны, при этом величина ам-
плитуды на диаграмме минимальна. Если скорость распростра-
нения упругих волн по породе больше, чем по трубе, на кривой
может возникнуть дополнительная аномалия. Для исключения
неоднозначности в интерпретации одновременно регистрируется
кривая времени распространения волн.
3. В случае неполного сцепления цемента с колонной на ос-
цилограмме может быть зафиксирована в первом вступлении
трубная волна промежуточной амплитуды. Интерпретировать
такую волновую картину наиболее сложно.
На амплитуду трубной волны оказывают влияние несколько
факторов: база измерения, толщина и диаметр обсадных труб,
толщина и состав цементной смеси, время формирования
цементного камня, наличие дефектов в цементном камне, внеш-
нее покрытие обсадных труб, давление и температура в сква-
жине и др.
С увеличением базы измерения уменьшается величина ам-
плитуды продольной волны и становятся более резкой разница
в показаниях против свободного зацементированного участка
труб. Оптимальная база акустического зонда 2,5 м. С увеличе-
нием диаметра обсадных колонн и их толщины амплитуда труб-
ной волны уменьшается. Однако в связи с тем, что коэффициент
затухания при наличии жесткого контакта цемента с колонной
в 15—16 раз превышает его значение в свободной трубе, влия-
нием диаметра обсадной колонны и ее толщины на величину
амплитуды трубной волны можно пренебречь.
С увеличением толщины цементного камня, жестко свя-
занного с колонной, амплитуда трубной волны уменьшается.
Цементное кольцо толщиной всего в несколько миллиметров
обусловливает значительное поглощение трубных воли. Аку-
стический метод позволяет контролировать наличие цемента и
характер его сцепления с обсадной колонной в случае малой
толщины цементного кольца.
Скорости распространения упругих колебаний в цементах
разных сортов, различающихся временем схватывания и плот-
ностью, неодинаковы. Цементы с малой плотностью и большим
временем схватывания имеют высокие коэффициенты затухания.
Процесс формирования цементного камня со временем вы-
зывает изменение амплитуд трубных волн. По амплитудам
весьма четко различаются два состояния: незагустевший це-
ментный раствор и цементный камень. В первом случае наблю-
даются максимальные амплитуды, величины которых равны ам-
плитудам в незацементированной колонне, во втором — мини-
мальные амплитуды трубных волн на уровне шумов.
Различные факторы, оказывающие влияние па формирова-
ние цементного камня, могут увеличить его проницаемость,
ухудшить прочность сцепления с горными породами и металлом
обсадных труб, вызвать образдвание в нем каналов, трещин и
334
разрывов. С уменьшением сплошности цементного камня, уве-
личением размеров каналов, трещин и разрывов амплитуда
трубной волны возрастает. Когда интервал отсутствия цемента
равен или больше базы зонда, амплитуда трубной волны дости-
гает значения амплитуды в свободной колонне.
Степень схватывания цемента с колонной и породой зави-
сит от качества цемента, типа внешнего покрытия колонны,
времени формирования цементного камня, наличия флюида
в затрубном пространстве, давления и температуры в скважине.
При отсутствии непосредственного контакта цементного камня
с обсадными трубами амплитуды трубных воли на любых ба-
зах зонда достаточно большие и близки к амплитудам про-
дольных волн в свободной колонне.
Как уже отмечалось, наиболее полную информацию о нали-
чии и состоянии цементного камня в затрубном пространстве
несет амплитуда колебаний продольной трубной волны. Ам-
плитуда первого вступления значительно меньше последующих
колебаний, поэтому берется среднее значение амплитуд за три
периода волны. При частоте излучателя 25 кГц это соответст-
вует 120 мкс; время отсчитывается с момента прихода продоль-
ной волны, распространяющейся по колонне. Время прихода
продольной волны к приемнику по колонне устанавливается по
наблюдениям волновой картины в незацементированной ее ча-
сти или рассчитывается по формуле [14].
Средняя величина сигнала за время первых трех периодов
распространения продольной волны называется амплитудой
колебаний в интервале времени прихода продольной волны
Ак. Эта амплитуда соответствует амплитуде продольной волны
по колонне, если в данном интервале времени нет других коле-
баний, например по породе.
Для определения характера сцепления цементного камня со
стенками регистрируется время пробега для первой из воли со
значительными амплитудами колебаний, а также амплитуды
этих колебаний. Время, относимое к базе зонда, обозначается
через Гп, а амплитуда колебаний — через Ап. Обычно определя-
ется среднее значение сигнала за три периода, т. е.
за 120 мкс.
Амплитуда колебаний продольной волны, идущей по ко-
лонне, время пробега продольной волны и амплитуда колеба-
ния продольной волны, регистрируемой в качестве первого
вступления, измеряются акустическими цементомерами типа
АКЦ.
Цементомер АКЦ-4 состоит из наземной аппаратуры и сква-
жинного прибора. Скважинный прибор представляет собой
двухэлементный акустический зонд с кольцевым магнитострик-
ционным излучателем И и кольцевым пьезоэлектрическим при-
емником П (рис. 154). База зонда составляет 2,5 м. Излучатель
и приемник изолированы друг от друга и от корпуса акусти-
ческими изоляторами (резиной). В средней части прибора
335
Рис. 154. Блок-схема цементомера
типа АКЦ-4.
/ — обсадная колонна; 2 — цемент; 3 —
порода
в герметизированном корпусе
размещаются блоки генера-
тора и усилителя. Для воз-
буждения магнитострикцион-
ного излучателя И использу-
ется генератор токовых им-
пульсов Г, который через
фильтры Ф1 и Ф2 запускается
генератором блока запуска ГЗ
панели управления. Частота
запуска излучателя 25 Гц.
Колебания излучателя час-
тотой 25 кГц, распространяясь
по промывочной жидкости, ко-
лонне и затрубному простран-
ству, достигают приемника и
преобразуются в нем в элект-
рические сигналы. После уси-
ления усилителем У электри-
ческие сигналы через фильтр
Ф1 по кабелю передаются на
поверхность в пульт управле-
ния в соответствующие кана-
лы измерения амплитуд Ак и
и канал измерения интер-
вального времени распростра-
нения продольной волны по по-
роде Тп. После соответствую-
ющих преобразований в кана-
лах сигналы поступают на ре-
гистрирующие приборы РП1,
РП2 и РПЗ.
Для контроля работы и ка-
либровки цементомера в на-
земной аппаратуре и скважин-
ном приборе предусмотрены
специальные имитаторы сигналов ИМ.1 и ИМ2. Визуальный
контроль работы всех цепей осуществляется с помощью стан-
дартного электронно-лучевого осциллографа.
Прибор в скважине центрируется с помощью сменных обойм
с резиновыми стержнями. Питание аппаратуры обеспечивает
унифицированный выпрямитель типа УВК-1 и сеть переменного
тока. Аппаратура рассчитана на работу со станциями, оборудо-
ванными фоторегистраторами и использующими одножильный
бронированный кабель типа КГ1-53-180 длиной до 6500 м.
Длина цементомера 2,8 м. Прибор обеспечивает стабильную
работу при температуре до 170 °C и давлении до 100 МПа.
При интерпретации данных акустического цементомера за
основу берутся показания кривой Ак, а кривые Ап и Тп явля-
336
Рис. 155. Пример определения качества цемен-
тирования обсадной колонны по данным аку-
стического метода
ются вспомогательными. Максимальные
значения Ак и Лп и среднее значение Тп
характеризуют незацементированную ко-
лонну, а иногда и отсутствие связи це-
ментного камня с колонной. Минималь-
ные значения Лк свидетельствуют о хо-
рошем сцеплении цементного камня с ко-
лонной (рис. 155). Кривая Тп достигает
максимального значения на участках ко-
лонны с хорошим сцеплением цемент-
ного камня с колонной и плохим сцепле-
нием его с породой. В этом случае Т-п
близко ко времени пробега упругой вол-
ны по промывочной жидкости. Мини-
мальное значение регистрируемого вре-
мени Тп, меньшее времени прохождения
продольной волны по колонне Тк, на-
блюдается в интервалах, характеризую-
щихся высокой скоростью распростра-
нения колебаний в породе при жесткой
связи цементного камня с колонной и
стенками скважины.
В разрезах скважин, где скорость рас-
пространения продольных волн по по-
<s Кривые акустического
контроля
цементирования
скважин
роде ип превышает скорость их распространения по колонне
(Vn>Vx) или в случае низких ип и больших затуханий волн, оп-
ределение качества цементирования обсадных колони по пара-
метрам Лп и Тп затрудняется. При уп>Ук (высокоскорост-
ной разрез) вместо воли по породе регистрируют гидроволну.
Надежность определения качества цементирования обсад-
ных колонн повышается, если одновременно с записью кривых
акустическим цементомером фотографировать волновые кар-
тины, получаемые этим цементомером.
Качество цементирования по волновым картинам оценива-
ется по следующим признакам.
1. Незацементированная колонна на волновой картине от-
мечается мощным долго не затухающим сигналом трубных
волн, приходящим за время Тк, которое равно времени пробега
волны на базе зонда со скоростью стержневых волн в стали.
Время Тк для базы 2,5 м в зависимости от диаметра колонны и
физико-химических свойств жидкости в скважине может изме-
няться от 500 до 650 мкс (рис. 156; в. к. 1).
2. Хорошее качество цементирования обсадных колонн (на-
дежное сцепление цементного камня с породой и колонной)
337
Рис. 156. Определение качества цементирования обсадной колонны по вол-
новым картинам.
/ — известняк; 2 — известняк глинистый; 3 — мергель; 4 — глина; 5 — цемент; 6 — про-
мывочная жидкость; 7 —колонна. Волны: 7 — по колонне; // — по породе; III — по
промывочной жидкости в обсадной колонне. К —колонна; В. к—волновая картина; А —
участок незацементированной колонны; Б — частично зацементированная колонна; В —
полностью зацементированная колонна
в низкоскоростном разрезе отмечается на волновой картине
весьма малой амплитудой Лк и значительной амплитудой Лп.
Типы волн в этом случае отчетливо разделяются по времени их
вступления (рис. 156, в. к. 5). Если Лк меньше критической ве-
личины, выше которой контакт цементного камня с колонной
считается неполным, а Дп и Тп коррелируются со значениями,
полученными при исследовании необсаженной скважины аку-
стическим методом, или со значениями кажущегося электриче-
ского сопротивления пород, то затрубное пространство является
герметичным.
3. В высокоскоростных разрезах, где различить однозначно
волны, распространяющиеся по породе и по колонне, только по
времени их вступления трудно, оценить качество цементирова-
ния обсадных колони помогает частотная характеристика волн.
Установлено, что частота продольных волн в породах возра-
стает с увеличением скорости их распространения, однако во
всех случаях остается ниже частоты волны, распространяю-
щейся по колонне (при частоте излучателя 25 кГц). Хорошее
качество цементирования обсадных колонн в высокоскоростном
разрезе отмечается на волновой картине неискаженным им-
пульсом продольной волны по породе с частотой ниже 20 кГц
(рис. 156; в. к. 6 и 7).
4. В случаях, когда Лк превышает критическое значение и не
удается выделить волны по породе при наличии волны с часто-
той 25—30 кГц, вступающей на временах более 1300 мкс,
а также при отсутствии корреляции значений амплитуд Ал со
значениями их в необсаженной скважине, затрубное простран-
ство негерметично или его герметичность неопределенна (слу-
чай частичного цементирования) (рис. .156; в. к. 2 и в. к. 3).
5. В высокоскоростном разрезе при частичном цементирова-
нии обсадной колонны сигнал с момента времени Тк представ-
лен волнами различной частоты. Этот признак позволяет отли-
чить по волновой картине частичное цементирование от пол-
ного, даже в случае надежной корреляции кривых амплитуды и
времени, записанных до и после крепления скважины колонной
(рис. 156; в. к. 3).
Совместная интерпретация данных контроля цементирова-
ния акустическим методом, данных акустического метода, полу-
ченных в необсаженной скважине, и волновых картин позво-
ляет наиболее правильно оценить качество цементирования об-
садных колонн.
Для регистрации волновых картйи разработан кинорегистра-
тор, который может быть использован с любой аппаратурой
акустических методов. Он предназначен для автоматического
фотографирования с заданным шагом по глубине волновых кар-
тин и их одновременного наблюдения и состоит из кинокамеры
и осциллоскопа. Осциллоскоп имеет две электронно-лучевые
трубки: одна для фотографирования, другая — для наблюдения
волновых картин.
339
§ 77. ПРИТОКОМЕТРИЯ
Под притокометрией понимают определение мест притоков,
поглощений и затрубной циркуляции жидкостей в необсажен-
ных и обсаженных скважинах. Места притоков жидкости в сква-
жину могут быть установлены методами сопротивления, терми-
ческим и фотоэлектрическим.
Метод сопротивления основан на изучении удельного элек-
трического сопротивления поступающих в скважину пластовых
вод и промывочной жидкости. Удельное сопротивление про-
мывочной жидкости отличается от удельного сопротивления
пластовых вод. Для определения сопротивления жидкости
в скважине используется резистивиметр. Место притока или
поглощения жидкости отмечается резким изменением кривой
сопротивления резистивиметра (рис. 157).
Термический метод определения места притока жидкости
в скважину базируется на изменении температуры промывочной
жидкости в пределах предполагаемого участка притока. Сква-
жина заполняется жидкостью, температура которой отличается
от температуры пластовой воды. Температура жидкости изме-
ряется обычными электрическими термометрами. Место при-
тока воды отмечается изменением температуры жидкости — по-
вышением или понижением.
Фотоэлектрический метод установления притока жидкости
в скважину основан на сравнении прозрачности жидкостей, по-
ступающих в скважину, и глинистого раствора. Прозрачность
жидкости в скважине определяется с помощью прибора, изме-
ряющего разность потенциалов в цепи фотоэлемента, освещае-
мого электрической лампочкой через слой исследуемой жид-
кости.
Местоположение притока жидкости в скважину устанавли-
вается путем понижения давления столба жидкости в скважине
(способ оттартывания) и повышения (способ продавливания).
В обоих случаях при изменении давления в скважине измеря-
ется серия кривых сопротивления жидкости рр, ее температуры
t или разности потенциалов KU в цепи фотоэлемента на участке
притока. Перед каждым измерением этих величин при способе
оттартывания уровень жидкости в скважине снижается, а при
способе продавливания — повышается.
Зоны затрубной циркуляции вод выявляются методами тер-
мометрии и радиоактивных изотопов. Первый метод основан на
изучении теплообмена между скважинной жидкостью и водами,
циркулирующими в затрубном пространстве. На участке за-
трубной циркуляции вод устанавливается сравнительно посто-
янная температура, поэтому против интервала их движения
отмечается аномалия практически одинаковой температуры
(рис. 158).
Для определения местоположения зоны затрубной циркуля-
ции вод радиоактивным методом в скважину закачивается вода,
340
Кривые
сопротивления
Рис. 157. Определение места притока пла-
стовых вод в скважину резистивиметром.
I—-4 — кривые сопротивления жидкости, заме-
ренные в разнос время
Рис. 158. Определение зоны затрубной
циркуляции методом термометрии.
I, II — кривые, замеренные в разное время. 1 —
водоносный песчаник; 2 — глина; 3 — цемент;
4 — колонна; 5 — интервал перфорации; 6 — на-
правление движения пластовой воды
активированная радиоактивными изотопами. После этого сква-
жина тщательно промывается, затем регистрируется кривая
ГМ. Участок затрубной циркуляции вод, поглощающие и от-
дающие пласты отмечаются повышенными значениями интен-
сивности гамма-излучения по сравнению с интенсивностью, за-
регистрированной до закачки активированного раствора.
Метод радиоактивных изотопов можно применять также для
контроля гидроразрыва пласта. Участки пласта, подвергшиеся
воздействию гидравлического разрыва, и образовавшиеся зоны
трещиноватости определяются с помощью песка, активирован-
ного радиоактивными изотопами. В этом случае участки пла-
ста, в которых образовались трещины, можно выделить по по-
вышенным показаниям кривой ГМ, зарегистрированной после
разрыва пласта и закачки активированного песка.
341
§ 78. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК
И ДЕФЕКТОВ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Характеристиками колонн, опущенных в скважины, явля-
ются толщина и внутренний диаметр колонны, местоположение
муфтовых соединений и др. К числу дефектов обсадных колонн
относятся нарушения их целостности в результате прострелоч-
но-взрывных работ (участки перфорации колонны, трещины
и т. д.).
Толщина стенок обсадных колонн может изменяться под
влиянием механических напряжений, коррозии и неравномер-
ных механических напряжений, прострелочно-взрывиых работ.
Фактическую толщину стенок колонн и их внутренний диаметр
необходимо знать при интерпретации данных контроля цементи-
рования скважин, дебитометрии, расходометрии и других мето-
дов исследования обсаженных скважин.
Толщина стенок обсадных колонн определяется с помощью
рассеянного гамма-излучения, источником которого служит .изо-
топ тулия. Интенсивность рассеянного гамма-излучения изме-
ряется гамма-толщиномером, размер зонда которого, состав-
ляет 7—9 см. Зонд толщиномера входит в состав комплексного
прибора дефектомера-толщиномера СГДТ-2 (см. рис. 151). При-
бор позволяет получить среднюю толщину стенки обсадных
колонн с точностью ±0,5 мм. Толщиномер иногда применяют
совместно с калибромером, который служит для измерения
внутреннего диаметра стальных труб с точностью ± 1 мм. Внут-
ренний диаметр обсадных колонн может также определяться
с помощью профилемера, микрокаверномера и индукционного
дефектомера.
Дефектомер индукционный скважинный (ДСП) работает по
принципу электромагнитной дефектоскопии. Генераторной ка-
тушкой ГК индукционного зонда в обсадной колонне скважины
создается вторичное поле вихревых токов, приемными катуш-
ками ПК1 и ПК2 измеряются комплексные составляющие элек-
тромагнитного поля (рис. 159). Генераторная катушка питается
током частотой 300 Гц от унифицированного генератора УГ-1
через блок управления БУ и разделительный фильтр Ф. Ка-
тушки ПК1 и ПК2 расположены на одинаковом расстоянии от
ГК по обе стороны ее. Коммутатор Км позволяет включать в из-
мерительную схему либо катушки ПК2 (прямой зонд) с ком-
пенсационной катушкой К, либо катушки ПК1 и ПК2, соединен-
ные последовательно (дифференциальный зонд). Катушка К
служит для компенсации прямого поля генераторной катушки.
Прямой зонд применяется для обнаружения мест нарушения
колонны, а дифференциальный — для детальных исследова-
ний— определения диаметра колонны.
Сигналы с катушек ПК2 и К или с ПК1 и ПК2 через комму-
татор поступают на частотный модулятор ЧМ.1 с несущей ча-
стотой 14 кГц. Одновременно с резистора Я снимается опорное
342
напряжение и подается на частотный
модулятор ЧМ2 с несущей частотой
7,8 кГц. Затем сигналы через смеси-
тель С по кабелю через блок управле-
ния поступают на измерительную па-
нель частотной модуляции ИПЧМ, где
они разделяются по частоте, усилива-
ются и выпрямляются. С ИПЧМ. сиг-
налы поступают на регистрирующие
приборы РП1 и РП2. Аппаратура пи-
тается постоянным током от двух уни-
фицированных выпрямителей — УВК-1
и УВК-2.
Положение соединительных муфт
обсадных колонн, бурильных или на-
сосно-компрессорных труб в скважине
определяют с помощью прибора, на-
зываемого локатором муфт.
Знать местоположение муфт необхо-
димо для уточнения интервалов и глу-
бин прострела колонн, уточнения мест
нарушения их герметичности и т. д.
Локатор муфт представляет собой ин-
дуктивную катушку со стальным сер-
дечником и двумя постоянными маг-
нитами, полюсы которых направлены
навстречу друг другу. Оси магнитов и
катушки совпадают. Магнитные сило-
вые линии постоянных магнитов про-
низывают обмотку катушки и замыка-
ются через наружные стальные трубы.
В момент прохождения прибора мимо
Рис. 159. Блок-схема
скважинного индукцион-
ного дефектомера (ДСИ)
муфт сопротивление в цепи магнитопровода изменяется и си-
ловые линии постоянных магнитов перераспределяются. В мо-
мент пересечения силовыми линиями витков индуктивной ка-
тушки в ней наводится э. д. с. в виде импульсов полярности,
которые передаются по линии связи на регистрирующий при-
бор.
Есть локаторы муфт двух типов: ЛР — для радиометра и
ЛП — для перфоратора. Локатор муфт типа ЛР предназначен
для одновременной записи кривых гамма-метода и локатора
муфт, совмещенных по глубине (рис. 160,а). Этим достигается
точность привязки интервалов перфорации к муфтам. Локатор
муфт типа ЛП соединен с перфоратором и при необходимости
перфоратор или торпеда срабатывает через газовый разрядник
Р в интервале, выбранном для прострела (рис. 160,6). Оба ло-
катора способны работать при температуре до 150 °C и внеш-
нем давлении до 80 МПа, допустимая скорость движения при-
бора ЛР 100—1500 м/ч, прибора ЛП 100—3000 м/ч.
343
Рис. 160. Электрические схемы локаторов муфт типа ЛР (а) и ЛП (б).
/ — скважинный прибор; // — наземная панель локатора; ///—панель радиометра- / —
постоянные магниты; 2- катушка; 3 усилитель; Д—датчик; Р — газовый разрядник;
разделительный конденсатор; 7? переменное сопротивление; Г/М — индикатор ес-
тественной радиоактивности горных пород
Рис. 161. Определение интервала перфорации обсадной колонны по кривой
локатора муфт (а) и по диаграмме, записанной аппаратурой АКП-1 (б).
1, 2 — кривые, записанные до и после перфорации колонны; 3 — интервал перфорации
Как уже указывалось, локатор муфт позволяет фиксировать
дефекты колонны (перфорационные отверстия, трещины) и
уточнять интервалы перфорации колонн (рис. 161,а).
Существуют определенные трудности при установлении ин-
тервала перфорации по данным локатора муфт, связанные с из-
менением толщины стенок колонн за счет коррозии, наличия
механических покрытий, изменения намагниченности. В связи
с этим предложен способ контроля интервала перфорации с при-
менением аппаратуры АКП-1.
Аппаратура контроля перфорации АКП-1 действует следую-
щим образом. До прострела колонна против продуктивных пла-
стов намагничивается, затем производится локация намагни-
ченных участков. Диаграмма против этих интервалов представ-
ляет собой гармонические колебания равной амплитуды
(рис. 161,6). После перфорации записывается повторная диа-
грамма и в интервале перфорации отмечаются существенные
уменьшения намагниченности участков обсадной колонны
(рис. 161,6).
Для обнаружения мест прихвата бурильных или насосно-
компрессорных труб служат прихватоопределители типов ПО и
ПОТТ, представляющие собой электромагнит, помещенный
в корпус из немагнитной стали. Действие прихватоопредели-
теля основано на свойстве ферромагнитных материалов размаг-
ничиваться при деформации.
Методика работ по обнаружению мест прихвата труб со-
стоит в следующем. Первым замером локатором муфт фикси-
руется положение муфт. Затем в предполагаемом интервале
прихвата инструмента устанавливаются магнитные метки в тру-
бах и производится второй замер. После этого к буровому
инструменту или трубе прилагают механическое усилие (натя-
жение, закручивание). Ниже прихваченного участка труб на-
грузка распространяться не будет. На участках действия меха-
нической нагрузки магнитные метки исчезают или их магнитное
поле значительно ослабевает. Третий замер кривой локатором
муфт фиксирует изменившуюся картину. Ниже интервала при-
хвата кривые остаются неизмененными, выше — аномалии на
кривой локатора муфт заметно уменьшаются против магнитных
меток (рис. 162). Скорость измерений 300—3000 м/ч и должна
быть постоянной в процессе измерений. Для прихватоопредели-
телей типа ПО допустимые температура 100 °C и давление
80 МПа. Термостойкие прихватоопределители типа ПОТТ по-
зволяют за один спуск определить место прихвата и произве-
сти взрыв торпеды для его ликвидации. Максимально допус-
тимые температура 250 °C, давление 150 МПа.
Состояние обсадных колонн и насосно-компрессорных труб
(разрывы, смятия, сквозные отверстия), число и местонахожде-
ние перфорационных отверстий и местоположение муфтовых со-
единений могут быть установлены также по результатам иссле-
дований скважинным акустическим телевизором (CAT).
345
Рис. 162. Пример определения места прихвата бурильных труб прихватооп-
ределителем (по А. Ф. Шакирову).
Кривые локатора муфт: / — до нанесения магнитных меток; // — после нанесения маг-
нитных меток; III, /V—после приложения к трубам механической нагрузки, / — место
прихвата бурильных труб; 2 — магнитные метки
Исследования акустическим телевизором можно проводить
в любой жидкости (глинистом растворе, нефти и др.). Получае-
мые изображения представляют собой полную развертку по ок-
ружности стенок скважины, обсадных колони, труб и фильтров,
непрерывную картину по вертикали. На их качество .мало
влияют температурные условия.
Глава XVIII
МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
Контроль разработки месторождений нефти и газа геофизи-
ческими методами приобретает все большее значение в прак-
тике нефтепромысловых работ. В связи с этим создаются новые
методы контроля, совершенствуются аппаратура для исследова-
ния скважин и методика обработки получаемых результатов.
При разработке нефтегазовых месторождений геофизиче-
ские методы позволяют решать следующие основные задачи:
1) исследование процесса вытеснения нефти и газа в пластах;
2) изучение эксплуатационных характеристик пластов; 3) уста-
346
повление состава флюидов в стволе скважины; 4) изучение тех-
нического состояния эксплуатационных и нагнетательных
скважин.
§ 79. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА ВЫТЕСНЕНИЯ
НЕФТИ И ГАЗА ПРИ ЗАВОДНЕНИИ ПЛАСТОВ
Изучение процесса вытеснения нефти и газа при законтур-
ном и внутриконтурном заводнении месторождений предусмат-
ривает: а) определение первоначального положения в пластах
водонефтяного (ВНК), газонефтяного (ГНК) и газоводяного
(ГВК) контактов; б) контроль перемещения ВНК и ГВК;
в) выделение продуктивных пластов, обводненных пресными и
минерализованными водами; г) определение текущей и оста-
точной нефтегазонасыщенности пластов.
Определение первоначального положения ВНК, ГВК и ГНК
Первоначальное положение ВНК, ГВК и ГНК устанавлива-
ется комплексом промыслово-геофизических методов: в необ-
сажеииых скважинах — главным образом методами сопротив-
ления, реже методами радиометрии, в обсаженных скважи-
нах— в основном методами радиометрии и отчасти термо-
метрии.
Водонефтяной контакт в необсаженных скважинах
определяется следующими способами: 1) по показаниям КС
градиент:зондов и потенциал-зондов достаточно большого раз-
мера (см. рис. 109); 2) по кривым КС микрозондов и рЭф мик-
розондов СЭЗ; 3) по кривым сгЭф индукционного метода.
Газоводяной контакт в необсаженных и обсажен-
ных скважинах устанавливается следующими способами: 1) по
максимальным показаниям КС потенциал- и градиент-зондов
большого размера; 2) по увеличению показаний оъф на кривой
индукционного метода; 3) по увеличению показаний нейтрон-
ного гамма-метода или метода плотности тепловых нейтронов;
4) по превышению показаний НГМ или ННМ-Т большого
зонда по сравнению с малым зондом (см. рис. 111); 5) по на-
личию приращений на кривых НГМ, зарегистрированных в раз-
ное время зондом одной длины (см. рис. 111).
Газонефтяной контакт в обсаженных и необсажен-
пых скважинах может быть определен следующими способами:
1) по наличию положительных приращений показаний на кри-
вых НГМ или ННМ-Т (см. § 52, 53); 2) по величинам времени
жизни тепловых нейтронов в газоносной и нефтеносной частях
пласта (см. § 58); 3) по данным геохимических методов иссле-
дования скважин (см. § 70); 4) по данным термометрии сква-
жин (см. § 64).
347
Рис. 163. Определение положения ВНК по данным нейтронного гамма-ме-
тода (НГМ) и метода наведенной активности (МНА) по хлору (по С. А.
Султанову).
/ — водоносный песчаник; 2 — нефтеносный песчаник; 3 — глина
Контроль перемещения ВНК и ГВК
Перемещение ВНК и ГВК в процессе разработки месторож-
дений в обсаженных скважинах устанавливается несколькими
способами: 1) по показаниям нейтронного гамма-метода
(рис. 163); 2) по показаниям нейтрон-нейтронного метода — по
изменению плотности тепловых нейтронов (см. рис. 109); 3) по
показаниям импульсного нейтрон-нейтронного метода (см.
рис. 117); 4) по показаниям импульсного нейтронного гамма-
метода; 5) по данным метода наведенной радиоактивности (см.
рис. 163).
По положению ВНК и ГВК устанавливают контуры нефте-
носности и газоносности.
Выделение продуктивных пластов,
обводненных нагнетаемыми водами
На определенной стадии разработки нефтяных и газовых
месторождений пласты начинают обводняться нагнетаемыми
водами. Поступление в скважину воды свидетельствует о под-
ходе фронта закачиваемой воды либо о прорыве нагнетаемой
воды. Обводнение продуктивного пласта минерализованной во-,
дой сравнительно легко установить в иеобсаженных скважинах
с помощью метода кажущегося сопротивления и индукцион-
ного метода по заметному снижению удельного сопротивления
пласта в интервале поступления вод, а в обсаженных скважи-
нах— по данным радиоактивных методов — НГМ, ННМ-Т.
В процессе выработки залежи, особенно в ее поздней ста-
дии, при замещении нефти или газа в пласте пресной водой
348
различить по величине электрического сопротивления пласты
нефтегазоносные и обводненные невозможно. Наблюдается
даже возрастание рп при промывке продуктивного пласта прес-
ной водой, но этот критерий ненадежный.
Наиболее уверенно в необсаженных скважинах можно выде-
лить обводненные пресной водой пласты по данным метода по-
тенциалов собственной поляризации пород. Если пласт обвод-
нился в кровле, то наблюдается смещение линии глин кривой
£/сп против покрывающих пород влево (рис. 164,а), в случае
обводнения подошвы пласта — линия глин кривой Ucn против
покрывающих глин смещается вправо (рис. 164,6), при обвод-
нении пласта по всей его мощности отмечается общее умень-
шение амплитуды А1/сп (рис. 164,в). Изменение формы кри-
вой UСТ1 против обводненных пресной водой продуктивных
пластов объясняется резким изменением соотношения минера-
лизации жидкостей, содержащихся в системе пласт—скважина.
В необсаженных скважинах для выделения обводненных
пластов и интервалов их обводнения пресными водами эффек-
тивны диэлектрические методы (ДИМ и ВДМ). Обводненные
участки пласта отмечаются более высокими значениями ди-
электрической проницаемости по сравнению с нефтенасыщен-
ными. Например, диэлектрическая проницаемость е нефтенасы-
щенных песчаников составляет 5—13 отн. ед., а песчаников,
обводненных пресной водой, более 15 отн. ед. (рис. 165).
Эффективны при выделении обводненных пластов и интер-
валов обводнения в необсаженных скважинах данные низкоча-
стотного широкополосного акустического метода (НШАМ)
(см. § 67). Этот метод можно применять и в обсаженных сква-
жинах, но при условии хорошего сцепления цемента с породой
и колонной (рис. 166).
В обсаженных металлическими колоннами скважинах ос-
новными методами контроля положения ВНК и его перемеще-
ния являются нейтронные методы — НГМ, ННМ-Т и ИННМ,-Т.
Различие показаний этих методов в нефтеносной и обводненной
частях пласта вызвано неодинаковым объемным содержанием
хлора в этих частях, т. е. минерализацией остаточной и нагне-
таемой воды и пористостью пласта. В случае обводнения пла-
стов пресными водами при низкой минерализации пластовых,
вод (Сц= 15-И00 г/л) наиболее эффективны повторные изме-
рения ИННМ-Т в неперфорированных скважинах (рис. 167).
По данным ИННМ-Т можно установить положение ВНК-
Контроль обводнения пластов в процессе их разработки воз-
можен по данным радиогсохимического эффекта. В процессе
разработки нефтяных залежей в передней части фронта вытес-
нения возникает поле аномально высоких концентраций радия
и продуктов его распада — радиогеохимический эффект. Под-
ход нагнетаемых вод с высокой концентрацией радиоактивных
элементов к нефтяным скважинам и адсорбция радиоактивных
солей поверхностью цементного камня сопровождаются ано-
349
Рис. 164. Выделение обводненных пластов пресными водами по данным ме-
тода потенциалов СП.
Обводнение пласта: а —в кровле; б —в подошве; в — по всей мощности. 1 — нефтенос-
ный песчаник; 2 — обводненный песчаник; 5 — глина; 4 — кривые СП при отсутствии
обводнения пласта
Рис. 165. Выделение обвод-
ненных пресной водой про-
дуктивных пластов по комп-
лексу методов ГИС (а) и ре-
зультаты анализа проб газа
и интерпретации данных по
скв. 13 100 (б) (Самотлор-
ское месторождение).
1 — условная нулевая линия глин
по СП; 2 — глина; 3 — алевролит;
4 — известковистый песчаник; 5 —
нефтеносный песчаник; 6 ~ нефте-
водоносный песчаник; 7 — водонос-
ный песчаник; 3 — места отбора
проб пластовых флюидов. На
рис. б кривые 1—6 характеризуют
содержание газа в пластах, от-
меченных цифрами в кружочках
Рис. 166. Определение характера насыщения пласта АВ4-5 в закрепленной
скважине широкополосным акустическим методом.
1 — глина; 2 — алевролит; 3 ~ нефтеносный песчаник; 4 — обводненный нефтеносный
песчаник; 5 — водоносный песчаник
Рис. 167. Выделение пластов, обводняющихся пресными водами, по данным
повторных измерений ИННМ-Т в неперфорированном пласте.
/ — нефть; 2 — пресная вода; 3 — минерализованная вода
мальным повышением естественной радиоактивности в обвод-
ненной части пласта. Для определения обводняющихся интер-
валов измеряется интенсивность естественной радиоактивности
до и в процессе обводнения. Естественная радиоактивность об-
водненной части пласта аномально возрастает, а гамма-актив-
ность нефтеносной его части остается неизменной.
351
Рис. 168. Пример определения интервалов обводнения по величине радио-
геохимического эффекта, профиля отдачи и типа флюида в скважине по
комплексу методов ГИС.
I, // — кривые ГМ, зарегистрированные до и после обводнения, / — глина; 2—песча-
ник; 3 — алевролит; 4 — нефть; 5 — вода; 6 — нефть с водой
Радиогеохимический эффект проявляется в скважинах при
вытеснении нефти водой любой минерализации. Он считается
установившимся, если естественная радиоактивность, обуслов-
ленная этим эффектом, на 10 %, выше интенсивности естествен-
ного гамма-поля (рис. 168).
Достаточно высокую эффективность при выделении обвод-
няющихся пластов нагнетаемыми водами показали методы тер-
мометрии. В связи с различием температур нагнетаемых и пла-
стовых вод процесс вытеснения нефти водой сопровождается
изменением температуры пласта. Обычно температура нагне-
таемых вод ниже пластовой, поэтому обводненный пласт выде-
ляется по отрицательным температурным аномалиям при срав-
нении термограммы с геотермой (рис. 169). В интервале появ-
ления отрицательной температурной аномалии на термограмме
выделяется точка минимальной температуры и определяется ее
отклонение Д£ от геотермы Г. Точки пересечения линии, прове-
денной на расстоянии Д//2 параллельно геотерме, с термограм-
мой определяют интервал прохождения температурного фронта
нагнетаемых вод. Обводнение пласта в интервале прохождения
температурного фронта устанавливается по положению точки
минимальной температуры.
Весьма перспективен метод высокочувствительной термомет-
рии при выделении газоносных, нефтеносных и водоносных ин-
тервалов в эксплуатационных действующих и остановленных
скважинах с использованием дроссельного эффекта (эффект
352
Джоуля — Томсона). В этом случае изменение температуры
определяется выражением = где Др=рпл—рз— депрес-
сия на пласт (рпл, рз — соответственно пластовое и забойное
давления); st — коэффициент Джоуля — Томсона, который вы-
числяется по формуле 8t = (f— Q/(p3—Рз) на основании из-
мерений температур на забое и давлений на двух режимах ра-
боты пласта. Определение характера насыщения пород осно-
вано на существенно различающихся значениях 8/ пластовых
флю.идов; для воды st = 0,0235’ 10-5, для нефти (0,01—0,06) 10~5,
для газа [—0,25—(—0,4)] • 10~5 °С/Па. Расчеты показывают, что
при депрессии на пласт 2 МПа изменение температуры за счет
дроссельного эффекта на контакте нефть — газ должно состав-
лять от 5,8 до 9,2 °C, на разделе вода — нефть — от 0,33 до
0,73 °C и на границе вода — газ — от 5,47 до 8,47 °C.
Метод высокочувствительной термометрии позволяет выде-
лять нефтеносные и водоносные пласты в остановленных сква-
жинах за счет формирования температурных аномалий в ра-
ботающих пластах до остановки скважин. По положительным
температурным аномалиям относительно кривой геотермиче-
ского градиента могут быть выявлены нефтеносные интервалы,
по отрицательным аномалиям — водоносные интервалы (рис.
169, 170). Для получения максимального температурного эф-
фекта против нефтеносных пластов необходимо проводить ис-
следования высокочувствительной термометрией не более чем
через 2—3 сут после остановки скважины.
Рис. 169. Выделение обводненного
участка пласта по данным термо-
метрии.
1 — обводненный нефтеносный песчаник;
2—глина; 3 — нефтеносный песчаник, h —
часть пласта, обводненная нагнетаемой
водой
Рис. 170. Выделение нефтеносных
пластов в закрепленных скважи-
нах методом высокочувствительной
термометрии.
/ — нефтеносный песчаник; 2 — глина, а—
е — точки отбивки границ пластов
12 Заказ № 1956
353
При высокочувствительной термометрии используются тер-
мометры чувствительностью 0,02 °C.
Для выделения обводненных пластов и их интервалов можно
также использовать следующие материалы: 1) данные метода
изотопов (см. § 50); 2) результаты исследований методом
ИНГМ. в различное время измененной минерализованным рас-
твором прискважинной зоны пласта (см. § 59); 3) данные ме-
тода наведенной активности кислорода (см. § 60); 4) данные
опробователей пластов на кабеле (см. рис. 165).
Определение текущей и остаточной
нефтегазонасыщенности пластов
Под текущей нефтегазонасыщенностью пласта следует по-
нимать количество нефти или газа в породе на определенное
время разработки месторождения. Она оценивается коэффици-
ентом текущего нефтегазонасыщения ^НГ. т Унг. т/Vn, представ-
ляющим собой отношение текущего объема нефти или газа
к объему пор коллектора.
Рис. 171. Пример определения коэффициента текущего нефтенасыщения
бпг т обводненных пластов (Самотлорское месторождение, пласт БВз, скв.
10391).
I — условная нулевая линия глин; 2 — обводненные продуктивные пласты
354
Остаточная нефтегазонасыщенность — это то количество
нефти и газа, которое остается в пласте на момент окончания
выработки залежи. Коэффициент остаточного иефтегазонасы-
щения ^нг. о= Кнг. о/Кп, где Унг. о — объем оставшихся нефти или
газа.
По данным коэффициентов начального 6Н. нач и остаточного
feH. о нефтенасыщения устанавливается коэффициент конечного
вытеснения нефти
Рв= 1 &н.о'^н.нач-
При вытеснении нефти и газа из пласта водой, близкой по
минерализации к пластовой, коэффициент £нг. т в открытом
стволе скважины определяется по данным методов сопротивле-
ния известной методикой [27]. Определение km. т значительно
усложняется при нагнетании в пласт пресных вод. В этом слу-
чае необходимо знать удельное сопротивление смеси пластовой
воды с нагнетаемой рсм, которое можно оценить по данным ме-
тода потенциалов СП. Пример определения km. т показан на
рис. 171.
’Для определения коэффициента текущего нефтенасыщения
kn. т в обсаженных скважинах разработана методика на основе
данных импульсно-нейтронных методов (ИННМ-Т, ИНГМ) при
минерализации пластовых вод не менее 150 г/л [16].
Коэффициент текущего газонасыщения находится по дан-
ным НГМ или ННМ-Т.
§ 80. ИЗУЧЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТОВ
К эксплуатационным характеристикам пласта относятся:
1) мощность отдающих (поглощающих) интервалов; 2) про-
филь притока (приемистости); 3) пластовое давление.
Определение мощности отдающих и поглощающих интерва-
лов и построение профиля притока и приемистости произво-
дятся по данным комплекса методов, к которым относятся ме-
ханическая и термокондуктивная расходометрия, высокочувст-
вительная термометрия и метод изотопов. В сложных случаях
для более уверенного решения задачи могут быть привлечены
данные методов определения состава флюидов в скважине и
результаты исследования скважин радиоактивными методами.
Расходометрия скважин
Объемы жидкости или газа, циркулирующие в стволе сква-
жины, фиксируются глубинными расходомерами. Расходомеры,
предназначенные для исследования жидкости в нагнетательных
скважинах, имеют больший диаметр, чем расходомеры, исполь-
зуемые в эксплуатационных скважинах.
Расходомеры делятся на механические и термокон-
д у к т и в н ы е, по способу регистрации — на автономные
12*
355
(регистрация сигналов внутри прибора) и дистанционные
(сигналы для регистрации передаются по линии связи на по-
верхность), по условиям измерений — на пакерные и бес-
пакерные. В механических дистанционных расходомерах
обычно используются преобразователи скорости вращения тур-
бинки в электрические сигналы. В приборах с автономной ре-
гистрацией используются как турбинные, так и поплавково-
пружинные датчики. Работа термокондуктивных расходомеров
основана на определении количества тепла, отдаваемого не-
прерывно нагреваемым телом, которое помещено в поток жид-
кости или газа. По количеству отдаваемого тепла судят о ли-
нейной скорости потока, которая связана с объемным расходом
жидкости.
Пакеры предназначены для направления измеряемого по-
тока жидкости или газа через калиброванное сечение прибора.
Пакерирующее устройство состоит из собственного пакера и
силового привода для раскрытия и закрытия пакера. Приме-
няются пакеры следующих типов: 1) гидравлические, раскры-
ваемые с помощью насосов; 2) механические, раскрываемые
с помощью двигателей и реле; 3) манжетные, неуправляемые.
Разные типы пакеров обеспечивают полное или неполное пере-
крытие ствола скважины, поэтому через калиброванный канал
прибора проходит либо весь поток, либо часть его.
Отношение расхода жидкости, протекающей через прибор,
ко всему расходу Q называется коэффициентом пере-
крытия или пакеровки: k— (Q—Qi)/Q, где Qi—расход
жидкости, проходящей между пакером и стенкой скважины.
Если весь поток флюида проходит через калиброванный ка-
нал прибора, то 6=1 (Qi = 0), если мимо прибора (Q = Qi), то
k = 0.
Наиболее распространены приборы с механическими паке-
рами, многократно раскрывающимися и закрывающимися по
команде с поверхности.
Типы механических турбинных расходомеров различаются
в основном конструкцией пакерирующего устройства.
Механический расходомер представляет собой тахометриче-
ский преобразователь скорости потока жидкости или газа. Чув-
ствительным элементом служит турбинка, вращающаяся набе-
гающим потоком того или иного флюида. Частота вращения
турбинки преобразуется в электрические сигналы с помощью
магнитного прерывателя тока (рис. 172). На роторе турбинки
укреплены кольцевой магнит 3, взаимодействующий с магнит-
ной стрелкой 2,_ которая колеблется вокруг оси 6. Один оборот
кольцевого магнита вызывает одно полное колебание стрелки
между упором 1 и неподвижным контактом 5, в результате чего
замыкается и размыкается токовая цепь. Для увеличения вре-
мени, в течение которого электрическая цепь замкнута, служит
дополнительный магнит 4. При замыкании цепи в линию связи
поступит электрический импульс тока. Частота вращения тур-
356
Рис. 172. Схема магнитного прерывателя тока механического глубинного
расходомера при замкнутой (а) и разомкнутой (б) цепях
бинки пропорциональна величине измеряемого дебита жидкости
или газа. Следовательно, чем выше дебит, тем больше импуль-
сов в единицу времени поступит в измерительный канал. Кон-
тактный магнитный прерыватель тока обеспечивает стабильную
работу прибора при частоте вращения турбинки до 3000 об/мин.
Частота импульсов, поступающих по линии связи на поверх-
ность, преобразуется блоком частотомера в пропорциональную
ей величину напряжения, которая фиксируется регистрирую-
щим прибором.
Применяются глубинные расходомеры РГТ-1М, РН-26,
РГД-5 и др. Принцип работы этих приборов одинаков, а разли-
чаются они конструкциями пакерирующих устройств и спосо-
бами их управления (рис. 173).
Методика проведения исследований скважин механическими
расходомерами заключается в следующем. Прибор опускается
в скважину до кровли верхнего перфорированного пласта и при
открытом пакере или центраторе производятся периодические
отсчеты по счетчику-нумератору и запись показаний на фото-
бумагу в течение 5—10 мин. При этом регистрируются показа-
ния калибратора, нулевые линии и показания суммарного де-
бита. Затем при закрытом пакере прибор опускается на забой.
При подъеме прибора с прикрытым пакером со скоростью 60—
80 м/ч записывается непрерывная диаграмма до воронки насос-^
но-компрессорной трубы (НКТ) в масштабе глубин 1 :200. По
данным полученной непрерывной дебитограммы намечают по-
ложения точечных измерений дебита. На участках кривой с рез-
кими изменениями дебита расстояние между точками наблюде-
ния должно составлять 0,4 м, на участках с малыми йзмене-
357
ниями дебита 1—2 м. Измерения на точках выполняют с пол-
ностью открытым пакером в течение 1 мин и не менее 3 раз.
Полученные показания суммируются, усредняются и приво-
дятся к единице времени. При перемещении прибора на другую
точку пакер прикрывают.
Расходограмма представляет собой зависимость показаний
расходомера в импульсах в минуту от глубины. На расходо-
граммах, записанных с помощью механических расходомеров,
работающие и принимающие интервалы выделяются по увели-
чению числа импульсов, прямо пропорционального скорости по-
тока жидкости (рис. 174).
Механические расходомеры позволяют: 1) определять об-
щий расход жидкости по пластам; 2) получать профиль при-
тока и приемистости жидкости по мощности перфорированного
пласта в эксплуатационных и нагнетательных скважинах;
3) контролировать техническое состояние скважин; 4) опреде-
лять перетоки между перфорированными пластами после оста-
новки скважины.
Преимущество
механических расходомеров — малая чув-
ствительность к со-
ставу протекающего
флюида, а недоста-
ток — непригодность
для изучения неболь-
ших притоков и пото-
ков загрязненных жид-
костей.
Термокондуктивные
расходомеры работа-
ют по принципу тер-
моанемометра. В по-
ток скважинной жид-
кости помещается
спираль, нагреваемая
постоянным стабилизи-
рованным током до
температуры, превы-
шающей температуру
/з
Рис. 173. Схемы механиче-
ских расходомеров с паке-
ром (а) и без пакера (б).
1 — кабель; 2 — корпус; 3 — хо-
довой винт; 4 — траверса; 5 —
подвижная труба; 6 — магнит-
ный прерыватель; 7 — постоян-
ный магнит; 8, 11 — окна; 9 —
турбинка; 10 — пакер; /2 —ка-
бельная головка; 13 — направ-
ляющие фонари; 14 — насадка;
15, 16 — струевыпрямители;
17 — магнитная муфта
358
4
Рис. 174. Выделение работающих интервалов пласта и определение типа
флюидов по данным механического и термокондуктивного расходомеров и
высокочувствительной термометрии.
/ — кривая, замеренная термокондуктивным расходомером типа СТД; // — то же, ме-
ханическим расходомером типа РГД; III, IV — термограммы, полученные в работаю-
щей и остановленной скважине соответственно. / — нефть; 2 — нефть с водой; 3 — во-
да; 4 — интервал перфорации
окружающей среды. Эта же спираль-термосопротивление явля-
ется датчиком расходомера. Набегающий поток жидкости или
газа охлаждает спираль и тем самым изменяет ее активное со-
противление. Температура датчика колеблется в зависимости
от скорости движения охлаждающей жидкости. Фиксируя из-
менение сопротивления термодатчика, получают кривую термо-
кондуктивной расходометрии. Величина теплоотдачи термосо-
противления зависит также от тепловых характеристик среды,
силы тока, диаметров скважины и колонны. В скважине с по-
стоянным диаметром и однородной средой на теплоотдачу тер-
мосопротивления влияет только средняя линейная скорость по-
тока, что позволяет измерить его скорость и построить профиль
притока или поглощения флюида.
Наиболее широкое применение получили скважинные тер-
моэлектрические расходомеры СТД-2 и СТИ-4 (рис. 175).
В этих приборах изменение активного сопротивления датчика
измеряется по мостовой схеме (см. рис. 121). Приборы типа
СТД и СТИ могут работать также в режиме термометра для
измерения абсолютной температуры. В этом случае в электри-
ческую схему прибора включается дополнительное сопротивле-
ние, которое создает на чувствительном скважинном плече
моста силу тока 10—12 мА, поэтому термодатчик не разогре-
вается. При работе прибора в режиме расходомера это допол-
нительное сопротивление из токовой цепи выключается и сила
тока при этом становится равной 120—150 мА. Питается при-
бор от источников УИП-1 или УИП-2.
Приборы СТД-2 и СТИ-4 рассчитаны на работу с одножиль-
ным бронированным кабелем КГ1-24-180 длиной до 3000 м
в комплекте со стандартными автоматическими станциями. При-
бор СТД-2 позволяет определять дебиты нефти, воды или двух-
фазных смесей в диапазоне от 1—3 до 300 м3/сут и дебитов газа
от 2« 103 до 10е м3/сут. Скорость записи кривой в режиме рас-
359
77777777777/
LI,ж к
7/77777777/,
^--ОК
Рис. 175. Электрическая
схема скважинного рас-
ходомера типа СТД
д
ходомера до 100 м/ч, в режиме термо-
метра— до 500 м/ч. Стабильность ра-
боты приборов в режиме расходомера
обеспечивается при температуре окру-
—_ жающей среды до 80 °C, в режиме
термометра — до 120 °C при давлении
в обоих случаях до 40 МПа.
Термокондуктивные расходомеры
обладают более высокой, чем механи-
ческие, чувствительностью, не вносят
гидродинамических сопротивлений в
поток жидкости, имеют высокую про-
ходимость в скважинах благодаря от-
сутствию пакера, не подвержены влия-
нию загрязняющих механических при-
месей и надежны в работе. Однако
показания термокондуктивных расхо-
домеров существенно зависят от со-
става смеси, протекающей по стволу
скважины, поэтому терморасходо-
граммы могут быть использованы для
количественной интерпретации только
при потоках однофазного флюида.
Измерения приборами типов СТД
и СТИ проводятся непрерывно или
в отдельных точках. При работе по точкам показания отсчиты-
ваются через 5 мин после включения тока питания датчика.
Непрерывная запись выполняется при неравновесном режиме
работы мостовой схемы, в результате чего получают кривую
изменения приращения температуры датчика с глубиной — рас-
ходограмму (см. рис. 174).
На терморасходограмме наблюдается ряд характерных ин-
тервалов (рис. 176): 1) участок эксплуатационной колонны
выше работающих пластов с показаниями Д/ж, соответствую-
щими суммарному дебиту скважины; 2) участок эксплуатаци-
онной колонны ниже работающих пластов в неподвижной среде
с показаниями в нефти Д/он и в воде Д/ов; в остановленной сква-
жине четко отмечается раздел нефть — вода по резкому возра-
станию приращений М при пересечении прибором контакта
воды с нефтью; 3) участок установившегося потока в интер-
вале работающих пластов с показаниями Д^у; 4) участок в подъ-
емной колонне, отмечающийся снижением показаний Д/п. к за
счет возрастания линейной скорости движения флюида.
Интервалы притока и поглощения флюидов на кривой тер-
морасходометрии выделяются снижением показаний Д/ от по-
дошвы к кровле интервала работающего пласта (см. рис. 174,
177).
360
Рис. 176. Пример выделения работающих интервалов в обсаженной сква-
жине по кривой расходомера типа СТД.
1 — работающие участки пласта; 2 — неработающие участки пласта; 3 — профиль при-
тока флюида; 4 — вода; 5 — нефть
/
Рис. 177. Определение профиля притока и типа флюидов по комплексу ме-
тодов ГИС.
/ — глина; 2 — песчаник; 3 — алевролит; 4 — нефть; 5 — вода; 6 — нефть с водой
Определение отдающих и поглощающих интервалов пласта
и получение их профиля притока или приемистости
По результатам измерений механическими и термокондук-
тивными расходомерами, а также по данным метода высоко-
чувствительной термометрии и метода изотопов можно опреде-
лить отдающие и поглощающие интервалы пласта и получить
профили притока (дебита) и приемистости жидкостей или газа
по мощности работающего пласта. Профилем притока
или приемистости пласта называется график зависимости
количества жидкостей и газа, поступающих из единицы его
мощности, или количества воды, нагнетаемой в пласт, от глу-
бины залегания работающего интервала.
Для получения профилей притока и приемистости методом
изотопов активированная жидкость закачивается в перфори-
рованный пласт и путем продавки несколько оттесняется от
ствола скважины. Затем скважина переводится на излив, и из-
меряется радиоактивность выходящей жидкости. В качестве
радиоактивных индикаторов используются изотопы железа-59
и циркония-95. Оба они в значительной мере адсорбируются
горными породами, что позволяет выявить места притока и по-
глощения жидкости пластом, проверить техническое состояние
обсадных колонн и герметичность цементного кольца. Активи-
рованная жидкость приготавливается и вводится с помощью
скважинного инжектора, который спарен с малогабаритным
прибором для записи кривых ГМ.
Кривая ГМ, полученная после закачки изотопов, сравни-
вается с кривой ГМ, зарегистрированной до введения активи-
рованной жидкости в пласт. Интервалы приемистости и при-
тока отмечаются на кривой ГМ, зарегистрированной после за-
качки изотопов, повышенными показаниями (рис. 178).
Для получения профиля притока методом изотопов в экс-
плуатационной скважине в нее следует закачивать нефть, ме-
ченную радиоактивными изотопами.
Определение профиля притока и приемистости по данным
метода высокочувствительной термометрии основано па дрос-
сельном и калориметрическом эффектах. На рис. 174 приведен
пример выделения интервалов пласта, отдающих нефть и воду,
с помощью высокочувствительной термометрии с использова-
нием дроссельного эффекта. Скважина давала нефть с водой
(30%) на поверхности. Пласт перфорирован в интервале
2098—2109 м. С целью выявления мест притока нефти и воды
выполнено два замера термометром: в работающей скважине
и во время остановки ее на 4 ч. На термограмме, зарегистри-
рованной в работающей скважине, проявляются как дроссель-
ный, так и калориметрический эффекты. В остановленной
скважине калориметрический эффект через некоторое время ис-
чезает, поэтому на кривой термометрии выявляются интервалы
2098—2103 и 2105,5—2108 м, связанные с проявлением дрос-
362
I
I
Рис. 178. Определение места притока и поглощения жидкости по данным
метода изотопов.
Л //-—кривые ГМ до и после закачки изотопов, / — известняк; 2 — водоносный пес-
чаник; 3~ глина; 4 — интервал поглощения жидкости
селы-юго эффекта. Аномалия против верхнего интервала зна-
чительно больше, чем против нижнего. Как следует из приве-
денных выше данных, величина дроссельного эффекта для
нефти почти в 2 раза больше, чем для воды,— нижний интер-
вал дает воду, а верхний — нефть.
Для более точной интерпретации расходограмм необходимо
иметь сведения о типе флюида в исследуемом интервале сква-
жины, полученные, например, резистивиметром, влагомером,
плотностемером, а также о дебите и составе жидкости, полу-
ченные путем замера на устье скважины.
Определение давления в пластах
Давление в пластах эксплуатационной скважины опреде-
ляют по данным комплексных исследований расходомером и
забойным манометром на разных режимах работы скважины,
так называемым методом установившихся отборов. Сущность
этого метода состоит в том, что изменяется режим работы пла-
стов путем смены штуцера, приводящей к изменению давления
на забое и, следовательно, депрессии на пласт; измеряется
363
pv МПа,
Рис. 179. Индикаторные
диаграммы, полученные
при исследовании много-
пластового объекта.
/—III — индикаторные диа-
граммы для трех отдельных
пластов; IV — суммарная ин-
дикаторная диаграмма. Пла-
стовые давления по пластам:
Pj —15,8 МПа; р 15,6 МПа;
pj ц = 16,9 МПа. Суммарное
давление pjy =16,2 МПа
забойное давление р3 в действующей
скважине после установившегося ре-
жима работы и одновременно опре-
деляются профили притока или прие-
мистости. По результатам измерений
устроятся графики зависимости рас-
хода Q для каждого пласта из забой-
ного давления р3 — индикаторные
диаграммы Q==f(p3), с помощью ко-
торых путем экстраполяции прямых
до нулевого дебита определяют пла-
стовые давления для каждого пла-
ста (рис. 179).
Для определения давления отдель-
ный пластов используется преобра-
зователь давления ПДС-1, рассчи-
танный на работу с одножильным
бронированным кабелем длиной до
5000 м и позволяющий измерять ста-
тическое давление от 4 до 20 МПа и
дифференциальное от 0 до 2,5 МПа.
§ 81. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВА ФЛЮИДОВ
В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ
Сведения о составе жидкостей и газа, поступающих в сква-
жину, необходимы для более точной интерпретации данных
расходометрии, а в конечном итоге — для повышения эффек-
тивности разработки месторождений нефти и газа.
Физические свойства жидкостей (нефти, воды) и газа
(электрическое удельное сопротивление, диэлектрическая про-
ницаемость, плотность), находящихся в стволах эксплуатацион-
ных действующих и остановленных скважин, различны. В ос-
нову каждого геофизического метода для определения состава
флюида в стволе скважины положена та или иная физическая
характеристика. Состав флюидов может быть установлен с по-
мощью электрических методов, радиометрии и термометрии.
Наиболее широкое распространение получили электрические
методы, включающие резистивиметрию и влагометрию, и ядер-
ные методы, включающие плотностеметрию.
Резистивиметрия позволяет по величие электрического
удельного сопротивления различать в стволе скважины нефть,
воду, газ и их смеси. Смеси бывают гидрофильные (нефть
присутствует в воде в виде капель) и гидрофобные (в нефти
в виде капель содержится вода). Гидрофильная смесь характе-
ризуется весьма низким электрическим сопротивлением, близ-
ким к сопротивлению чистой воды, • гидрофобная — весьма вы-
соким электрическим сопротивлением, близким к сопротивле-
нию нефти.
364
Рис. 180. Схема датчика индук-
ционного резистивиметра.
1 — экран; 2, 3 — измерительная и
генераторная катушки; 4 — изоляци-
онное покрытие; 5 — жидкость; 6 —
скважина; 7 — вихревые токи
Для получения кривой удель-
ного электрического сопротив-
ления флюида по стволу сква-
жины используются разистиви-
метры двух типов — индукцион-
ный и одноэлектродный на по-
стоянном токе. Индукционный
резистивиметр представляет со-
бой две тороидальные катушки,
одна из которых является гене-
раторной и возбуждает в иссле-
дуемой среде вихревые токи
частотой 100 кГц, а другая —
измерительная. Вихревые токи
циркулируют в вертикальных
плоскостях, пронизывающих вну-
тренний и внешний объемы жидкости, омывающей датчик (рис.
180). Величина э. д. с., регистрируемая измерительной катуш-
кой, пропорциональна электропроводности жидкости. Индук-
ционный резистивиметр позволяет измерять электропровод-
ность жидкости от 0,1 до 30 См/м, с погрешностью не более
5 %. Максимальная рабочая температура 100 °C, давление
30 МПа, диаметр прибора 36 мм, длина 1270 мм.
Одноэлектродный резистивиметр работает по принципу то-
кового метода и используется лишь для качественного опре-
деления изменения сопротивления смеси в скважине. Граница
перехода от воды к нефти или от гидрофильной смеси к гидро-
фобной отмечается на кривой резистивиметрии резким скачком
величины сопротивления (рис. 181).
Влагометрия дает возможность определять состав
флюидов в стволе скважины по величине их диэлектрической
проницаемости. Известно, что диэлектрическая проницаемость
воды изменяется от 50 до 80 отн. ед., нефти — от 2 до 4 ед.
Повышение содержания воды в нефти и газе существенно по-
вышает диэлектрическую проницаемость смесей.
Диэлектрическая проницаемость флюидов измеряется сква-
жинными приборами — диэлектрическими влагомерами. Ди-
электрический влагомер представляет собой измерительный
RC-генератор, в колебательный контур которого включен из-
мерительный проточный конденсатор. Между обкладками кон-
денсатора протекает водонефтяная или водогазовая смесь. Су-
ществуют пакерные и беспакерные влагомеры (рис. 182, а, б).
Для измерения диэлектрической проницаемости флюидов ис-
пользуется скважинный расходомер-влагомер «Кобра-ЗбРВ»,
имеющий пакер, диаметр которого в раскрытом состоянии
155 мм, и позволяющий устанавливать содержание воды
в нефти от 0 до 60 %.
Перед измерениями влагомер градуируют, строя эталони-
ровочный график зависимости частоты f сигнала от процент-
365
1140
1180
1220
Термор асхо - дометрия Индукционная Влага-
КС СП Термометрия рези- стивиметрия метрия
- 237 241 Ом *
Ом-м
5 15 66 66,2 °C 2- 6 См/м В 1S кГц
10мЪ / V 1 \ 1 1 \ X131Z41 Ом k \ 1
\
. < 7
1
J \ Е «СЛ
\
/ 1
* > \
* ( \
<
5- 1 )
f-Y*
/
Платносте-
метрия
2100 450Ouwi/Hm
3
Рис. 181. Определение интервалов поступления воды и нефти в скважину
по комплексу геофизических методов (Южный Мангышлак, месторождение
Узень, скв. 1523).
1 — нефть; 2— вода с нефтью; 3 — интервал перфорации
Рис. 182. Конструкция пакерного (а) и беспакерного (б) влагомеров и эта-
лонировочный график прибора (в).
1 — измерительный преобразователь; 2 — центральная обкладка датчика; 3 — наружная
обкладка датчика; 4— пакер; 5 — обсадная колонна
ного содержания воды в нефти (рис. 182, в). На влагограмме
можно установить границу нефти и воды или их смесей по
уменьшению показаний при переходе от водоносной зоны
к нефтеносной (см. рис. 168). Данные влагометрии позволяют
определить процентное содержание воды и нефти в смеси с точ-
ностью до ± 10 %.
Запись влагограммы производится при подъеме прибора
со скоростью от 100 до 500 м/ч. Масштаб записи выбирается
равным 0,5—1,0 кГц/см.
Плотностеметрия основана на изучении плотности
жидкостей в стволе скважины с помощью гамма-гамма-метода
в его селективной модификации по поглощению гамма-квантов.
Определение плотности жидкости базируется на зависимости
интенсивности рассеянного гамма-излучения от эффективного
атомного номера изучаемой среды, состоящей из различных
химических элементов. При ограничении энергии изучения
сверху величиной 1 МэВ, а снизу — величиной, при которой
комптон-эффект в среде на два порядка больше фотоэффекта,
результаты измерений гамма-гамма-методом отражают плот-
ностную характеристику среды.
Разработаны два способа определения плотности жидкости:
по изменению интенсивности гамма-излучения после прохожде-
ния гамма-квантов через слой жидкости, находящейся между
источником и детектором гамма-излучения,— ГГП-П и по рас-
сеянию гамма-квантов окружающей прибор жидкостью —
ГГП-Р.
Модификация ГГП-П по-
зволяет изучать плотность
смеси между источником и де-
тектором (рис. 183, а), а с по-
мощью ГГП-Р получают сред-
нюю плотность смеси по всему
сечению колонны (рис. 183, б).
Зонд прибора ГГП-П со-
держит источник гамма-излу-
чения и расположенный от
него на расстоянии 0,3—0,4 м
индикатор гамма-лучей, про-
шедших через слой исследуе-
мой жидкости (см. рис. 183, а).
Зонд помещен в свинцовые эк-
раны с коллимационными от-
верстиями, находящимися на
одной оси и направленными
навстречу друг другу. Про-
странство между коллимаци-
онными отверстиями свободно
промывается исследуемой
жидкостью.
Рис. 183. Конструкция плотносте-
меров ГГП-П (а), ГГП-Р (б) и их
эталоиировочный график (в).
1 — датчик; 2 — экран датчика; 3 — фо-
нарь; 4 — счетчик гамма-квантов; 5 —
экран источника; 6 ~ коллиматор.
— интенсивности рассеянного гам-
ма-излучения в исследуемой жидкости
и в воде, 6 см — плотность смеси нефти,
воды и газа; стрелками показано на-
правление распространения гамма-кван-
тов
367
Интенсивность источника выбрана такой, чтобы свести к ми-
нимуму влияние стенок скважины. В качестве источника мяг-
кого гамма-излучения применяется тулий-170 с энергией
341,6* 10-16 Дж. Скорость записи кривой прибором ГГП-П
составляет 5—100 м/ч.
Значения интенсивности рассеянного гамма-излучения, за-
регистрированные . плотностемером, с помощью эталонировоч-
ных графиков переводятся в значения плотности бСм (см.
рис. 183,в). Между интенсивностью гамма-излучения и плот-
ностью изучаемой среды существует обратная связь. Следова-
тельно, на кривых плотностеграммы переход от воды к нефти
отмечается повышением интенсивности рассеянного гамма-из-
лучения (см. рис. 177).
§ 82. ИЗУЧЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
В процессе работы эксплуатационных и нагнетательных
скважин могут возникнуть дефекты в их первоначальных кон-
струкциях из-за коррозии стальной колонны, разрушения це-
ментного камня, нарушения сцепления цементного камня с по-
родой или колонной под воздействием агрессивных пластовых
и закачиваемых флюидов. В результате может нарушиться
герметичность колонны и цементного кольца в затрубном про-
странстве, и в скважину будет поступать посторонняя жид-
кость. В этом случае геофизическими методами необходимо
определить место притока (поглощения) жидкости, установить
интервалы затрубной циркуляции жидкости, выявить источники
обводнения продуктивных пластов. Своевременное обнаружение
дефектов в конструкции скважины позволит провести ремонтно-
изоляционные работы и получить необходимую продукцию из
пластов.
Техническое состояние эксплуатационных и нагнетательных
скважин изучается периодически на протяжении всего времени
их использования при разработке месторождений. Состояние
цементного кольца определяется методами акустической и гам-
ма-гамма-цементометрии. Наличие затрубной циркуляции в ин-
тервалах нарушения цементного кольца устанавливается мето-
дом термометрии, кислородным методом и методом меченых
атомов.
Определение интервалов затрубной циркуляции флюидов
по данным высокочувствительной термометрии
Признаком затрубной циркуляции флюидов между пластами
является резкое снижение градиента температур на термограм-
мах против вмещающих пород между соседними пластами.
368
За верхнюю границу зоны затрубной циркуляции принимается
подошва верхнего пласта, залегающего в интервале аномаль-
ного поведения термограммы по отношению к геотерме, за
нижнюю — кровля нижнего пласта. Источник перетока и тип
циркулирующего флюида устанавливаются по виду и располо-
жению термограммы относительно геотермы в интервале их
расхождения.
Термограмма может быть расположена выше геотермы,
ниже геотермы и пересекать геотерму. В первом случае источ-
ник поступления флюида определяется по точке А максималь-
ной температуры (рис. 184, I, а, б). Если максимум температуры
находится внизу, то переток флюида происходит из нижнего
пласта в верхний, если вверху — то из верхнего пласта в ниж-
ний. При неопределенном положении точки максимальной тем-
пературы сравниваются давления в пластах или величины деп-
рессии на верхний пласт, которая рассчитывается по формуле
Ap-Afe, где А/ — отклонение от геотермы; 8/ — коэффициент
Джоуля — Томсона для жидкости, насыщающей верхний пласт.
Источником перетока является нижний пласт с высоким дав-
Рис. 184. Определение мест затрубной циркуляции пластовых флюидов по
данным метода высокочувствительной термометрии.
/ — песчаник; 2 — направление движения флюида; 3 — термограмма; 4 — линия, парал-
лельная оси глубин. Г — геотерма
369
лением или с Ар, превышающей реальные различия давлений
верхнего и нижнего пластов (рис. 184, I, в).
Если термограммы расположены ниже геотермы, источник
поступления флюида определяется по точке минимальной тем-
пературы В. Если минимум температуры находится внизу, то
флюид перетекает из нижнего пласта в верхний и нижний
пласт является либо газоносным, либо обводненным нагне-
таемыми водами с температурой ниже пластовой. В случае,
когда минимум температуры находится вверху, флюид пере-
текает из верхнего пласта в нижний (рис. 184, II, а, б). Если
положение минимума неопределенно, источником перетока слу-
жит либо газоносный, либо обводненный закачиваемыми во-
дами пласт. Источник перетока устанавливается по давлению
в пластах (рис. 184, II, в).
Когда термограмма пересекает геотерму, источник поступ-
ления флюида определяется по расположению термограммы
относительно линии, параллельной оси глубин. Если термо-
грамма расположена преимущественно правее этой линии, то
переток флюида происходит из верхнего пласта в нижний, если
левее, то из нижнего пласта в верхний (рис. 184, III, а, б).
В случае, когда в перемычке между пластами градиент темпе-
ратур равен нулю, источник перетока выделяется на основе
анализа характера насыщения пластов (рис. 184, III, в). При
этом учитывается, что вверх перемещаются газ и нагнетаемые
воды с температурой ниже пластовой.
Определение затрубной циркуляции флюидов
по данным кислородного метода
Кислородный метод состоит в активации ядер кислорода
быстрыми нейтронами, излучаемыми генератором нейтронов, и
последующей регистрации жесткого гамма-излучения, возника-
ющего в результате бета-распада изотопа азота 16N (см. § 60).
Полное название метода — кислородно-активационный нейтрон-
ный гамма-метод (КАНГМ).
Глубинность кислородного метода невелика (не более
20 см), что позволяет исследовать состав флюидов в колонне
и затрубном пространстве при минимальном влиянии окружа-
ющих пород. В этом методе используются установки двух ти-
пов — однозоидовая и двухзондовая. Различают прямой
зонд, у которого детектор расположен относительно источ-
ника нейтронов по ходу исследуемой жидкости, и противопо-
ложный ему — обращенный зонд.
Изучаемым параметром метода являются величина »] =
= /кан гм// ингм — отношение скорости счета гамма-излучения
в КАНГМ к скорости счета ИНГМ при максимально возможной
задержке в однозондовом устройстве, и г|=/пр//обр — отноше-
ние скорости счета гамма-излучения прямого зонда к скорости
счета гамма-излучения обращенного зонда. Максимальные зна-
370
1 J
§ 4 КС Гамма-
плотно-
co > * gl Ci -—СП итемет-
i § s A рия
^3 Ом-м имп/мин
4 а 5 ю №00024000
1660
1676
1692
1706
S&SS
КА НГК
—Прямой зонд 50 см Обра- щенный зонд 25 см имп/мин 116 Зй8 A» отн.еЗ. 2 10 18
it ।> I \ 'S < J < 1 ( у ( V < 7 ) t ’ll 1 X 1 1 1 1 1 Xх X——x Г~' X 1 1 X 1 1 X 1 X 1
имп/мин
710 2130 3550
ММА-И
О
Ом
381 38,9
Рис. 185. Выявление затрубной циркуляции воды в действующей скважине
по комплексу геофизических методов (по Я. Н. Басину) (Лениногорская
площадь, скв. 6541).
I — колонна с цементным кольцом; 2 — нефтеносный пласт; 3 — приток нефти; 4 — при-
ток воды; 5 — водоносный песчаник; 6 — глина; 7 — алевролит; 8 — нефтеносный песча-
ник; 9 — известняк. т]о — -^пр^обр в неФ™
5
8
чения относительного параметра г] КАНГМ соответствуют кри-
тическому дебиту воды. Пример выявления затрубной циркуля-
ции воды по кислородному методу в комплексе с другими гео-
физическими методами показан на рис. 185.
Метод меченых атомов применяется в комплексе с другими
методами (рис. 185) и является основным методом выявления
перетоков флюидов после (ремонта скважин.
Глава XIX
ПРОСТРЕЛОЧНЫЕ И ВЗРЫВНЫЕ
РАБОТЫ В СКВАЖИНАХ
Геофизическая служба выполняет также ряд операций, свя-
занных с простреленными и взрывными работами в скважинах,
поскольку выбор объектов для опробования и вскрытие пластов
основаны на данных геофизических исследований, проводимых
с целью изучения разрезов скважин и их технического состоя-
ния. Кроме того, при прострелочно-взрывных работах и при
изучении разрезов скважин геофизическими методами исполь-
зуется одно и то же оборудование.
Прострелочные работы в скважинах предусматривают:
1) перфорацию обсадных колонн и цемента для вскрытия неф-
371
тяных, газовых и водоносных пластов; 2) срезание в скважи-
нах колонн и труб с целью их извлечения; 3) отбор образцов
горных пород в необсаженных скважинах; 4) отбор проб плас-
товых жидкостей и газов опробователями пластов.
Взрывные работы в скважинах проводятся для следующих
целей: 1) повышения продуктивности эксплуатационных сква-
жин или увеличения приемистости нагнетательных скважин;
2) разобщения пластов; 3) очистки фильтров; 4) освобождения
и извлечения труб из скважин, при авариях; 5) борьбы с по-
глощением промывочной жидкости при бурении; 6) ликвидации
открытых фонтанов и тушении пожаров на скважинах и др.
§ 83. ПЕРФОРАЦИЯ
После окончания бурения в скважину, как правило, спу-
скают одну или несколько обсадных колонн и производят це-
ментирование затрубного пространства. Спуск обсадной ко-
лонны и последующее цементирование преследуют главную
цель — укрепление ствола скважины и разобщение пластов,
содержащих нефть, газ, воду.
Вскрытие пластов, намеченных к опробованию или разра-
ботке по данным геофизических методов исследования скважин,
выполняется с помощью стреляющих аппаратов — перфора-
торов. Процесс образования отверстий в обсадных трубах,
цементе и горной породе называется перфорацией сква-
жин. Для перфорации скважин используются кумулятивные
(беспулевые), пулевые и торпедные перфораторы. Тип перфо-
ратора и плотность' перфорационных отверстий на единицу
длины скважины определяются конструкцией скважины и ли-
тологией коллектора.
Наиболее широкое распространение получила кумулятивная
перфорация. Кумулятивные перфораторы отличаются от пуле-
вых размерами, конструкцией, мощностью и производитель-
ностью заряда. Кумулятивный заряд перфоратора состоит из
взрывчатого вещества (гексогена), детонатора, металлической
воронки, облицовывающей кумулятивную выемку, и защитного
корпуса (рис. 186, а). В момент взрыва детонатора по куму-
лятивному заряду распространяется волна детонации, которая
движется вдоль оси заряда к основанию кумулятивной вы-
емки, и продукты взрыва сжимают металлическую воронку
(рис. 186,6). В металле возникает очень большое давление,
и жидкая металлическая струя со скоростью 6—8 км/с выбра-
сывается вдоль оси выемки. Металлическая струя оказывает
на преграду давление порядка 104 МПа, глубоко проникает
в нее и создает канал значительной длины. Для формирования
кумулятивной струи и эффективного действия заряда необхо-
димо, чтобы кумулятивная выемка и часть пространства перед
ней не были заполнены жидкостью или твердой фазой. Глу-
372
Рис. 186. Кумулятивный заряд
(а) и схема его действия на
преграду (б).
I— V— стадии образования кумуля-
тивной струи. / — корпус; 2 — взрыв-
чатое вещество; 3 — металлическая
воронка; 4 — детонатор; 5 — детони-
рующий шнур; 6 — преграда
бина канала, пробитого в преграде, зависит от плотности, ме-
ханических свойств материала и обсадной колонны, гидроста-
тического, горного и пластового давлений, окружающей темпе-
ратуры и других факторов.
По способу герметизации зарядов кумулятивные перфора-
торы подразделяются на две группы — корпусные и бескорпус-
ные.
К корпусным кумулятивным перфораторам относятся пер-
фораторы многократного и однократного действия. В щрпуспых
кумулятивных перфораторах заряды, детонирующий шнур и
взрывной патрон смонтированы в стальном герметичном кор-
пусе, который воспринимает гидростатическое давление и дей-
ствие ударной волны во время производства взрыва. Корпус
у кумулятивного перфоратора из высокопрочной хромникель-
молибденовой стали марки ОХНЗМ, а головка и наконечник —
из прочной хромистой стали 40Х. Детали перфоратора предва-
рительно термически обрабатываются. Кумулятивные перфора-
торы многократного действия выдерживают от 10 до 50 залпов.
Кумулятивные корпусные перфораторы однократного действия
типа ПКО и ПКОС рассчитаны на разовое использование: при
выстреле их корпуса разрушаются. Кумулятивные перфораторы
типа ПНКТ, спускаемые на насосно-компрессорных трубах,
по устройству аналогичны перфораторам ПКО и ПКОС, но по-
зволяют вскрывать продуктивные пласты на жидкости малой
плотности в условиях депрессии и герметически закрытом устье
скважины без лубрикатора.
373
Бескорпусные кумулятивные перфораторы представляют со-
бой гирлянду из отдельных кумулятивных зарядов, каждый из
которых заключен в герметичную оболочку и воспринимает
внешнее гидростатическое давление. При выстреле оболочки
зарядов зарушаются.
Применяются также бескорпусные ленточные кумулятивные
перфораторы типа ПКС. Они состоят из головки, тонких ме-
таллических лент с размещенными в них герметичными куму-
лятивными зарядами, детонирующего шнура в алюминиевой
оболочке, взрывного патрона и чугунного груза. Заряды за-
прессованы в стеклянные или ситалловые оболочки.
Бескорпусные полностью разрушающиеся при взрыве пер-
фораторы типа КПРУ состоят из кумулятивных зарядов в алю-
миниевых оболочках, наконечника со стальной головкой мно-
гократного использования, детонирующего шнура и взрывного
патрона.
Пробивная способность бескорпусных перфораторов типа
ПКС, КПРУ и корпусных однократного пользования типа ПКО
и ПКОС выше, чем у корпусных перфораторов многократного
использования типа ПК.
До изобретения кумулятивных перфораторов при простре-
лочных работах использовались пулевые и торпедные перфо-
раторы, отличающиеся меньшей пробивной способностью, боль-
шей сложностью заряжания и меньшей производительностью.
В последние годы появились мощные пулевые перфораторы
с вертикально-криволинейными стволами с более высокой про-
бивной способностью, чем кумулятивные перфораторы того же
диаметра.
Действие пулевых и торпедных перфораторов основано на
метании пуль и снарядов за счет энергии расширения порохо-
вых газов.
Пулевые перфораторы — аппараты с горизонтальными и
вертикально-криволинейными стволами. В перфораторах пер-
вого типа стволы направлены перпендикулярно к оси аппарата
и их длина ограничена его диаметром. В перфораторах второго
типа ось прямолинейной части каждого ствола направлена па-
раллельно оси аппарата, а концевая часть искривлена для на-
правления пули в стенку скважины, что позволяет получить
высокую скорость пули. Мощные крупнокалиберные пулевые
перфораторы залпового действия с вертикально-криволиней-
ными стволами обеспечивают высокую пробивную способность
пуль, которые через стенки обсадных колонн и цементное
кольцо проникают в породу, образуя в ней глубокий канал и
систему трещин.
По последовательности выстреливания пуль или снарядов
перфораторы делятся на аппараты залпового действия (вес
пули выстреливают одновременно) и селективного действия
(пули или снаряды выстреливают поочередно через разные ин-
тервалы).
374
Пулевые и торпедные перфораторы имеют стальной корпус,
в котором размещены пороховые каморы, стволы, заряжаемые
пулями или снарядами, и воспламенительные устройства.
Пулевой перфоратор АРВ-120 применяется для дробления
крупнокалиберными пулями валунов, которые встречаются на
забое разведочных скважин, пробуренных на золото и другие
полезные ископаемые.
Все перфораторы опускаются в скважину на одножильном
бронированом кабеле с помощью перфораторного подъемника.
Средствами воспламенения, предназначенными для поджи-
гания пороховых зарядов и взрывания капсюлей-детонаторов,
служат электровоспламенители, электрозапалы и пиропатроны
разных типов. Для инициирования взрыва зарядов бризантных
взрывчатых веществ служат капсюли-детонаторы, электродето-
наторы, взрыватели, взрывные патроны и детонирующие шнуры.
Кроме кумулятивных, пулевых и торпедных перфораторов
применяют гидропескоструйные перфораторы. Они пробивают
каналы в преграде струей жидкости со взвешенным в ней пес-
ком, вылетающей с большой скоростью и под высоким давле-
нием из узкого отверстия — сопла. Такая струя в течение не-
скольких минут образует в колонне, цементном кольце и по-
роде канал для сообщения пласта со скважиной. Перемещаясь
по стенке скважины, гидропескоструйный перфоратор может
создать щелевой канал или обрезать колонну по диаметру
с целью извлечения ее на поверхность. Гидропескоструйные
перфораторы используются также для разрушения цементных
мостов и предметов, оставленных на забое.
Гидропескоструйный перфоратор состоит из отрезка трубы,
в которой установлен ряд сопел. Аппарат спускается в сква-
жину на насосно-компрессорных трубах, по которым подается
под высоким давлением жидкость с песком. В зависимости
от (размера насадки, перепада давления и других факторов
общее количество расходуемой рабочей жидкости на 1 канал
составляет 1—7 м3, а песка 50—700 кг.
§ 84. ТОРПЕДИРОВАНИЕ
Производство взрыва в скважине называется торпедиро-
ванием, а подготовленный для взрыва заряд взрывчатого
вещества — торпедой.
Торпеда состоит из взрывчатого вещества и средств взры-
вания— электрозапала, капсюля-детонатора и шашки высоко-
бризантного взрывчатого вещества, усиливающего начальный
импульс детонации. Различают фугасные и кумулятивные тор-
педы. Фугасные торпеды ТШ и ТШТ имеют негерметичный
тонкостенный корпус из алюминия. В корпусе помещают заряд
из цилиндрических шашек ВВ, контактирующий с промывочной
жидкостью, а в герметичной оболочке — взрыв-патрон. На тор-
педе устанавливается груз, который извлекается из скважины
375
после взрыва. Торпеды детонирующего шнура (ТДШ) состоят
из головки и груза, соединенных между собой тросом, к кото-
рому крепится заряд. Заряд этот состоит из одного или не-
скольких отрезков детонирующего шнура ДШВ или ДШУ.
Взрывается детонирующий шнур электродетонатором, находя-
щимся в герметичной полости головки, или взрыв-патроном.
Кумулятивные торпеды характеризуются направленным взры-
вом. Применяются кумулятивные осевые торпеды ТКО и ТКОТ
и кумулятивные труборезы ТРК.
Основная задача торпедирования при вскрытии пласта —
создание в нем трещин большой протяженности. Для этой
цели применяются фугасные заряды. Для максимального уве-
личения притока флюида в твердых породах используют
взрывы больших зарядов. При этом масса одновременно взры-
ваемого вещества достигает нескольких тонн. Однако торпеди-
рование скважин большими зарядами применяется в исклю-
чительных случаях.
Наиболее частый вид аварии при бурении скважин — при-
хваты бурового инструмента в результате обвала пород, «при-
липания» бурильной колонны к стенке скважины под действием
перепада давления, заклинивания долота металлическими пред-
метами и др. Прихваты труб в скважинах ликвидируются спо-
собами отвинчивания колонны с использованием взрыва, осво-
бождения колонны «встряхиванием» путем взрыва, обрыва
труб выше зоны прихвата и др. Перед ликвидацией прихвата,
определяют с помощью прихватомера интервал, в котором про-
изошел прихват, или глубину.
Способ отвинчивания колонны с использованием взрыва ос-
нован на кратковременном ослаблении резьбовых соединений
при взрыве. Если П|ри этом соединение разгружено от массы
расположенных выше труб и к колонне приложен обратный
вращающий момент, то она поворачивается в резьбовом соеди-
нении и может быть разъединена. «Встряхивание» бурового
инструмента — ослабление при взрыве сцепления бурильных
труб с затрубной средой. Обычно для отвинчивания колонны и
«встряхивания» ее применяют торпеды из детонирующего шну-
ра типа ТДШ.
Обрыв прихваченных труб производят с помощью взрыва
и одновременного их натяжения. Обрывают инструмент в том
случае, когда его невозможно освободить путем отвинчивания
и «встряхивания». Обрыв обсадных колонн связан не с ава-
риями, а с операцией по извлечению труб из скважины при ее
ликвидации. Для обрыва колонн используются фугасные тор-
педы или торпеды из детонирующего шнура и кумулятивные
труборезы типа ТРК. Заряд кумулятивного трубореза пред-
ставляет собой цилиндрическую шашку взрывчатого вещества,
на боковой поверхности которой имеется облицованная ме-
таллом выемка, позволяющая получать при взрыве кольцевую
кумулятивную струю.
376
При бурении скважин нередко на забое оставляют долота,
шарошки и „другие металлические предметы. Эти аварийные
ситуации должны быть ликвидированы. Наибольший эффект
по ликвидации подобных аварий достигается с помощью взрыв-
ных работ. Обычно для этих целей применяется торпеда типа
ТКО, содержащая кумулятивный заряд. Образующаяся при
взрыве кумулятивная струя разрушает находящийся на забое
металлический предмет. Эта операция может повторяться не-
сколько раз до полного разрушения металла.
Очистка фильтров нефтяных и водных скважин произво-
дится с помощью торпед детонирующего шнура малой мощно-
сти. Длину заряда выбирают так, чтобы перекрыть им фильтр.
§ 85. ДРУГИЕ ВИДЫ ВЗРЫВНЫХ РАБОТ
Воздействие на пласт пороховыми газами
Существует множество способов воздействия на пласты
с целью увеличения его отдачи или приемистости: гидрораз-
рыв, солянокислотная обработка, промывка горячей водой, об-
работка поверхностно-активными веществами, электропрогрев,
торпедирование и термогазохимическое воздействие. Практикой
работ установлена высокая эффективность методов термогазо-
химического воздействия на пласт с помощью пороховых
генераторов давления.
Бескорпусные пороховые генераторы давления ПГД, под-
разделяющиеся на герметичные типа ПТ ДБК и негерметич-
ные— аккумуляторы давления типа АДС, при сгорании в них
пороховых зарядов оказывают на пласт механическое, тепловое
и физико-химическое воздействия. Наиболее активно влияет на
пласт механическое воздействие, при котором развивается дав-
ление до 100 МПа и более, в результате чего происходит раз-
рыв пласта. Разрыв пласта с помощью ПГД происходит при
воздействии высокого давления пороховых газов иа газожид-
костную смесь, которая через перфорационные каналы и тре-
щины задавливаются в пласт. Проникая под большим давле-
нием в пласт, газожидкостная смесь образует в породе сеть
несмыкающихся глубоких трещин, размеры и число которых
зависят от физико-механических свойств породы, объема залав-
ливаемой смеси и соотношения между давлением задавливания
жидкости и горным давлением.
Разрыв пласта посредством ПГД производится без герме-
тизации зоны разрыва с использованием инерции вышележа-
щего. столба жидкости. Пороховые газы, вылетая из камеры
сгорания под высоким давлением и с большой скоростью, обра-
зуют в окружающей жидкой среде очень плотный газожидкост-
ный пузырь, который перемещается вверх со скоростью около
1500 м/с. За время горения порохового заряда 0,1 с этот пузырь
перемещается от пункта горения на расстояние около 150 м.
377
Остальная жидкость за это время не успевает прийти в дви-
жение и представляет собой своеобразный пакер.
После окончания горения порохового заряда жидкость под
действием сил инерции продолжает движение вверх до пол-
ной потери кинетической энергии. К моменту прекращения дви-
жения жидкости вверх давление в образовавшемся при горении
заряда газовом пузыре снижается и становится меньше дав-
ления столба жидкости, что вызывает движение жидкости вниз.
В связи с этим давление в газовом пузыре снова увеличивается
и превышает гидростатическое. За счет возникшего перепада
давлений жидкость вновь устремляется вверх. Такая пульсация
газового пузыря в течение некоторого времени способствует
увеличению объема задавливаемой в пласт газожидкостной
смеси.
Немалую роль в процессе обработки пласта играет и тепло-
вой фактор. Температура горения пороха на поверхности за-
ряда достигает 3500 °C, и часть этого тепла передается породе,
что приводит к снижению вязкости нефти и плавлению твердых
битумов, а в конечном счете — к увеличению притока нефти.
Физико-химическое воздействие продуктов горения — угле-
кислого газа, азота и хлористого водорода проявляется в рас-
творении карбонатных пород и цемента, снижении вязкости
нефти и ее поверхностного натяжения на контакте с горной
породой.
Перед обработкой пласта ПГД участки его, намеченные для
разрыва, должны быть дополнительно вскрыты перфорацией.
Применение ПГД для разрыва пласта наиболее эффективно
в нефтяных и газовых и нагнетательных скважинах, когда про-
дуктивные пласты сложены плотными трещиноватыми карбо-
натными породами и неглинистыми песчаниками, а также ха-
рактеризуются высоким пластовым давлением.
Установка разобщающих мостов в скважинах
При испытании разведочных и работе эксплуатационных
скважин производится разобщение пластов, которое состоит
в изоляции нижнего испытанного горизонта от последующего,
намеченного к опробованию, или в изоляции подошвенных
вод при эксплуатации залежи. В результате работ по разобще-
нию пластов достигается герметичное перекрытие закрепленного
ствола скважины и тем самым исключается поступление в нее
флюида из пласта.
Раньше пласты разобщались с помощью установки пружин-
но-цементного моста: в определенном участке ствола скважины
ставилась пружинная опора в виде зонта, на которую зали-
вался сверху слой цемента. Однако этот способ разобщения
пластов трудоемкий и длительный.
Наиболее эффективно и быстро пласты разобщаются с по-
мощью взрывного пакера ВП, представляющего собой толсто-
378
стенный герметичный стакан из алюминиевого сплава, внутри
которого помещен пороховой заряд. При воспламенении поро-
хового заряда корпус стакана необратимо раздувается и плотно
прижимается к внутренней поверхности обсадной колонны, об-
разуя герметичный разделительный мост. Изготовление стакана
из алюминиевого сплава связано с тем, что алюминий обладает
высокой пластичностью и может быть при необходимости легко
разбурен.
Взрывные пакеры позволяют: 1) быстро и надежно разоб-
щать пласты без цементной заливки; 2) изолировать близко
расположенные пласты малой мощности; 3) сохранять коллек-
торские свойства пласта и не загрязнять перфорационные от-
верстия. Применение взрывного пакера неэффективно в случае
деформированной колонны (если сечение колонны не круглое).
Разработано несколько типов взрывных пакеров: обычный
(ВП), шлипсовый (ВПШ) и кольцевой (КВП).
Спуск взрывного пакера в скважину производится со ско-
ростью не более 1 м/с. Сверху на взрывные пакеры типов ВП
и ВПШ ставится цементный мост высотой 3—5 м для более
надежной герметизации |разделительного моста. Заливка цемен-
том пакера обязательна, если после установки моста предусмат-
ривается соляиокислотная обработка пласта и работа с поро-
ховыми генераторами давления.
§ 86. ОТБОР ОБРАЗЦОВ ПОРОД, ПРОБ
ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ И ИСПЫТАНИЕ ПЛАСТОВ
Образцы горных пород, пробы жидкости и газа отбирают
из пластов, вскрытых скважиной, с целью получения данных
о литологии и коллекторских свойствах, водо-, нефте- и газо-
насыщении пластов. Эти данные позволяют сделать оператив-
ное заключение о целесообразности опробования отдельных
пластов в разведочных скважинах, получить дополнительные
сведения о пористости, проницаемости пород, положении водо-
нефтяного контакта в эксплуатационных скважинах.
Отбор образцов пород
Отбор образцов горных пород производится в основном
в процессе бурения скважин с помощью колонкового долота.
Однако по разным причинам в процессе бурения не всегда
удается извлечь керн из интервалов, представляющих наиболь-
ший интерес, и благодаря отбору пород после окончания бу-
рения можно получить существенные данные для геологиче-
ского изучения разрезов скважин.
Отбор образцов пород в скважинах после бурения произ-
водят с помощью боковых стреляющих и сверлящих грунтоно-
сов. Работы по отбору пород проводят после исследования
разрезов скважин геофизическими методами, по результатам
379
К каб&лю
Рис. 187. Схема бокового
стреляющего грунтоноса.
1 — корпус; 2 — боек; 3 — электро-
воспламенитель; 4 — порох; 5 —
тросик; 6 ствол; 7 — порода; 8 —
скважина
которых намечают наиболее инте-
ресные участки скважины для отбо-
ра пород боковыми грунтоносами.
Боковой стреляющий грунтонос
состоит из стального корпуса с по-
роховыми каморами, в котором
располагаются стволы (рис. 187).
В пороховые каморы помещаются
пороховые заряды с электровоспла-
менителями. В стволы вставляются
полые цилиндрические бойки, изго-
товленные из прочной стали. Бойки
крепятся к корпусу грунтоноса
стальными тросиками. Пороховая
камора герметизируется резиновы-
ми кольцами и пробками от по-
падания в нее жидкости из сква-
жины.
После подготовки грунтоноса к
работе его на кабеле с токопрово-
дящими жилами опускают в сква-
жину и устанавливают в интервале,
где необходимо отобрать образцы
пород. От источника тока на по-
верхности воспламеняется порохо-
вой заряд, пороховые газы выталкивают из ствола боек, ко-
торый внедряется в породу. При подъеме грунтоноса боек
с помощью стального троса извлекается из пласта вместе с об-
разцом породы. После выстреливания всех бойков грунтонос
поднимают на поверхность, породу из бойков вынимают и пе-
редают в лабораторию для исследований.
Применяется несколько типов боковых стреляющих грунто-
носов [2, 5]. Боковые стреляющие грунтоносы типов МСГ и ГБС
предназначены для отбора образцов углей и вмещающих их
пород в углеразведочных скважинах. Боковые сверлящие грун-
тоносы СКО-8-9, СКМ-8-9, СКТ-8-9 и дисковый керноотборник
ДПК-140 используются для отбора из стенок скважин образцов
твердых пород.
Результаты лабораторных исследований образцов пород,
отобранных грунтоносами, позволяют установить литологию
разреза, определить пористость, проницаемость, глинистость,
остаточное нефтенасыщение пород, контролировать правиль-
ность выделения пластов угля по геофизическим данным, оп-
ределить физические свойства углей.
Отбор проб пластовых флюидов и испытание пластов
Опробование скважин занимает много времени. Это объяс-
няется тем, что основной объем работ по опробованию пластов
выполняется после завершения бурения и спуска обсадной ко-
380
лонны, ее цементирования методом пробной эксплуатации,
представляющего собой трудоемкий и длительный процесс. Зна-
чительного ускорения и повышения эффективности разведоч-
ного бурения можно достигнуть, проводя опробование перспек-
тивных на нефть и газ пластов по мере их вскрытия при бу-
рении без крепления скважины. Для опробования в процессе
бурения применяют испытатели пластов на трубах и опробова-
тели пластов на кабеле. Геофизические организации применяют
опробователи на кабеле.
Опробователи пластов на кабеле состоят из прижимного
устройства ПУ, герметизирующего башмака ГБ и камеры К
для пластового флюида, заполненной в исходном положении
воздухом под атмосферным давлением (рис. 188). После уста-
новки прибора в интервале опробования воспламеняют порохо-
вой заряд П31 и приводят в действие гидравлическую систему,
которая прижимает герметизирующий башмак к стенке сква-
жины. Башмак закрывает часть стенки скважины и изолирует
небольшой участок, равный площади от-
верстия в башмаке. При подключении ка-
меры к герметизирующему башмаку за
счет большого перепада давлений в пла-
сте и баллоне ГБ жидкость или газ из пла-
ста начинает поступать в опробователь.
При этом герметизация опробуемого уча-
стка улучшается, так как к усилию при-
жимной системы добавляется действие
гидростатического давления, дающее на
средних глубинах силу прижатия в не-
сколько тысяч ньютонов. Кумулятивным
перфоратором, размещенным в опробова-
теле, может быть прострелен канал для
улучшения условий отбора пробы в породе.
После отбора пробы флюида камеру К
герметизируют с помощью порохового за-
ряда П32 и клапана Кл. Одновременно
давление под башмаком уравнивают с гид-
ростатическим, без чего было бы трудно
оторвать башмак от стенки скважины. Ра-
ботой прибора управляют с помощью по-
роховых; зарядов, воспламеняемых элек-
трическим током, который пропускается по
кабелю. После подъема прибора па по-
верхность измеряют давление в камере,
извлекают пробу и проводят ее исследо-
вание.
Рис. 188. Схема опробователи пластов на кабеле.
1 — промывочная жидкость; 2 — масло; 3 — пластовая жид-
кость
381
Разработано несколько типов опробователей пластов на ка-
беле [5, 8]. В необсаженных нефтяных и газовых скважинах
используют опробователи типа ОПН, в обсаженных — типа
ОПО, в гидрогеологических и структурно-поисковых — типа
ОПГ, в углеразведочных — типа ОПУ; опробователь АИПД-7-10
предназначен для детальных гидродинамических исследований
(определение притока и пластового давления) в незакреплен-
ных скважинах.
Данные опробователей пластов позволяют: 1) выделять
в разрезе породы-коллекторы и неколлекторы; 2) определять
характер насыщения пластов; 3) устанавливать положение
ВНК, ГВК и ГНК; 4) оценивать гидродинамические характе-
ристики пласта.
Наличие притока при опробовании пласта свидетельствует
о том, что он является коллектором. Характер насыщения пла-
стов определяется по результатам анализов отдельных проб.
Нефтеносные пласты выделяются по составу газа с повышен-
ным содержанием тяжелых углеводородов. Признак водонос-
ного пласта — высокое содержание метана (более 85%) и низ-
кое содержание углеводородов в горючих газах и малое сум-
марное количество углеводоров в пробе. Высокое содержание
газа в пробах говорит о газоносности пластов.
Данные опробователей пластов позволяют оперативно оце-
нивать перспективность объектов при поисках и разведке ме-
сторождений нефти и газа, используются для проверки и
уточнения результатов интерпретации материалов, полученных
методами промысловой геофизики, и обеспечивают возмож-
ность определения гидродинамических параметров пластов.
В настоящее время в практику работ внедряются испыта-
тели пластов на бурильных трубах (ИПТ). Опробование и ис-
пытание пластов аппаратами на бурильных трубах проводят
работники промыслово-геофизической службы совместно с бу-
ровой бригадой в процессе бурения скважин и после оконча-
ния бурения в открытом или закрепленном перфорированном
стволе.
Опробование и испытание пластов ИПТ предусматривают:
1) вызов притока флюида из пласта в скважину; 2) отбор проб
флюида; 3) определение типа флюида (нефть, газ, вода или
их смеси); 4) определение термобарических и гидродинамиче-
ских параметров пласта (пластовое давление, температура, гид-
ропроводность, коэффициенты проницаемости и продуктивности
и др.).
С помощью ИПТ можно испытать на герметичность разде-
лительные мосты и обсадные колонны.
Глубинным манометром, являющимся основной частью КИИ,
получают диаграмму изменения давления в процессе испытания
пласта. По кривым восстановления давления рассчитывают
пластовое давление, гидропроводность, коэффициенты прони-
цаемости и закупорки прискважинной зоны, дебит пласта.
382
Часть третья
ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ АППАРАТУРА
И ОБОРУДОВАНИЕ. ПРОВЕДЕНИЕ
ИССЛЕДОВАНИЙ В СКВАЖИНАХ
Глава XX
АППАРАТУРА И ОБОРУДОВАНИЕ
К геофизической аппаратуре относятся наземные геофизиче-
ские измерительные лаборатории и скважинные геофизические
приборы. Геофизическое оборудование обеспечивает электриче-
скую и механическую стыковку скважинной и наземной аппа-
ратуры посредством кабеля, спуск и подъем скважинных при-
боров и аппаратов с помощью подъемника, блок-баланса и
других вспомогательных приспособлений.
§ 87. ЛАБОРАТОРИИ
Геофизические измерительные лаборатории, называемые
в некоторых случаях станциями, по способу регистрации геофи-
зической информации можно подразделить на анологовые, ана-
логово-цифровые, цифровые и компьютизированные.
Лаборатории предназначены для выполнения следующих ра-
бот:
1) геофизических исследований разрезов нефтяных, газовых,
угольных и рудных скважин (лаборатории ЛКЦ7-02, СК-1,
АЭКС, АКС-65-П, КЛ-101, Л ЦК-10);
2) контроля разработки месторождений нефти и газа и изу-
чения технического состояния скважин (лаборатории АИСТ,
КОМПАС);
3) геолого-технологического контроля и исследований сква-
жин в процессе бурения (лаборатории АСПБ, «Геотест-1»,
АГКС-4АЦ),
4) опробования и испытания пластов, отбора образцов по-
род приборами на кабеле (лаборатория СПЛ);
5) прострелочно-взрывных работ в скважинах
ЛПС);
6) геофизических исследований и контроля технического со-
стояния скважин, бурящихся на воду (лаборатория СКВ-69);
7) инженерно-геологических изысканий (пенетрационная ла-
боратория) .
Геофизическая лаборатория состоит из следующих основных
узлов: 1) измерительной схемы; 2) блока питания скважинных
383
приборов и наземной аппаратуры; 3) силового блока, обеспе-
чивающего питание скважинных приборов и наземного прини-
мающего устройства; 4) регистратора для фиксации геофизи-
ческой информации; 5) вспомогательного блока для контроля
скорости движения кабеля, его натяжения, глубины спуска
приборов и аппаратов и для связи с кабиной подъемника и
устьем скважины; 6) комплекта соединительных проводов для
связи лаборатории с подъемником, блок-балансом и для за-
земления.
Лаборатории обычно смонтированы в отдельном закрытом
кузове автомобиля, спуск и подъем приборов и аппаратов
в этом случае обеспечиваются подъемником. Некоторые лабо-
ратории смонтированы в автомобиле вместе с лебедкой для
обеспечения спуско-подъемных операций.
Аналоговые лаборатории
Лаборатория ЛКЦ7-02. Это автоматическая лаборатория,
предназначенная для исследования скважин приборами на
одно-, трех- и семижильном геофизических кабелях (рис. 189)
и позволяющая проводить замеры всеми известными геофизи-
ческими методами. Измерительная схема лаборатории, состоя-
щая из двух цепей — питающей и собственно измерительной,
рассчитана на одновременную запись нескольких сигналов
переменного и постоянного тока, например, трех кривых КС
и кривой СП.
При использовании многожильных кабелей скважинный
прибор питается синусоидальным током частотой 6—8 Гц от
электромашинного усилителя ЭМУ-5А, работающего в режиме
генератора переменного тока. Сила тока регулируется реоста-
том R1 и контролируется амперметром А. Шунт служит для
установки масштабов записи кривых КС, СЗ и других методов.
Емкость С и дроссель L служат для разделения переменного
и постоянного сигналов, а фильтры Ф1, Ф2, ФЗ и Ф4 — для за-
щиты каналов от помех переменного тока. Делители напря-
жения R2— R5 позволяют установить необходимый масштаб
по напряжению в измерительных цепях. Переменный сигнал
в первом канале выпрямляется механическим фазочувствитель-
ным выпрямителем В, состоящим из трансформатора Тр и по-
ляризованного реле Р.
При проведении исследований скважин электрическими ме-
тодами, генератором нейтронов с применением одножильного
кабеля для питания скважинных приборов служит унифициро-
ванный генератор УГ-1, вырабатывающий ток частотой 300,
400 и 2000 Гц. Измерения выполняются на основе частотно-
модуляционной телеизмерительной системы. Наземная и сква-
жинная аппаратура питается от унифицированного источника
питания УИПК постоянным стабилизированным и переменным
током частотой 50 Гц.
384
Рис. 189. Принципиальная электрическая схема лаборатории ЛКЦ7-02.
Блоки: I — питания; II — измерения; III — гальванометров; IV — скважинный прибор
Для преобразования скважинной информации используется
унифицированная измерительная панель ИПЧМ. При прове-
дении радиометрии и термометрии для каждого вида исследо-
ваний используется отдельная наземная панель.
Результаты измерений регистрируются на светочувствитель-
ной бумаге с помощью сдвоенного осциллографа НО 15, вклю-
чающего пять измерительных каналов Г1 — Г5 (см. рис. 189).
Осциллограф позволяет записывать диаграммы в масштабах
глубин 1 :500, 1 :200, 1 : 100, 1 :50 и 1 :20.
Для протяжки фотобумаги в осциллографе установлены
два лентопротяжных механизма для каждой ленты шириной
зяк
13 Заказ JXb 1956
200 мм. Протяжка? бумаги обеспечивается сельсин-приемником,
приводящимся в движение сельсин-датчиком, который установ-
лен на блок-балансе.
Лаборатория СК-1. Автоматическая лаборатория СК-1 по-
зволяет выполнять все виды геофизических исследований
скважин глубиной до 1000 м с одножильным и многожильным
бронированными кабелями. Ее телеизмерительная система ана-
логична лаборатории ЛКЦ7Д2. Наземная аппаратура и обору-
дование смонтированы в одном кузове на шасси автомобиля
ЗИЛ-131.
При работе на одножильном кабеле скважинные приборы
питаются током частотой 300 Гц, при работе с многожильным
кабелем зондовая установка питается током частотой 6—8 Гц
от электромагнитного усилителя. Для записи кривых ГИС при-
меняется осциллограф НО 17.
Лаборатории типа АЭКС. Автоматические лаборатории типа
АЭКС смонтированы на одном автомобиле вместе с лебедкой
для спуско-подъемных операций и используются для исследова-
ний неглубоких скважин — до 900 м (АЭКС-900, шасси автомо-
биля ГАЗ-66) или до 1500 м (АЭКС-1500, шасси автомобиля
ЗИЛ-131). Лаборатории позволяют выполнять измерения элект-
рическими методами, методами радиометрии, термометрии, ка-
вернометрии и инклинометрии. Кривые ГИС регистрируются
двухканальным самопишущим потенциометром типа ПАСК.
Рис. 190. Блок-схема лаборатории
КОМПАС.
1 — скважинный прибор; 2 — блок часто-
томера; 3 — самопишущий потенциометр;
4 — цифровой преобразователь глубины;
6 — вторичный блок скважинного при-
бора; 7 — цифровой частотомер; 8 —
транскриптор; 9 — электроуправляемая
печатающая машина. СД — сельсин-дат-
чик; СП — сельсин-приемник
Лаборатория АКС-65-П.
Переносная автоматическая
лаборатория АКС-65-П, вы-
полненная в виде трех отдель-
ных блоков (светолучевого ос-
циллографа, питания и токо-
во-пульсаторного) , позволяет
проводить исследования ком-
плексом ГИС с подъемником
любого типа в труднодоступ-
ных районах. Ее измеритель-
ная схема аналогична схеме
лаборатории АЭКС-1500.
Электроды зонда питаются
током частотой 5—25 Гц, вы-
рабатываемым релейным
пульсатором из постоянного
тока. Кривые регистрируются
трехканальным светолучевым
осциллографом НО 17, в кото-
ром использованы те же галь-
ванометры и магнитные блоки,
что и в НО15.
Лаборатория КОМПАС.
Автоматическая лаборатория
386
КОМПАС предназначена для исследования фонтанных и нагне-
тательных скважин через насосно-компрессорные трубы и сква-
жин, эксплуатируемых штанговыми насосами через межтрубье
без их остановки (рис. 190). Лаборатория позволяет проводить
измерения методами термометрии и расходометрии, давления,
плотностеметрии, влагометрии. Лаборатория смонтирована на
шасси автомобиля ЗИЛ-131, оборудована лебедкой с двумя ба-
рабанами под кабель КГ-1-24-180 длиной 5000 м и под скреб-
ковую проволоку диаметром 1,8 мм для спуска в скважину ав-
тономных приборов.
Аналогово-цифровые лаборатории
Подавляющая часть геофизических измерительных лабора-
торий, используемых в промышленности, представлена лабора-
ториями с аналоговой регистрацией, что сдерживает широкое
внедрение автоматизированных систем интерпретации геофизи-
ческой информации на ЭВМ и тем самым снижает геологиче-
скую и экономическую эффективность геофизических исследова-
ний скважин.
С целью модернизации существующих аналоговых лабора-
торий, прежде всего ЛКЦ7-02, разработано несколько типов ап-
паратуры цифровой регистрации. К аналогово-цифровым измери-
тельным лабораториям можно отнести серийные геофизические
лаборатории, модернизированные путем применения в них ап-
паратуры цифровой регистрации данных ГИС, т. е. параллельно
с аналоговой регистрацией информации светолучевыми осцил-
лографами ведется регистрация аналоговых сигналов в кодовой
форме на магнитной ленте или перфоленте.
Разработано несколько цифровых регистраторов, преобра-
зующих аналоговые сигналы в цифровой код. Преобразователь
аналог-код ПЛК-6 позволяет одновременно регистрировать на
перфоленте шесть параметров. Преобразователи АЦРК-2, «Тю-
мень» и «Триас» более совершенны, чем регистратор ПЛК-6,
и предназначены для преобразования аналоговых сигналов
в кодовую форму и записи их на магнитную ленту для после-
дующей обработки данных на ЭВМ. Передача цифровой инфор-
мации на вычислительный центр по каналу связи возможна
с помощью аппаратуры типа «Волна» и «Аккорд-1200».
Цифровые лаборатории
На базе регистраторов ПЛК-6 и «Триас» разработаны циф-
ровые лаборатории ЛЦК-10 и ЛК-101.
Лаборатория ЛК-101. Автоматическая цифровая лаборато-
рия ЛК-101 предназначена для геофизических исследований
нефтяных и газовых скважин глубиной до 10 км с использова-
нием одножильного бронированного кабеля с регистрацией ин-
формации в цифровой и аналоговой формах. При исследованиях
используется комплексная и комбинированная скважинная
13* 387
аппаратура всех геофизических методов. Результаты измерений
в аналоговой форме получают аналоговым восьмиканальным
регистратором НО28, а в цифровой форме — цифровым 16-ка-
нальным регистратором «Триас». Для каждого геофизического
метода предусмотрен свой аналоговый блок.
Лаборатория ЛЦК-10. Автоматическая цифровая лаборато-
рия Л ЦК-Ю используется для исследования нефтяных и газо-
вых скважин всем комплексом методов ГИС с применением
одно-, трех- и семижильных бронированных кабелей и одно-
временной регистрацией до восьми параметров в аналоговой
или цифровой форме. Лаборатория позволяет проводить частич-
ную оперативную интерпретацию данных ГИС непосредственно
на скважине. Наземная аппаратура лаборатории состоит из
унифицированных панелей для приема и преобразования сква-
жинной информации геофизических методов, аналогового ре-
гистратора— весьмиканального светолучевого осциллографа
НО28 и цифрового регистратора ПЛК-6 с блоком обработки и
Рис. 191. Блок-схема лаборатории цифровой геофизической станции ЛЦК-10.
1 — универсальный источник питания; 2 — электромашинный усилитель; 3 — универ-
сальный генератор; 4—8 — унифицированные панели с модуляциями кодо-импульсной
(4), амплитудной (5), частотной (б), частотно-импульсной (7) и время-импульсной (8);
9 — пульт коммутации; 10 — пульт управления осциллографа; 11 — контрольная панель;
12 — восьмиканальный светолучевой осциллограф типа НО28; 13, 15, 16 — цифровой ре-
гистратор типа ЫО55 или ПЛК-6; 14 — вычислитель; 17 — скважинный прибор
388
интерпретации геофизических данных ВК-1 (рис. 191). Резуль-
таты интерпретации выводятся на аналоговый регистратор
НО28. Наземные панели 4—8 лаборатории связаны со скважин-
ными приборами 17 через пульт коммутации 9.
Компьютизированные лаборатории
Автоматическая компьютизированпая геофизическая лабо-
ратория представляет собой цифровую лабораторию, непосред-
ственно связанную с ЭВМ, установленной вместе с другой аппа-
ратурой. Электронно-вычислительная машина выполняет по со-
ответствующим программам следующие функции: 1) управление
процессом подготовки аппаратуры к работе, калибровкой, изме-
рением и работой скважинных приборов; 2) изменение режимов
работы скважинных приборов, наземной аппаратуры и спуско-
подъемного оборудования; 3) контроль качества получаемой
информации и ее редактирование; 4) оперативную обработку
и комплексную интерпретацию данных ГИС.
В компьютизированных лабораториях отсутствуют аналого-
вые панели отдельных методов. Применение этих лабораторий
существенно упрощает труд оператора и повышает эффектив-
ность геофизических исследований скважин. Разработку этого
нового поколения геофизических лабораторий осуществляют ряд
институтов и КБ Миннефтепрома и Мингео СССР.
§ 88. СКВАЖИННЫЕ ПРИБОРЫ
Скважинные геофизические приборы, являющиеся важней-
шими составными частями телеизмерительной системы, должны
отвечать целому ряду технических требований, без выполнения
которых немыслимо получение достовёрной геолого-геофизиче-
ской информации об изучаемых объектах. Скважинная аппара-
тура работает в достаточно сложных условиях — высокие тем-
пературы (до 250°С) и давления (до' 120 Л4Па); химически
агрессивная внешняя среда — растворы солей, щелочи, нефть,
газы; механические воздействия, возникающие при движении
приборов, поэтому скважинные приборы должны обеспечивать
надежную, стабильную и длительную работу в таких условиях,
обладать высокой механической прочностью и виброустойчи-
востью, термобаростойкостью и иметь падежную защиту от
внешней газожидкостной агрессивной среды.
Скважинные приборы должны обладать высокой производи-
тельностью (комплексные измерения должны выполняться с вы-
сокой скоростью) и проходимостью. Различные геологические и
технологические условия бурения и разные задачи, решаемые
при поисках, разведке и эксплуатации месторождений полезных
ископаемых, предопределяют применение широкого комплекса
геофизических методов исследования скважин. Вместе с тем уве-
личение числа методов ГИС влечет за собой возрастание
389
времени, затрачиваемого на производство геофизических работ.
Однако все увеличивающиеся скорости бурения требуют сокра-
щения времени проведения ГИС.
Наиболее эффективным способом сокращения времени ГИС
и повышения качества получаемой геофизической информации
является одновременное исследование скважин несколькими
зондовыми установками — комплексные измерения. Для этой
цели применяются комплексные скважинные приборы и много-
канальная телеизмерительная аппаратура, позволяющая за 1
спуск-подъем регистрировать одновременно несколько однотип-
ных или различных физических параметров. Наиболее широкое
распространение получили комплексные измерения на одно-
жильном кабеле с использованием многоканальных телеизмери-
тельных систем с частотной модуляцией сигнала и частотным
разделением каналов. Однако используемая четырехканальная
телеизмерительная система с частотной модуляцией не отвечает
требованиям повышения геолого-экономической эффективности
геофизических исследований скважин. В настоящее время при-
меняются 20- и 24-канальные телеизмерительные системы
с время-импульсной и кодо-импульсной модуляцией. На основе
этих многоканальных телесистем разрабатываются различные
варианты комплексных приборов с использованием одно-, трех-
и семижильных бронированных кабелей.
Агрегатированная система геофизических приборов (АСГП),
реализующая комплексные и комбинированные скважинные
приборы (рис. 192), обладает наибольшими комбинационными
возможностями, позволяет строить скважинные приборы с за-
данными функциями и обеспечивает информационную, конструк-
тивную и эксплуатационную совместимость блоков.
Для электрической стыковки с комплексными и комбиниро-
ванными скважинными приборами используется универсальная
панель АСГП-Н, содержащая блоки телесистемы управления,
функциональных преобразователей и коммутационный, рассчи-
танная на работу в составе существующих геофизических лабо-
раторий и имеющая выходы на цифровой регистратор «Триас».
Из комплексной скважинной аппаратуры, применяющейся
в промышленности, необходимо отметить следующую.
Аппаратура электрического метода типа Э. Аппаратура Э1
(рис. 193) предназначена для проведения исследований стан-
дартным методом, методами БЭЗ и СЭЗ в скважинах глубиной
до 7000 м при температуре до 200 °C и давлении до 120 МПа.
Электрод А при измерении КС питается током частотой 300 Гц.
Измеряемые разности потенциалов снимаются с электродов
MzN2, M3N3 трех зондов, передаются на входные транс-
форматоры Тр1 — ТрЗ, где с учетом коэффициентов зондов при-
водятся к необходимому уровню, и затем через переключатели
Bl, В2 и ВЗ поступают в модуляторы 2, 3, 4 для модуляции их
по частоте с несущими частотами 7,8; 14 и 25,7 кГц. После уси-
ления по мощности в блоке 5 напряжения A/7i,.At72, Ai/з через
390
Рис. 192. Схемы компоновок скважинных комплексных и комбинированных приборов
К тиле кабеля
N о-
/1 о
Nl о
/72о
Рис. 193. Схема комплексной аппаратуры Э1
емкость С передаются по жиле кабеля в наземную панель те-
леметрической системы, далее сигналы разделяются по частоте,
детектируются и регистрируются в виде трех диаграмм рк. Одно-
временно регистрируется кривая СП электродом А.
При записи кривой СЭЗ ток через переключатель В4 посту-
пает на экранные электроды Лэ зонда. Центральный электрод
Ао соединен с Лэ через обмотку трансформатора Тр5, что обес-
печивает равенство потенциалов всех трех электродов зонда и,
следовательно, фокусировку тока из центрального электрода
в пласт. Измеряется изменение потенциала электрода Аэ отно-
сительно удаленного электрода N, которое трансформатором
Тр4 приводится к необходимому уровню и через переключатель
ВЗ подается на модулятор 4 с частотой 25,7 кГц: Сигнал, про-
порциональный силе тока центрального электрода, через транс-
форматор Тр5 и плату В2 переключателя передается на усили-
тель 1, далее на модулятор 3 с частотой 14 кГц. Затем сигналы
СЭЗ преобразуются так же, как и в цикле БЭЗ. Трансформатор
Трб и резистор образуют схему стандарт-сигнала, работаю-
щую при помощи реле Р1 и Р2.
Аппаратура Э2 предназначена для исследования скважин
двумя микрозондами, двумя зондами микро-СЭЗ и каверноме-
ром.
392
Аппаратура ЭЗ позволяет исследовать скважины индукци-
онным методом с зондом 6Э1, потенциал-зондом N11M0, 5А и
методом потенциалов СП при глубоких скважинах с одножиль-
ным бронированным кабелем.
Аппаратура Э4 аналогична аппаратуре Э1, предназначена
для изучения скважин при температуре до 250 °C и давлении
до 150 МПа.
Аппаратура Э6 дает возможность исследовать разрезы сква-
жин двумя зондами индукционного метода, методами СЭЗ и
потенциалов СП.
Аппаратура Э7 также аналог Э1, но предназначена для ис-
следования скважин малого диаметра (54 мм) и работы через
буровой инструмент при температуре до 200 °C и давлении до
150 МПа.
Комплексная аппаратура типа КАС. Аппаратура КАС ис-
пользуется для исследования глубоких скважин с применением
одно-, трех- и семижильного бронированных кабелей и в раз-
личных вариантах комплектования блоков позволяет проводить
работы комплексами.
Создание компьютизированных лабораторий потребует раз-
работки новых скважинных приборов, содержащих обратные
каналы связи для восприятия команд от бортовой ЭВМ и позво-
ляющих одновременно измерять 15—20 параметров.
§ 89. ПОДЪЕМНИКИ
Спуск и подъем скважинных приборов и аппаратов на ка-
беле производится с помощью подъемника, блок-балаиса и ка-
беля. Подъемник — спуско-подъемное оборудование, установлен-
ное на автомобиле. При геофизических работах используются
подъемники с лебедками разных размеров и конструкций —
в зависимости от типа и длины кабеля: ПК-2, ПК-4 и др.
Подъемник состоит из лебедки с узлами управления, коробки
отбора мощности, редуктора, коллектора и панели управления
для контроля спуско-подъемных операций и работы двигателя.
В кузове автомобиля имеются лебедочное отделение и кабина
лебедчика. Лебедка приводится в движение двигателем автомо-
биля. Она состоит из рамы, барабана, привода для вращения
барабана, укладчика кабеля и тормозной системы. Частота вра-
щения барабана и перемещения кабеля регулируется измене-
нием числа оборотов двигателя и передаточного числа от дви-
гателя автомобиля к барабану лебедки с помощью редуктора и
коробки передач.
Самоходный подъемник ПК-2 предназначен для проведения
геофизических работ в скважинах глубиной до 4500 м с исполь-
зованием одножильного бронированного кабеля КГ1-53-180 или
КГ 1-53-90. Кузов подъемника смонтирован на шасси автомобиля
ЗИЛ-131 фургонного типа.
Самоходный подъемник ПК-4 применяется при геофизиче-
ских работах в скважинах глубиной до 7000 м с одножильным
393
бронированным кабелем. Кузов подъемника смонтирован на
шасси автомобиля высокой проходимости «Урал-375А».
Подъемники обеспечивают перемещение кабеля со скоро-
стью от 50 до 10000 м/ч.
Питающие и измерительные цепи лабораторий подсоединя-
ются к жилам находящегося на лебедке кабеля с помощью кол-
лектора, который состоит из подвижной части, смонтированной
на раме лебедки. На подвижной части коллектора расположены
изолированные от подъемника кольца, по которым скользят кон-
тактные щетки. Жилы кабеля присоединяются к кольцам,
а щетки — к измерительным и токовым цепям лаборатории.
Часто применяются герметические маслонаполненные коллек-
торы.
§ 90. БЛОК-БАЛАНСЫ
Для спуска в скважину и направления кабеля служит спе-
циальное устройство — блок-баланс. Он состоит из рамы и ро-
лика, свободно вращающегося на оси, которая укреплена на
раме (рис. 194). Блок-баланс преобразует горизонтальное дви-
жение кабеля в вертикальное, фиксирует длину перемещаемого
через него кабеля и приводит в действие механические системы
лаборатории — лентопротяжный механизм, отметки глубин
и др.
На блок-балансе крепятся датчик глубин и датчик натяже-
Рис. 194. Схема конструкции рамоч-
ного блок-баланса
/ — корректор; 2 —ось ролика; 3 — ролик;
4 — кабель; 5 — щека ролика; 6 — опорная
призма; 7 — подставка; 8 — динамометр; Р —
салазки; 10 — поперечная планка
ния кабеля. Датчик глубин
передает движение ленто-
протяжному механизму ре-
гистрирующего прибора и
счетчика глубин, установ-
ленных на контрольных
панелях лаборатории и
подъемнике. Датчик глу-
бин представляет собой
устройство дистанционной
передачи — сельсин ДИ-
511. Ротор сельсина связан
передачей 4:1 с вводным
валиком датчика глубин,
на котором закреплена
шестерня. Этой шестерней
датчик глубин сцепляется
с шестерней ролика. Пере-
даточные числа от оси ро-
лика к ротору сельсина
таковы, что при прохожде-
нии через ролик кабеля
длиной 1 м ротор сельсина
делает четыре оборота. На
394
датчике глубин расположены соединительные муфты для под-
ключения к нему датчика натяжения и автоматического метко-
уловителя, а также для соединения датчика глубин со схемой
лаборатории.
Применяются блок-балансы для оплеточных, шланговых и
бронированных кабелей. Обычно используют рамочные и под-
весные блок-балансы.
ч
§91. КАБЕЛИ
Спуско-подъемные операции в скважинах при геофизических
работах проводятся с помощью специальных геофизических ка-
белей, которые одновременно служат линией связи между сква-
жинными приборами и наземной аппаратурой и несут механи-
ческую нагрузку. В связи с этим к кабелям предъявляются
особые требования: они должны обладать достаточной прочно-
стью, гибкостью, иметь небольшое электрическое сопротивление
и высокую изоляцию токопроводящих жил.
Используются одножильные, трехжильные и многожильные
геофизические кабели, которые по конструкции делятся на опле-
точные, шланговые и бронированные. Тип кабеля, выбираемого
для работы, зависит от геологических и скважинных условий.
Условия работы кабелей весьма разнообразны. Окружаю-
щая их среда может характеризоваться высокими темпера-
турами (до 200—250°C) и давлениями (свыше 100 МПа),
наличием химически агрессивных веществ в промывочной жидко-
сти, присутствием нефти и газа в стволе скважины и неравно-
мерностью сечения ствола необсаженной скважины.
В трехжильных кабелях с оплеточным и шланговым покры-
тием механическую нагрузку несут токонесущие жилы, в бро-
нированных кабелях — верхняя двухслойная броня.
Каждому типу кабеля присвоен шифр, в котором первая
буква (К) означает «кабель», вторая (Г)—«геофизический»,
цифра (1,3,7)—число жил в кабеле, следующее двухзначное
число — разрывное усилие кабеля в килоньютонах (кН), вто-
рое число — теплостойкость кабеля в °C. Например, КГ1-24-180
расшифровывается следующим образом: кабель геофизический,
одножильный, номинальное разрывное усилие 24 кН, макси-
мальная рабочая температура 180°C. Буквы в конце шифра
означают: «Ш» — шланговая оболочка; «М» — маслостойкий;
«ВО» — в оплетке из волокнистого материала, например
КГЗ-70Ш, КГЗ-18-70ШМ.
Наиболее широкое распространение получили бронирован-
ные кабели (рис. 195), которые позволяют проводить все виды
геофизических работ, выполнять их в условиях больших темпе-
ратур и давлений и в скважинах с высокой плотностью промы-
вочной жидкости. Бронированные кабели имеют малые диаметр
и массу, отличаются невысокой стоимостью изготовления и дли-
тельным сроком эксплуатации.
395
IL
Рис. 195. Устройство оплеточных (а), шланговых (б) и бронированных (в)
кабелей.
I, /Л ///— одно,-трех- ii семижильные бронированные кабели, / — токопроводящая
жила кабеля; 2— резиновая изоляция жилы; 3— внешнее покрытие жилы; '/ — заполни-
тель; 5 — внешняя оплетка; 6 — внешнее резиновое покрытие; 7 — внутренняя брониро-
ванная оплетка; 8 — внешняя бронированная оплетка
Для механического и электрического соединения кабеля со
скважинными приборами или зондовыми установками применя-
ются типовые кабельные наконечники с головками или полумуф-
тами. Кабельные наконечники и полумуфты бывают двух
типов — для бронированных и небронированных кабелей. При-
менение типовых кабельных наконечников обеспечивает унифи-
кацию, взаимозаменяемость, надежность и быстроту пересо-
единения скважинных приборов в процессе работ.
При производстве геофизических работ различными мето-
дами существенное значение имеет надежность линии связи. Ос-
новная мера борьбы с искажениями, вызываемыми утечками
тока, — контроль изоляции жил кабеля и соединительных про-
водов, а также внутренних цепей лаборатории и устранение на-
рушений изоляции. Способы обнаружения мест утечки тока
в небронированных и бронированных кабелях различны [5].
396
Глава XXI
ПРОВЕДЕНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ В СКВАЖИНАХ
§ 92. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
НА БАЗЕ И НА БУРОВОЙ
Для сокращения времени работы на буровой и обеспечения
хорошего качества результатов исследований скважин часть
подготовительных работ проводится еще на базе. В задачи та-
кой подготовки входит проверка исправности и работоспособ-
ности аппаратуры, изоляции кабеля и электрических цепей ла-
боратории и подъемника, а также скважинных приборов.
Сопротивление изоляции силовой цепи должно быть не ме-
нее 5 МОм, токовой цепи — не менее 10 МОм, измерительной
цепи — не менее 20 МОм, сопротивление изоляции кабеля на
корпус подъемника — не менее 2 МОм.
Перед приездом геофизической партии на буровую работ-
ники буровой бригады под наблюдением представителя геологи-
ческой службы готовят скважину к проведению геофизических
исследований: тщательно ее промывают, контролируют плот-
ность, вязкость, водоотдачу промывочной жидкости, определяют
процентное содержание в ней песка и других механических при-
месей, что обеспечивает хорошую проходимость скважинных
приборов до забоя и беспрепятственный их подъем, а также по-
лучение качественных результатов геофизических Измерений.
К началу проведения геофизических исследований все ра-
боты вблизи устья скважины и мостков должны быть прекра-
щены. Из состава буровой бригады в помощь геофизикам вы-
деляется работник для управления буровой лебедкой с целью
обеспечения необходимых операций при спуско-подъемных ра-
ботах.
По приезде геофизической партии на буровую ее ра-
ботники приступают к подготовительным работам: устанавли-
вают лабораторию, подъемник и блок-баланс согласно требова-
ниям техники безопасности (см. § 102), собирают схемы внеш-
них соединений и проверяют работу основных узлов измеритель-
ной схемы.
При подготовке к работе вспомогательных устройств прове-
ряют: 1) синхронность передачи (прокручивание ролика блок-
баланса. должно приводить к изменениям показаний счетчиков
глубин); 2) сигнальные цепи и исправность переговорного уст-
ройства; 3) действие устройств для нанесения меток глубин на
диаграммах; 4) работу лентопротяжного механизма регистра-
тора.
§ 93. СПУСК — ПОДЪЕМ ПРИБОРОВ И КАБЕЛЯ
Скважинный прибор присоединяется к кабелю и перено-
сится к устью скважины. Для обеспечения правильности при-
вязки шкалы глубин на диаграмме к фактическим глубинам
397
измеряется и записывается расстояние от точки замера или
скважинного прибора до первой метки на кабеле, т. е. опреде-
ляется цена первой метки.
Спуск кабеля в скважину производится плавно, без рывков,
с постоянной скоростью, согласно правилам техники безопасно-
сти. Движение скважинного прибора контролируется по показа-
ниям динамометра, установленного на блок-балансе, или по
величине стрелы прогиба кабеля между блок-балансом и лебед-
кой. Однако наиболее надежный способ контроля движения при-
бора в скважине — наблюдение за показаниями регистрирующих
приборов, включенных в схему измерений какого-либо геофизи-
ческого параметра (чаще всего L/cn). Прекращение движений
блика гальванометра (или указателя потенциометра) сигнали-
зирует об остановке прибора в скважине.
Геофизические параметры измеряются в скважинах, как пра-
вило, в процессе подъема скважинного прибора (исключение
составляют замеры термометром, резистивиметром и др.). Ско-
рость подъема кабеля зависит от мощности пластов, представ-
ляющих интерес для изучения, а также инерционности измери-
тельной аппаратуры и определяется для различных видов
исследований «Технической инструкцией на проведение геофизи-
ческих исследований». Чем меньше мощность прослоев, которые
желательно выделить в разрезе, и больше время установления
подвижной системы регистрации прибора, тем с меньшей ско-
ростью следует записывать диаграмму.
Глубина, на которой находится скважинный прибор, прибли-
женно оценивается по показаниям счетчика глубин, приводи-
мого в действие электрическим датчиком, связанным с враще-
нием ролика блок-баланса. Однако из-за изменения диаметра
кабеля вследствие его растяжения и износа, а также из-за
возможности проскальзывания кабеля по ролику блок-баланса
эти показания, а также масштаб глубин на регистрируемых
диаграммах могут быть не совсем правильными. Для опреде-
ления глубин на кабеле через точно отмеренные интервалы на-
носятся метки из изоляционной ленты или резиновых жгутов
либо магнитные метки.
Кабель размечается с помощью стальной мерной ленты
в процессе подъема скважинного снаряда или груза из сква-
жины, благодаря чему достигается соответствие между натя-
жением кабеля при измерении расстояний между метками и
его натяжением в процессе регистрации диаграмм. Эта опера-
ция может производиться также на базе с использованием спе-
циальной разметочной установки и с учетом натяжения кабеля
в скважине. Размечают новый кабель, а также сращенные
куски кабеля, бывшего в употреблении, и кабель, на котором
стерлись магнитные метки.
398
§ 94. РЕГИСТРАЦИЯ ДИАГРАММ
Регистрация диаграмм всех геофизических методов иссле-
дования разрезов скважин ведется согласно «Технической ин-
струкции на проведение геофизических исследований». Масш-
таб и скорость записи определяются геолого-геофизическими
особенностями конкретного месторождения и типом применя-
емой аппаратуры.
Масштаб глубин диаграмм, как правило, устанавливается
1 :500 по всему разрезу и 1:200 на участках разреза, представ-
ляющих наибольший интерес в смысле скопления полезных
ископаемых.
Перед началом и в конце регистрации диаграмм при непод-
вижном зонде или скважинном приборе и включенном лентопро-
тяжном механизме производят запись различных отклонений
пишущего устройства с целью контроля правильности установ-
ленных масштабов регистрации, положения нулевой линии
и. т. п.
Если интервал записи диаграмм большой, то нулевые поло-
жения пишущих устройств фиксируются в процессе регистрации
диаграмм без остановки зондов. Для определения нулевого по-
ложения регистрирующего прибора выбираются участки раз-
реза, в которых измеряемый параметр изменяется незначи-
тельно.
В процессе регистрации диаграмм необходимо внимательно
следить за систематичностью фиксации меток, сверяя моменты
их появления с показаниями счетчика глубин. В случае пропуска
подряд двух меток и более или появления лишних меток выяс-
няются причины неполадок, и запись участка диаграммы с про-
пущенными или неправильно зафиксированными метками повто-
ряется.
К диаграммам различных геофизических параметров
предъявляются следующие основные требования.
1. Зарегистрированные кривые должны соответствовать нор:
мальной характеристике исследуемого разреза, известной из
предыдущих геофизических исследований в данном районе. При
резком расхождении полученных диаграмм с существующими
желательна повторная регистрация данного параметра. Произ-
водитель работ должен обязательно указать вероятные причины
этих расхождений.
2. Погрешности определения рк, А^’сп и других параметров
не должны превышать 5—10%. Погрешность оценки диаметра
скважины на кавернограмме не должна быть более ±1,5 см.
3. В скважинах, верхняя часть которых уже исследовалась,
надо выполнить повторные измерения — перекрытия замеров
в нижней части ранее изученного участка в интервале не менее
50 м. Расхождения свыше 5 % допускаются в тех случаях, когда
возможны изменения условий измерений (например, проникно-
вение фильтрата промывочной жидкости в коллекторы).
399
4. Кривые не должны быть искажены влиянием утечек тока,
индуктивных наводок, вибрацией бликов гальванометров или
пишущего устройства потенциометра.
5. Допустимая погрешность определения глубин до 1000 м
составляет ±1 м и на каждые последующие 1000 м увеличива-
ется на ±0,5 м.
6. На диаграммах должны быть точно зафиксированы поло-
жения меток и указаны соответствующие им истинные глубины
(с учетом цены первой метки).
7. На подлиннике диаграммы должны быть приведены сле-
дующие данные: а) район, номер скважины, фамилии исполни-
телей работ; б) сведения о конструкции скважины и промы-
вочной жидкости; в) виды и условия исследований, масштабы
регистрации измеряемых параметров; г) цена первой метки;
д) сопротивление изоляции жил кабеля до и после исследова-
ний.
Последовательность обработки и оформления диаграмм:
1) обводятся тушью зарегистрированные кривые, указываются
на диаграммной ленте точные глубины меток; 2) снимается пер-
вая, так называемая эталонная, копия кривой с подлинника
с учетом имеющегося несоответствия номинального и фактиче-
ского масштабов глубин. С этой целью на подлинник с учетом
меток наносят деления, соответствующие значениям глубин,
кратным 10 (при масштабе 1 :500) или 4 (при масштабе 1 :200).
На диаграммной бумаге, предназначенной для эталонной копии,
имеется колонка глубин с делениями через каждые 2 см. При
копировании бумага эталона постепенно смещается относи-
тельно неподвижного подлинника так, чтобы соответствующие
глубины на подлиннике и эталоне все время совпадали. С эта-
лонной копии снимается необходимое число копий зарегистри-
рованных диаграмм.
Часть четвертая
КОМПЛЕКСНЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ
ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
И ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭВМ
ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ
Глава ххп
КОМПЛЕКСЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
•§ 95. РОЛЬ КОМПЛЕКСНЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
Геофизические исследования скважин призваны решать следую-
щие основные геологические и технические задачи: литологи-
ческое расчленение и корреляция разрезов, вскрытых скважи-
нами; выявление полезных ископаемых и определение их пара-
метров, необходимых для подсчета запасов и проектирования
разработки месторождений; геолого-технологический контроль
бурения скважин; изучение технического состояния скважин;
контроль разработки месторождений полезных ископаемых
и т. д.
Горная порода, являющаяся основным объектом геофизиче-
ских исследований в скважинах и представляющая собой слож-
ную гетерогенную систему, состоит из различных по физико-хи-
мическим свойствам твердой и жидкой фаз. Скелет горной по-
роды обычно имеет сложный минеральный и гранулометриче-
ский состав с разной степенью окатаниости твердых частиц, их
упаковки и сцементированности. Цемент породы в общем отли-
чается по своим физико-химическим свойствам от скелета, по-
этому текстура и структура порового пространства горных по-
род разные. Большое, а иногда и определяющее влияние па
физические свойства горных пород оказывает порозаполнитель.
В природных условиях порозаполнителем может быть вода,
нефть, конденсат, газ или смесь этих компонентов в любых со-
отношениях. Минерализация связанной, остаточной и свободной
пластовой воды колеблется от единиц до 200—300 г/л. Заметное
влияние на физико-химические свойства горных пород оказы-
вают термобарические условия (температура,. горное и пласто-
14 Заказ № 1956
401
вое давление). В силу перечисленных выше причин однотипные
горные породы могут значительно различаться по физико-хими-
ческим свойствам, а разные породы, наоборот, могут иметь сход-
ную петрофизическую характеристику.
Как уже было показано, на регистрируемые геофизические
параметры существенно влияют скважинные условия проведения
ГИС (каверны, сужение диаметра скважины, тип и минерали-
зация промывочной жидкости, наличие, тип и размеры зоны
проникновения ее фильтрата в породы-коллекторы, время про-
ведения ГИС после разбуривания горных пород и т. д.). Кажу-
щиеся значения и конфигурация кривых геофизических пара-
метров против отдельных маломощных пластов зависят от их
мощности и физико-химических свойств вмещающих пород. Та-
ким образом, значения регистрируемых геофизических парамет-
ров при производстве ГИС зависят от геологических особенно-
стей вскрытого разреза и технологических условий проходки
скважины.
Вследствие этого по результатам отдельных геофизических
методов исследования скважин неоднозначно решаются задачи,
стоящие перед скважинной геофизикой. Так, нефтеносные пла-
сты— песчаники, залегающие среди глин в интервалах 1267,4 —
1271,2 и 1273,6—1283,6 м, и плотные известняки (1203,4—1208,6
и 1312,2—1318,6 м) (см. рис. 92) имеют сходные геофизиче-
ские характеристики по СП (отрицательные амплитуды At/cn),
по КС (повышенные кажущиеся электрические сопротивления)
и по ГМ (пониженную интенсивность /т). Однако при исполь-
зовании данных нейтронного гамма-метода повышается одно-
значность литологического расчленения: нефтеносные песчаники
характеризуются средними значениями /п?, а плотные извест-
няки— высокими значениями Iпу.
При высокой минерализации пластовых вод о наличии нефти
в песчаных коллекторах указывают повышенные значения рк
и средние интенсивности //г?. Даже в этом простом случае для
однозначного ответа на вопрос о литологии пластов и характере
насыщения коллекторов потребуются по крайней мере резуль-
таты трех геофизических методов — СП, КС, НГМ. Для данного
случая могут быть предложены и другие варианты комплекси-
рования методов ГИС.
При исследовании разрезов скважин нефтяных и газовых
месторождений чаще сталкиваются с более сложной геофизи-
ческой неоднозначностью геологического строения объекта. Од-
нотипные картины наблюдаются при исследовании угольных и
рудных скважин. Эффективное решение геологических и тех-
нических задач возможно только при комплексном изучении
разрезов скважин геофизическими методами, основанными на
различной петрофизической природе (электрическими, радиоак-
тивными, термическими, акустическими, механическими, геохи-
мическими и др.) и обеспечивающими достаточную вертикаль-
ную и радиальную расчленяемость геологического разреза.
402
§ 96. ОПТИМАЛЬНЫЕ, ТИПОВЫЕ
И ОБЯЗАТЕЛЬНЫЕ КОМПЛЕКСЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
Достоверное решение геологических и технических задач,
стоящих перед скважинной геофизикой, обеспечивается комп-
лексом (программой) методов, требующих минимума затрат
средств и времени, т. е. оптимальным комплексом геофизических
исследований скважин.
Комплекс ГИС определяется целевым назначением скважин
(опорные, параметрические, оценочные, поисковые, разведочные,
эксплуатационные), особенностями геологического разреза, спе-
цифическими условиями бурения, характером ожидаемой геоло-
гической информации. Поскольку геологические и технические
условия проведения работ в различных районах сходны, уста-
навливаются типовые комплексы геофизических исследований
скважин для всего разреза и перспективных интервалов на
полезные ископаемые для поисковых, разведочных и эксплуата-
ционных скважин с учетом типа промывочной жидкости. Для
опорных, параметрических и оценочных скважин типовые комп-
лексы ГИС не составляются. Эти скважины исследуют по ин-
дивидуальным программам и планам.
Типовые комплексы ГИС включают основные методы геофи-
зических исследований скважин для решения задач в обычных
условиях и дополнительные, учитывающие специфику конкрет-
ных геолого-технических условий.
На основе утвержденных типовых комплексов ГИС разра-
батываются по согласованию с заказчиком более конкретные
обязательные комплексы, учитывающие специфику района и
обеспечивающие получение максимальной информации при ми-
нимальных затратах средств и времени. По мере разработки
новых эффективных методов ГИС и технического их обеспече-
ния обязательные комплексы пересматриваются.
Типовые и обязательные комплексы ГИС после утверждения
действуют как отраслевой стандарт. Исключить из обязатель-
ного комплекса ГИС какой-либо метод можно только при усло-
вии замены его другим равноинформативпым методом из
состава типового комплекса. Сокращение обязательного комп-
лекса ГИС допускается в исключительных случаях (непрохож-
дение прибора, отсутствие необходимой аппаратуры, аварийная
ситуация в скважине и т. д.).
Как следует из табл. 7, наибольший объем геофизических
исследований в типовом и обязательном комплексах ГИС при-
ходится на электрические методы. Это объясняется наиболее
полной разработкой методов сопротивления и их высокой ин-
формативностью. Однако по мере дальнейшей разработки ин-
дукционных методов (ИМ) и методов сопротивления экрани-
рованного заземления (СЭЗ), а также методик интерпретации
их данных и аппаратурного обеспечения в скором будущем
14*
403
Т а б л и ц а 7
Типовой и обязательный комплексы геофизических исследований поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин,
бурящихся на нефть и газ, в терригенных коллекторах Западно-Сибирской низменности
Геофизический метод Типовой комплекс Обязательный комплекс
Поисковые скважины Разведочные скважины Эксплуатацион- ные скважины Поисковые скважины Разведочные скважины Эксплуатацион- ные скважины
по всему ство- лу, м-б 1 : 500 в перспектив- ных интервалах, м-б 1 : 200 по всему ство- лу, м-б 1 : 500 в перспектив- ных интервалах, м-б 1 : 200 по всему ство- лу, м-б 1 :500 в перспектив- ных интервалах, м-б 1 : 200 по всему ство- лу, м-б 1 :500 в перспектив- ных интервалах, м-б 1 : 200 < по всему ство- лу, м-б 1 : 500 в перспектив- ных интервалах, м-б 1 : 200 по всему ство- лу, м-б 1 : 500 । * - ' в перспектив- ных интервалах, м-б 1 : 200
СП * 1 -* । । 1 — — । ~~ 1 1 1 Ч~ —н* 1 ~г 4“
КС । i 1 1 । 1 1 । * + > “Г" 1 —j—
БЭЗ 1 + __ 1 + I I 1 1
ИМ X । + 1 1 1 1 1 1 г — 1
мкз - I 1 1 Ч*“ —j—
Резистивиметр ия 1 ~~ I 1 1 1- — 1*^ г 1
ДС 1 “Ь — 1 - 1 - Ч- (
ГМ 4“ + 1 1 Ч- Ч- ч~ 1 I “Г 1 1
ннм-т 'I — 1 — 1 — 1 1 —F" + 1 - 1 1
СЭЗ X — » ~i~ i t
МикроСЭЗ 1 *-1 - 1 " 1 1 _ 1 1 1 1 I 1 *
Акустический —j— i —F" _L ( 1 i I
Фазометр ия ”Г ~h _! Г 1
Термометрия * 1
Инклинометрия + — 1 “ * 1 " —J — — “Г
Отбор проб флюидов । “Г « 1
Испытание пластов + 1
Отбор грунтов ч~ 1 1 ~г —1 1 f 1
Наклонометрия \/ X 1
ГГМ-П
ямм 1
ИННМ-Т f 1
П р им ечан и е. Знак «+» — основные методы, знак «X» — дополнительные методы исследования.
возможно изъятие из типовых и обязательных комплексов ГИС
метода бокового электрического зондирования обычными зон-
дами КС.
Изменение типовых и обязательных комплексов ГИС можно
проследить на примере геофизических исследований открытого
ствола скважин, бурящихся на.нефть и газ, так как в этом
случае применяется полный набор геофизических методов (см.
табл. 7).
Наиболее расширенный комплекс ГИС рекомендуется вы-
полнять для изучения разрезов поисковых скважин, так как
в этом случае имеется минимум априорной геологической ин-
формации о вскрываемом разрезе горных пород и не известны
специфические геологические особенности данного района.
Если задачи, поставленные перед поисковым бурением, не уда-
ется решить комплексом основных методов, проводятся допол-
нительные исследования разрезов скважин.
В разведочных и эксплуатационных скважинах типовые и
обязательные комплексы ГИС, выполняемые по всему разрезу
скважины в масштабе глубин 1 : 500, несколько сокращаются.
В интервалах детальных работ в разведочных скважинах
в масштабе глубин 1:200 практически сохраняется комплекс
исследования поисковых скважин. При изучении продуктивных
интервалов эксплуатационных скважин в масштабе глубин
1 :200 комплекс ГИС также несколько сокращается (см.
табл. 7) —в зависимости от геологической и технической слож-
ности исследуемых отложений.
Аналогично составляются типовые и обязательные комп-
лексы ГИС для действующих и остановленных скважин при
контроле разработки нефтяных и газовых месторождений. Эти
комплексы подразделяются на полные и специальные. Полные
комплексы применяются для одновременного решения несколь-
ких основных взаимосвязанных задач контроля разработки неф-
тяных месторождений: определения характера текущего насы-
щения пласта и эксплуатационных характеристик пластов, вы-
явления затрубной циркуляции флюидов и др.
Специальные комплексы промыслово-геофизических методов
используются для решения частных задач: контроль положения
ВНК и ГНК в контрольных скважинах, изучение эксплуата-
ционных характеристик работающих пластов и технического со-
стояния скважин, исследование скважин для выбора оптималь-
ного режима работы технологического оборудования и т. д.
Каждый комплекс включает основные и дополнительные ме-
тоды.
Комплексы ГИС при контроле разработки месторождений
также пересматриваются в зависимости от конкретных геолого-
технических условий, наличия аппаратуры, особенностей раз-
разботки отдельных месторождений и с учетом поставленных
задач, технических возможностей и эффективности тех или иных
406
методов. В соответствии со стадией выработки месторождения
меняется и комплекс ГИС, с помощью которого контролируется
их разработка.
Глава XXIII
АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ ОБРАБОТКИ
И ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
С каждым годом увеличивается число скважин поискового,
разведочного и эксплуатационного бурения при сокращении сро-
ков их строительства и растет объем геофизических исследо-
ваний по контролю разработки месторождений и технического
состояния скважин. Геологические сложности открываемых ме-
сторождений и расширяющийся круг задач и требований к гео-
логической интерпретации геофизических данных требуют рас-
ширенного комплекса геофизических исследований скважин и
более тщательного анализа их результатов.
Традиционные неавтоматизированные приемы сбора, хране-
ния, обработки и интерпретации с помощью палеточного ин-
струмента большого объема получаемой геофизической ин-
формации требуют огромных трудовых и временных затрат, не
обладают необходимой оперативностью, не исключают субъек-
тивности в решении геологических задач по результатам ГИС и,
следовательно, не обеспечивают полного извлечения геологиче-
ской информации из геофизических данных.
В настоящее время обрабатывается геофизическая информа-
ция только по наиболее перспективным интервалам разрезов
скважин, что составляет 15—20 % от общего объема геофизи-
ческого материала. Кроме того, при неавтоматизированной об-
работке данных ГИС затрудняется полный учет влияния сква-
жинных условий на получаемые результаты, комплексное реше-
ние геологических задач по геолого-геофизическим данным
которое сопровождается сложными расчетами различного рода
формул и установлением зависимостей «керн — керн», «керн —
геофизика» и других, особенно при определении параметров,
необходимых при подсчете запасов полезных ископаемых: эф-
фективных мощностей, коэффициентов пористости, нефтегазо-
насыщеиности, глинистости, проницаемости и т. д.
Одним из направлений повышения геологической эффектив-
ности и оперативности использования материалов геофизических
исследований скважин является автоматизация процессов сбора,
обработки и интерпретации информации с использованиехм
электронно-вычислительных машин (ЭВМ) и другого вспомога-
тельного оборудования.
Автоматизация процессов сбора, обработки и интерпретации
геофизических данных включает следующие основные этапы
[21]: 1) сбор геофизической и геологической информации, преоб-
407
разование ее в цифровую форму, запись на магнитную ленту,
перфоленту или перфокарты, транспортировка (передача) в вы-
числительный центр, контроль и ввод в ЭВМ; 2) обработка и
интерпретация полученных данных на ЭВМ по комплексу спе-
циальных программ; 3) оформление и хранение результатов ин-
терпретации.
Поскольку результаты геофизических исследований сква-
жин определяют дальнейший ход разведки месторождений и
их разработку, то автоматизированная система сбора обработки
и интерпретации геолого-геофизических материалов и их хра-
нения является составной частью общей автоматизированной
системы управления (АСУ) геологоразведочными работами.
§ 97. ПРИНЦИПЫ АВТОМАТИЗАЦИИ СБОРА
ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ
Сбор геолого-геофизической информации, преобразование ее
в цифровую форму и передача в вычислительный центр — это
вспомогательные операции автоматизированной системы интер-
претации данных ГИС.
Для получения геофизической информации в цифровой
форме используются специальные цифровые и аналогово-циф-
ровые геофизические лаборатории, снабженные цифровыми ре-
гистраторами типа «Триас», «Тюмень», ПЛК-6, АЦРК-2. При
геофизических исследованиях скважин эти лаборатории рабо-
тают параллельно с аппаратурой аналоговой записи диаграмм.
Значения геофизических параметров фиксируются в цифровой
форме через 1—10 см глубины в зависимости от геологической
сложности разреза и метода ГИС. Число каналов аналогово-
цифровых преобразователей, по которым можно вести оциф-
ровку регистрируемых параметров, зависит от типа цифрового
регистратора и составляет 5—15. Запись кривых ГИС в оциф-
рованной форме ведется на магнитную ленту.
Однако в силу различных причин до настоящего времени
в производственных геофизических организациях мало приме-
няют цифровые геофизические лаборатории. Основным видом
регистрации результатов геофизических исследований скважин
является аналоговая форма с помощью фоторегистратора на
фотопленку. Такой вид регистрации результатов ГИС создает
дополнительные трудности применения ЭВМ при обработке и
интерпретации геолого-геофизической информации скважин, вы-
ходящих из бурения. Кроме того, такие же трудности возникают
при обработке на ЭВМ фондовых материалов ГИС.
Для преобразования записи аналоговых непрерывных геофи-
зических диаграмм в цифровую форму используются автомати-
ческие и полуавтоматические преобразователи.
При оцифровке вновь поступающих диаграмм и материалов
ГИС старого фонда используются полуавтоматические преобра-
зователи Ф001 и Ф014 и их модификации. Принцип действия
408
полуавтоматических преобразователей заключается в следую-
щем. Диаграммная лента протягивается с определенной ско-
ростью (1; 2; 4 или 8 м/ч), устанавливаемой оператором в за-
висимости от сложности геологического разреза и детальности
геофизического метода. Оператор вручную обводит указателем
следящего устройства преобразуемую кривую геофизического
параметра. Отклонения указателя от нулевой линии через оди-
наковый или переменный шаг дискриминации 0,5; 1 или 2 мм
в цифровом коде перфорируются на перфоленту, перфокарту
или магнитную ленту.
Современный уровень оцифровки диаграмм с помощью авто-
матических или полуавтоматических преобразователей не ис-
ключает возможности брака вследствие сбоев преобразователей
или невнимательности оператора. В связи с этим обычно вы-
полняется контроль результатов оцифровки путем визуального
сравнения исходного графического материала с графическими
данными, полученными в результате цифроаналогового преоб-
разования. Необходимость контроля исходных материалов
в полной мере касается и цифровых геофизических лаборато-
рий.
Преобразование цифровых данных в графическую форму
производится или до ввода в ЭВМ, или на этапе их временного
хранения в ЭВМ с помощью преобразователей код-аналог: фо-
топостроителей ФП-2, преобразователей-регистраторов НО24
или двухкоординатных рулонных графопостроителей.
Оцифрованная геофизическая информация на вычислитель-
ные центры (ВЦ) может передаваться в зависимости от геогра-
фического положения и обустроенности района геолого-геофизи-
ческих работ, степени развития связи между ВЦ и местом
работ и т. д. следующими способами: 1) с помощью транспорт-
ных средств (магнитограммы, перфоленты или перфокарты);
2) по телетайпу, телефону, коротковолновой радиолинии и др.
Определенной концепции о средствах передачи геофизической
информации на ВЦ пока нет.
Для ввода оцифрованной геофизической информации с пер-
фолент, перфокарт или магнитной ленты в ЭВМ используются
специальные устройства для различных носителей информации.
После ввода геофизической информации в ЭВМ начинается об-
работка и интерпретация геолого-геофизических данных по си-
стеме специальных программ.
§98. ПРИНЦИПЫ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ
ОБРАБОТКИ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
Автоматизированная система обработки и интерпретации
результатов ГИС предусматривает сбор и обработку данных по
специальным программам по отдельной скважине, так назы-
ваемую оперативную интерпретацию, и всех геолого-
409
геофизических данных по отдельной площади или месторожде-
нию — сводную интерпретацию.
При оперативной интерпретации по специальным програм-
мам на ЭВМ обрабатываются геофизические данные каждого
метода ГИС отдельно и затем после корректировки результатов
интерпретируются уже совместно все данные комплексного ис-
следования скважины с целью литологического расчленения раз-
реза, выделения пластов-коллекторов, оценки характера их на-
сыщения и определения коэффициентов пористости, нефтегазо-
насыщенности, глинистости и проницаемости.
При сводной интерпретации обобщается весь геолого-геофи-
зический материал и результаты оперативной интерпретации
по всем скважинам отдельного месторождения (площади), ус-
танавливаются геологические закономерности его продуктив-
ных отложений, определяются подсчетные параметры: средние
эффективные мощности, площадь месторождения, средние ко-
эффициенты пористости и нефтегазонасыщенности. Сводная
интерпретация результатов геофизических исследований сква-
жин заканчивается подсчетом запасов нефти и газа.
Наибольшие успехи при автоматизации процессов с исполь-
зованием ЭВМ достигнуты при оперативной интерпретации ре-
зультатов геофизических исследований скважин. Для этих це-
лей применяются системы программ «Каротаж-1», Ц-2, ГИК-2,
основанные на различных подходах к интерпретации материа-
лов ГИС. Так, в автоматизированных системах «Каротаж-1» и
Ц-2 используется традиционный подход к обработке и интерпре-
тации данных ГИС, при котором по геофизическим параметрам
сначала выделяются однородные интервалы разреза скважины,
именуемые пластами. Для этих пластов, как и при традицион-
ных способах обработки кривых ГИС, снимаются кажущиеся
значения каждого геофизического параметра, на которых и ба-
зируется вся дальнейшая интерпретация аналогично традицион-
ным приемам.
В системе ГИК-2 предусмотрена так называемая «непре-
рывная» интерпретация, когда обработка исходных геофизиче-
ских данных ведется поточечно с тем же шагом дискриминации,
что и оцифровка исходных данных, без предварительного рас-
членения разреза на пласты. Необходимо отмстить, что точность
интерпретации данных ГИС в отдельной точке ниже точности
обработки материалов для пласта, так как практически невоз-
можно учесть влияние всех искажающих факторов (скважин-
ных условий, мощности пласта, вмещающих пород, особенностей
кривых каждого метода ГИС на границах литологических раз-
ностей и т. д.) на кривую геофизического параметра в каждой
точке. Однако заслуживает внимания тот факт, что при обра-
ботке геофизического материала по системе ГИК-2 результаты
интерпретации получаются в виде непрерывных кривых в функ-
ции глубин. Это обеспечивает большие наглядность и деталь-
ность изменения геологического строения по разрезу скважины.
410
В настоящее время трудно отдать предпочтение какому-либо
одному подходу к интерпретации, так как их преимущества и
недостатки до конца не выяснены. Однако при автоматизиро-
ванной обработке и интерпретации материалов ГИС наиболее
широко используется первый подход (попластовая интерпрета-
ция) .
Системы автоматизированной обработки и интерпретации
геолого-геофизических данных обеспечиваются открытой биб-
лиотекой программ, которая пополняется программами, позво-
ляющими решать большее количество., задач, по мере их раз-
работки и переработки. Последовательность обработки исход-
ных данных по программам на ЭВМ. называется графом.
Граф обработки задается оператором.
Электронно-вычислительная машина может вести обработку
материала в автоматическом режиме с начала и до конца. Мо-
гут быть предусмотрены остановы ЭВМ, чтобы интерпретатор
по промежуточным результатам мог выбрать оптимальный ва-
риант программ дальнейшей обработки информации. В этом
варианте осуществляется связь машина — интерпретатор, кото-
рая дает положительные результаты при интерпретации данных
ГИС, проведенных в особо сложных геологических условиях или
в случае не до конца разработанного графа обработки данных
ГИС новых месторождений...
Обработка геофизических данных, или, как ее часто назы-
вают, геофизическая интерпретация, сводится к оп-
ределению физических свойств пластов по геофизическим па-
раметрам: измерение удельного электрического сопротивления
пластов и параметров зоны проникновения фильтрата промы-
вочной жидкости в пласт по данным БЭЗ, ИМ, СЭЗ или их
комплексу, исправление показаний методов СП, ГМ, ННМ-Т
и других за влияние скважинных условий измерений, мощности
пласта, вмещающих пород и др. Для решения этих задач в ЭВМ
вводятся программы, основанные на результатах физического
или аналитического моделирования прямых задач ГИС (па-
летки БЭЗ, ИМ, СЭЗ, зависимости СП, ГМ, ННМ-Т и других
методов от мощности пласта, диаметра скважины, параметров
зоны проникновения, формулы и поправочные кривые для учета
влияния скорости записи и интегрирующей ячейки на показания
методов радиометрии скважин и др.).
На этапе собственной оперативной интерпретации резуль-
татов ГИС, или, как ее иногда называют, геологической
интерпретации, не все задачи имеют строгое математи-
ческое решение. На этом этапе автоматизированной оператив-
ной интерпретации широко используются в виде специальных
алгоритмов экспериментальные зависимости, установленные на
керновом материале, корреляционные связи, полученные ста-
тистическим путем, вероятностные способы оценки и другие ме-
тоды математической статистики. С использованием ЭВМ так
же сложно, как и с помощью обычных традиционных приемов,
411
решаются задачи геологической интерпретации данных геофи-
зических исследований поисковых и разведочных скважин,
когда не выяснены геологические особенности новых продуктив-
ных отложений, не установлены петрофизические зависимости.
В этом случае широко используются вероятностно-статистиче-
ские способы обработки при минимуме геолого-геофизических
данных. Необходимо отметить, что геологическая интерпретация
геофизической информации при поисковом и разведочном буре-
нии менее достоверна, чем при эксплуатационном бурении,
когда уже детально изучено геологическое строение месторож-
дения, имеется достаточное петрофизическое обоснование для
решения основных задач количественной интерпретации данных
ГИС.
Таким образом, достоверность автоматизированной обра-
ботки и интерпретации данных ГИС с помощью ЭВМ зависит
не только от математического обеспечения всех операций пол-
ного цикла всего процесса, но и от физико-математического
подхода и петрофизического обоснования перехода от геофизи-
ческих параметров к геологическим.
Автоматизированная система обработки и интерпретации
результатов геофизических исследований скважин обеспечивает
надежность и объективность получаемой информации, более
полное извлечение информации из геолого-геофизических ма-
териалов при условии широкого обобщения всех имеющихся
сведений о районе работ, повышает оперативность геофизиче-
ских работ в скважинах. Кроме того, требуется меньше квали-
фицированных инженеров-интерпретаторов.
Однако большое разнообразие систем интерпретации данных
ГИС затрудняет их повсеместное использование в практике гео-
физических предприятий, поскольку системы различаются не
только типом ЭВМ, на который они ориентированы, структурой
и организацией вычислительного процесса, по и составом биб-
лиотек обрабатывающих программ, их алгоритмическими осо-
бенностями. В связи с этим создается единая автоматизирован-
ная система обработки и интерпретации данных геофизических
исследований скважин (АСОИГИС), которая позволяет без
значительной затраты труда использовать одни и те же про-
граммы на электронно-вычислительных машинах. Система
АСОИГИС представляет собой вычислительный комплекс обра-
ботки промыслово-геофизических данных на электронно-вычис-
лительных машинах Единой Системы (ЭВМ ЕС).
Система АСОИГИС обеспечивает обработку и интерпрета-
цию данных ГИС на следующих этапах: 1) оперативная интер-
претация данных ГИС- с целью изучения геологических разре-
зов отдельных скважин, выделения коллекторов, оценки их
фильтрационно-емкостных свойств и нефтегазонасыщенности;
2) сводная интерпретация результатов геофизических исследо-
ваний скважин, испытаний пластов и анализов кернового мате-
риала при подсчете запасов нефти и газа и проектирования
412
системы разработки месторождений; 3) обработка данных ГИС
для оценки технического состояния скважин; 4) интерпретация
результатов геофизических исследований действующих скважин
для контроля разработки месторождений.
Система АСОИГИС включает математическое, информаци-
онное, техническое и организационно-технологическое обеспе-
чение. Основными компонентами математического обес-
печения являются стандартное математическое обеспечение
ЕС ЭВМ, специализированная операционная (обслуживающая)
система (СОС) для организации процесса обработки, биб-
лиотека геофизических (обрабатывающих) программ. Инфор-
мационное обеспечение предполагает наличие обраба-
тываемой информации трех типов: геофизические данные, гео-
лого-техническая и управляющая информация. Технические
средства системы базируются на ЭВМ ЕС, обладающих со-
ответствующей памятью: малые и средние модели ЭВМ ЕС —
для экспедиционных ВЦ и большие модели ЭВМ ЕС — для ре-
гиональных ВЦ. Организационно-технологическое
обеспечение определяется положением об экспедиционном
или региональном вычислительном центре.
Методика работы с системой определяется документацией,
содержащей описание программного, информационного и тех-
нического обеспечения. При этом предусматривается создание
вычислительных центров экспедиций или партий по геофизи-
ческим исследованиям скважин (ВЦ ЭГИС или ВЦ ПГИС) и
региональных геофизических вычислительных центров (РГВЦ).
Основные задачи и функции ВЦ ЭГИС и ВЦ ПГИС: 1) конт-
роль качества и подготовка информации, для обработки данных
ГИС с помощью ЭВМ; 2) оперативная интерпретация материа-
лов ГИС и выдача заключений (рекомендаций) о нефтегазо-
носности разреза и объектах испытания, проведении дополни-
тельных исследований, техническом состоянии скважины и ка-
честве проведенных испытаний (опробований) объектов; 3)
передача данных ГИС и результатов их обработки заказчику
н в региональный банк данных; 4) определение подсчетных па-
раметров для оперативного (текущего) подсчета запасов нефти
и газа.
Основные задачи и функции РГВЦ: 1) формирование банка
данных геологоразведочных объединений; 2) подсчет запасов не-
фти и газа по данным ГИС, оперативный текущий подсчет за-
пасов для оптимизации геологоразведочного процесса; 3) конт-
роль качества интерпретации данных ГИС на ВЦ ЭГИС и ПГИС
и оказание методической помощи в сложных случаях интерпре-
тации; 4) обобщение геолого-геофизических материалов и пло-
щадные построения (карты, корреляционные схемы и разрезы).
Часть пятая
ОРГАНИЗАЦИЯ, ПЛАНИРОВАНИЕ, ОХРАНА
ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
ПРИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТАХ
В СКВАЖИНАХ
Глава XXIV
ОРГАНИЗАЦИЯ И ПЛАНИРОВАНИЕ
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ
§99. ОСОБЕННОСТИ ПРОИЗВОДСТВА
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ
Выполнением геофизических исследований в скважинах зани-
мается специальная геофизическая служба геологоразведочной,
нефтяной и газовой отраслей. Условия работы геофизических
предприятий складываются из множества факторов — геолого-
геофизических, природно-географических, климатических и др.
Если к этому добавить разнообразие решаемых задач, то ста-
нет ясным, что этот вид производства весьма специфичен.
Деятельность геофизической службы характеризуется сле-
дующими особенностями, которые необходимо учитывать при
рассмотрении вопросов экономики, а также организации и пла-
нирования геофизических работ.
1. Являясь производственным подразделением, геофизиче-
ская служба проводит в основном работы исследовательского
характера. Геофизическая партия как основная производствен-
ная единица представляет собой мобильную лабораторию, вы-
полняющую разнообразные исследования и контрольно-изме-
рительные функции в процессе и после бурения скважин или
при добыче полезных ископаемых. Методами проведения работ,
обработки и анализа получаемых материалов геофизическая
служба схожа с исследовательскими организациями и подраз-
делениями, особенно теми, результаты которых находят не-
посредственное применение на производстве. Материалы ГИС
служат основой для принятия важных решений: выбор места
заложения новых скважин, выбор интервалов перфорации, уста-
новление режимов разработки залежей и т. д.
2. При геофизических работах получают не какую-то ма-
териальную продукцию, способную сохранять свою форму и ка-
чество, а неизвестные ранее сведения или данные, позволяю-
414
щие уточнить существующие представления о глубинном строе-
нии территорий, сделать прогноз о наличии полезных ископае-
мых и дать им промышленную оценку. Эта информация
и является непосредственным продуктом геофизических иссле-
дований или продуктом информационного производства. Цен-
ность геофизической информации определяется возможностью
принятия на ее основании наиболее эффективных производст-
венных решений на всех стадиях поисков, разведки и разра-
ботки месторождений.
3. Результаты геофизических измерений имеют также по-
тенциальную ценность, так как они создают предпосылки для
успешного проведения последующих работ.
4. Для геофизической службы, так же как и для большей
части информационных производств, характерна высокая на-
роднохозяйственная эффективность, что выражается в значи-
тельном превышении ценности информации над стоимостью ее
получения. Это особенно важно при решении вопросов, связан-
ных с выбором рационального комплекса исследований и про-
ведением правильной технической политики в геофизическом
производстве.
5. Отличительной чертой геофизического производства яв-
ляется подрядный метод выполнения работ, при котором их
объекты регламентированы договорными суммами, которые
устанавливаются заказчиками на основе планов бурения, что
определяет особенности организации, планирования и финан-
сирования геофизических работ.
§ 100. ОРГАНИЗАЦИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ
В СКВАЖИНАХ И ПОРЯДОК ИХ ПРОВЕДЕНИЯ
Основная производственная единица геофизической служ-
бы— комплексная или специализированная геофизическая пар-
тия (отряд). Число партий определяется объемом договорных
работ с заказчиками — Управлением буровых работ (УБР)
или Нефтегазодобывающим управлением (НГДУ) а также
расстоянием от места базирования партий до объектов иссле-
дований. Если число партий, необходимых для выполнения
договорного объема работ, от 5 до 14, то они объединяются
в геофизические экспедиции; если их больше 14, то создаются
промыслово-геофизические конторы. Несколько контор объеди-
няются в геофизический трест, который может быть специали-
зированным, т. е. выполнять только геофизические работы
в скважинах, или включать подразделения разведочной геофи-
зики. Геофизические тресты, экспедиции и конторы подчиня-
ются соответствующим министерствам через управления геофи-
зических работ.
В соответствии с характером решаемых задач в состав кон-
тор (экспедиций) входят электрометрические, радиометриче-
ские, перфораторные и комплексные геофизические партии,
415
а также специальные отряды для проведения газометрии, инкли-
нометрии, отбора грунтов, для выполнения работ с опробовате-
лями пластов.
Кроме геофизических и перфораторных партий, в состав
конторы входит интерпретационная партия, занимающаяся об-
работкой и интерпретацией геофизических материалов и оформ-
ляющая результаты исследований в виде специальных заклю-
чений. Интерпретационная партия подчинена непосредственно
главному геологу конторы.
Для обслуживания геофизических партий в конторах име-
ются вспомогательные производства: ремонтный и зарядный
цехи, диспетчерская служба. Их основная задача — обеспече-
ние бесперебойной работы главных производственных еди-
ниц.
Производственная деятельность геофизических предприятий
организуется следующим образом. Геофизические предприятия
заключают договор на выполнение исследований в скважинах
с заказчиками (УБР и НГДУ), выступая при этом в роли под-
рядчиков. Взаимоотношения сторон определяются «Основными
условиями- на производство геофизических исследований в сква-
жинах» и «Технической инструкцией по проведению геофизиче-
ских исследований». Договорный объем работ в течение плани-
руемого периода выполняется на основе периодического по-
ступления заказов (заявок) со стороны УБР и НГДУ.
Весь комплекс, работ, проводящихся геофизическими пар-
тиями, состоит из последовательных этапов: 1) подготовка к вы-
езду на скважину и заключительные работы после возвращения
со скважины на базу; 2) подготовительные и заключительные,
работы па скважине; 3) собственно геофизические исследова-
ния; 4) спуско-подъемные операции; 5) псрссоедипение сква-
жинных приборов; 6) разметка кабеля; 7) переезды на сква-
жину и обратно.
Перед выездом на скважину начальник партии получает
заявку (наряд), в которой указывается общий объем работ,
в том числе по видам исследований и интервалам, данные
о времени производства работ, конструкции скважин и т. п.
Ознакомившись с заявкой, начальник партии проводит подго-
товительные работы к выезду: информирует персонал о харак-
тере предстоящих работ, проверяет готовность аппаратуры и
оборудования и получает необходимые взрывчатые, вещества
и средства взрывания. Данные об объекте исследования, запи-
санные в заявке, уточняются по прибытии партии на скважину.
Начальник партии может приступить к производству работ при
наличии акта о подготовленности скважины, подписанного бу-
ровым мастером и геологом.
Учет и оплата выполненных работ производятся на основании
«Акта о выполнении геофизических работ».
После предварительной обработки материалы ГИС пере-
даются в интерпретационные партии. Копии геофизических диа-
416
грамм и результаты интерпретации выдаются заказчику. Объем
и сроки представления результатов исследований заказчику
устанавливаются договорами.
§ 101. ПЛАНИРОВАНИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
РАБОТ В СКВАЖИНАХ
Геофизические работы в скважинах планируются исходя из
объемов и видов бурения, проектируемых геологическими пред-
приятиями и организациями.
С учетом договорного объема геофизических работ по уста-
новленным расценкам составляются сметы. Основой для состав-
ления смет служат «Прейскурант порайонных расценок на
строительство нефтяных и газовых скважин» (ППР), времен-
ные расценки на операции, которые не вошли в ППР, а для
геофизических партий, обслуживающих структурно-поисковые
и гидрогеологические скважины,— «Справочник единых по-
районных расценок на геологоразведочные работы» и сметно-
финансовые расчеты, составленные па основе действующих
«Справочника укрупненных норм» (СУН) и «Справочника ук-
рупненных сметных норм» (СУСЫ) на геологоразведочные ра-
боты.
Натуральные объемы геофизических работ по видам иссле-
дований являются исходными данными для разработки плана
по труду. Согласно плану организационно-технических меро-
приятий определяются резервы в области совершенствования
техники, технологии и организации работ, за счет которых пла-
нируется достичь заданного роста производительности труда.
Финансируются геофизические работы по обслуживанию
разведочного и эксплуатационного бурения за счет капитальных
вложений заказчиков, по обслуживанию структурно-поискового
бурения — за счет средств заказчика, ассигнованных из бюд-
жета, и наконец, геофизические исследования в действующих
скважинах — за счет средств основной деятельности нефтедо-
бывающих предприятий. Финансирование и оплата геофизиче-
ских работ производятся на основе действующих инструкций
и положений.
Глава XXV
ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Геофизические работы имеют ряд специфических особенно-
стей, связанных с использованием и перевозкой взрывчатых
веществ, применением электрической энергии и радиоактивных
веществ, постоянными переездами на автотранспорте, выполне-
нием работ на открытом воздухе, применением с пу с ко-подъем-
ных и погрузочно-разгрузочных механизмов, скважинной ап-
паратуры и кабеля в условиях высоких температур и давлений
.4 17
и др. Это требует разработки специальных правил по технике
безопасности и принятия противопожарных мер, твердое зна-
ние и выполнение которых работниками геофизических партий
обеспечивает безаварийную работу.
Ответственность за безопасность труда по геофизическому
тресту возлагается на главного инженера треста, по промысло-
во-геофизической конторе (базе) — на главного инженера кон-
торы. В помощь главным инженерам для организации работы
по технике безопасности и промышленной санитарии создается
отдел охраны труда или назначаются инженеры по технике
безопасности, или эти обязанности возлагаются на одного из
инженерно-технических работников. В геофизических партиях
(отрядах) за выполнение требований по безопасности труда от-
вечают их руководители.
Лица, вновь принятые на работу, могут быть допущены к ее
выполнению только после прохождения специального инструк-
тажа по безопасному ведению данного вида работ. Инструк-
таж по общим вопросам техники безопасности проводит ин-
женер по .технике безопасности, а по вопросам безопасного
ведения конкретных работ — начальник производственного уча-
стка или партии.
§ 102. ОСНОВНЫЕ ПРАВИЛА ТЕХНИКИ
БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЕДЕНИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
РАБОТ В СКВАЖИНАХ
Подготовительные работы. Перед выездом партии на сква-
жину начальник партии получает заявку заказчика, в которой
указываются технические данные, место расположения сква-
жины и время ее готовности, перечень и объем геофизических
исследований. Согласно этой заявке партия готовится к вы-
езду на скважину: проверяется исправность автомобилей, обо-
рудования, приборов, инструментов, кабеля, тормозной системы
подъемника и системы его управления и т. п., чтобы обеспе-
чить проведение геофизических работ без аварий и несчастных
случаев.
На скважине также необходимо провести подготовительные
работы. Площадка у устья скважины, подъемные мостики и
подходы к ним должны быть очищены от глинистого раствора
и нефти, а посторонние предметы убраны. Перед скважиной
со стороны мостков должна быть площадка для установки
подъемника и лаборатории геофизической партии. Перед гео-
физическими исследованиями ствол скважины дополнительно
прорабатывают с целью обеспечения беспрепятственного про-
хождения скважинных приборов до интервала измерения, а при
производстве прострелочных и взрывных работ — до забоя или
на глубину, превышающую интервал простреливания (торпе-
дирования) на длину спускаемого перфоратора (торпеды),
чтобы в случае оставления стреляющего аппарата в скважине
418
он находился ниже интервала перфорации (торпедирования)
и не мешал проводить работы в стволе скважины. На скважине
следует установить штепсельную' розетку с заземляющим кон-
тактом для подключения геофизического оборудования к сило-
вой и осветительной сетям.
Начальник геофизической партии и представитель заказ-
чика составляют акт проверки готовности скважины к геофизи-
ческим работам. Акт подписывают буровой мастер, геолог,
энергетик и начальник геофизической партии.
После этого устанавливают подъемник против мостков так,
чтобы машинист хорошо видел устье скважины и чтобы ось
барабана лебедки была горизонтальна и перпендикулярна
к устью. Под колеса подъемника подкладывают надежные
упоры. Лабораторию обычно ставят параллельно подъемнику,
оставляя между ними проход шириной не менее 1 м для обес-
печения хорошей видимости и сигнализации между подъемни-
ком, лабораторией и устьем скважины, а также для того, чтобы
выхлопные газы не проникали в кабину лебедчика и в лабо-
раторию.
Установив подъемник и лабораторию, заземляют их шасси
и металлические кузова путем подсоединения к заземляющему
устройству электроустановки или к кондуктору скважины.
После заземления подъемника и лаборатории начальник пар-
тии, инженер или техник в резиновых перчатках подсоединяет
их к электрической сети. При отсутствии электрического щита
подключение к промысловой электрической сети и отключе-
ние от нее производит только электромонтер промысла. Ис-
пользуется электрическая сеть напряжением не выше 380 В.
Если электрическая энергия на скважине отсутствует, подъем-
ник и лабораторию подключают к генераторной группе подъ-
емника.
. Одной из подготовительных операций геофизической партии
на буровой является установка блок-баланса. Блок-баланс
всегда располагают так, чтобы плоскость его ролика проходила
через середину оси барабана лебедки и перпендикулярно к ней.
Это облегчает правильную укладку кабеля на барабан лебедки
и предотвращает его соскакивание с ролика при спуске-подъ-
еме.
Измерения в работающих скважинах при наличии на их
устье давления должны производиться через специальный саль-
ник лубрикатора, обеспечивающий герметичность скважины
во время проведения геофизических исследований. В этом слу-
чае пользуются блок-балансами специальных конструкций и бу-
ферными задвижками для скважин.
Спуско-подъемные операции. В газирующих скважинах или
в скважинах, поглощающих промывочную жидкость, спуско-
подъемные операции запрещаются. Перед спуском прибора
в скважину начальник партии проверяет, чтобы стол ротора
был застопорен, а блок-баланс надежно закреплен.
419
Спуск и подъем скважинных приборов массой более 40 кг
или длиной 2 м (независимо от массы) производятся с по-
мощью буровой лебедки.
При спуско-подъемных операциях в скважине запрещается
наклоняться над кабелем, переходить через него, а также
браться за движущийся кабель руками, поправлять на нем
метки. Для укладки кабеля следует пользоваться водильником
(кабелеукладчиком).
При спуске кабеля в скважину па барабане лебедки должно
оставаться не менее половины последнего ряда витков. За дли-
ной кабеля, находящегося в скважине, следят по датчику глу-
бин и, кроме того, по контрольным меткам, установленным па
кабеле через определенные интервалы.
При подъеме скважинного прибора во избежание затаски-
вания его на ролик блок-баланса движение кабеля после по-
явления над устьем скважины первой предупредительной метки,
которая устанавливается на кабеле в 50 м от головки прибора,
должно быть замедленным, а при появлении второй предупре-
дительной метки, находящейся на расстоянии 3—5 м от при-
бора, подъем ведут при сброшенном газе двигателя подъемника
или вручную. При использовании подвесных блок-балансов
число случаев затаскивания приборов на блок-баланс резко
сокращается.
В случае прихвата прибора в скважине и невозможности его
освобождения надо стараться извлечь кабель целым, т. е.
оборвать его около головки прибора. Для этого в местах при-
соединения скважинных приборов и грузов к кабелю делают
ослабленное крепление, которое не должно превышать 2/3 раз-
рывного усилия кабеля.
При ликвидации прихвата прибора с помощью подъемника
работникам партии, запрещается находиться между лебедкой
и устьем скважины.
§ 103. РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ
При проведении работ электрическими методами геофизи-
ческая станция должна быть надежно заземлена во избежание
поражения персонала электрическим током.
Соединительные провода, применяющиеся для сборки элект-
рических схем, не должны иметь обнаженных жил, неисправ-
ную изоляцию, концы их должны быть снабжены изолирую-
щими вилками, муфтами или колодками. Сборку и разборку
электрических схем, ремонт проводов, а также проверку ис-
правности цепей следует выполнять при выключенном источ-
нике тока.
Проверку работы геофизической станции, находящейся под
напряжением, и отыскание в ней неисправностей должны про-
изводить не менее двух исполнителей.
Скорость спуска глубинного прибора в скважине регули-
420
руется тормозной системой лебедки. Спуск часто затруднен
из-за наличия глинистых пробок, уступов, каверн, а также из-за
значительной кривизны скважины, загустения, большой плот-
ности и вязкости промывочной жидкости, вследствие чего мо-
жет быть допущен перепуск кабеля и возникновение узлов на
нем. В связи с этим движение кабеля контролируют по кри-
вым СП и КС.
При подъеме кабеля нужно быть особенно внимательным,
так как возможны прихваты скважинного прибора, что отме-
чается по датчику натяжения кабеля и по возрастающей на-
грузке на двигатель подъемника.
При выходе скважинного прибора из башмака и входе
в него, подходе к забою и отрыве от него скорость движения
кабеля не должна превышать 600 м/ч. Допустимая скорость
подъема скважинного прибора на остальных участках — до
5000 м/ч.
§ 104. РАБОТЫ РАДИОАКТИВНЫМИ МЕТОДАМИ
Все работы, связанные с применением радиоактивных ве-
ществ в закрытом или открытом виде, проводятся с соблюде-
нием «Санитарных правил работы с радиоактивными вещест-
вами и источниками ионизирующих излучений», а также инст-
рукций, наставлений и нормативов.
Лица, направляемые на работу с радиоактивными вещест-
вами (РВ) и источниками ионизирующих излучений, предва-
рительно проходят медицинское освидетельствование. Допуска-
ются к работе только те, кто не имеет медицинских противо-
показаний. В период работы они подвергаются периодическому
медицинскому осмотру.
Все лица, работающие с радиоактивными веществами и
ионизирующими источниками, должны быть обучены безопас-
ным приемам работы, знать правила пользования санитарно-
техническими устройствами и защитными приспособлениями,
а также правила личной гигиены, т. е. должны сдать соответ-
ствующий техминимум.
Для того чтобы обезопасить обслуживающий персонал от
вредного действия радиоактивных веществ, необходимо органи-
зовать правильное хранение их, перевозку и работу с ними
на скважинах, а также не допускать загрязнения этими ве-
ществами рабочих мест.
Для предотвращения облучения надо соблюдать следующие
правила:
1) использовать источники излучения минимальной актив-
ности, необходимой для данного вида работ;
2) выполнять операции с источниками излучений в течение
очень короткого времени;
3) проводить работы на максимально возможном расстоя-
нии от источника излучений, используя дистанционный инстру-
мент;
421
4) применять защитные средства в виде контейнеров, экра-
нов и спецодежды;
5) осуществлять радиометрический и дозиметрический кон-
троль.
При радиометрических исследованиях скважин используются
закрытые и открытые источники излучений. На базах промыс-
лово-геофизических контор радиоактивные вещества хранятся
в специальных помещениях (хранилищах), оборудованных в со-
ответствии с требованиями «Санитарных правил работы с ра-
диоактивными веществами и источниками ионизирующих излу-
чений». Хранилище имеет отделения для источников нейтронов,
источников гамма-излучений, для жидких радиоактивных изо-
топов, а также для радиоактивных источников, непригодных
для использования ввиду их малой активности.
Радиоактивные вещества хранят в переносных контейнерах,
которые в зависимости от активности РВ находятся в специ-
альных сейфах или колодцах. Ответственность за хранение ра-
диоактивных веществ несет работник, назначенный приказом
по предприятию. Он также принимает и выдает РВ начальни-
кам партий с разрешения руководителя предприятия, что фик-
сируется в журнале учета и движения РВ.
Во всех случаях РВ транспортируются только в специаль-
ных контейнерах. Контейнеры жестко крепятся в задней части
лаборатории или подъемника. Крышки контейнеров и кузова
лаборатории или подъемника закрывают на замок. Ключи хра-
нятся у начальника партии (отряда), который несет полную
ответственность за сохранность РВ, полученных из храни-
лища.
При утере или разливе РВ начальник партии (отряда) не-
медленно сообщает об этом в милицию, органам санитарного
надзора и руководству своего предприятия. О случившемся
составляется акт.
Места нахождения источников радиоактивных излучений
обозначаются специальным знаком (рис. 196), у которого внут-
ренний круг и три сектора в виде лепестков окрашены в крас-
ный цвет на желтом фоне самого знака. В нижней части знака
имеется предупредительная надпись «Осторожно, радиоактив-
ность!».
Работы с закрытыми источниками излучения. По прибытии
на скважину переносной контейнер с источником нейтронов
или гамма-источником относят на расстояние 10 м от места
работы и ведут за ним постоянное наблюдение. Перед уста-
новкой в скважинный прибор источник извлекается из контей-
нера с помощью дистанционных приспособлений (манипулято-
ров).
Скважинный прибор опускают в скважину и извлекают из
нее с помощью спуско-подъемных механизмов. После подъема
прибора из скважины источник нейтронов или гамма-излуче-
ния немедленно перекладывают в контейнер.
422
Осторожно,
радиоактивность'.
Рис. 196. Специ-
альный знак,
предупрежд а ю -
щий о радиоак-
тивности
В аварийных случаях (оставление прибора
в скважине и невозможность его извлечения
в неповрежденном состоянии) прибор осто-
рожно сбивают на забой и заливают цемен-
том согласно «Санитарным правилам работы
с радиоактивными веществами и источниками
ионизирующих излучений». Авария ликвиди-
руется по плану, согласованному с органами
Государственного санитарного надзора (Гос-
саннадзора).
Работы с жидкими радиоактивными изо-
топами. В скважину радиоактивные изотопы
вводятся с помощью специальных манипуля-
торов и других приспособлений для разбива-
ния ампул во избежание загрязнения обору-
дования и территории промысла, геофизического оборудования,
а также исполнителей работ.
После работы, связанной с применением жидких радиоак-
тивных изотопов, необходимо контролировать загрязненность
радиоактивными веществами устья скважины, территории, при-
легающей к скважине, контейнеров и другого оборудования
геофизической партии, а также спецодежду, которая соприка-
салась с радиоактивным раствором. Результаты измерений за-
носятся в специальный журнал и по ним составляется радио-
метрическая, карта с указанием мощности дозы на каждом от-
дельном объекте.
В случае обнаружения загрязнения радиоактивными изото-
пами составляют акт и план ликвидации загрязнения с уча-
стием представителей органов Госсаннадзора. Для дезактива-
ции мест загрязнения применяют специальные моющие рас-
творы.
Лри выполнении работ, связанных с радиоактивными ве-
ществами и источниками ионизирующих излучений, обслужи-
вающий персонал подвергается радиометрическому контролю,
который сводится к определению дозы нейтронного излучения
и гамма-излучения. Дозу гамма-излучения, полученную каж-
дым работником за рабочий день, замеряют с помощью кар-
манных индивидуальных дозиметров или путем пересчета по-
казаний радиометров, отградуированных в единицах мощности
дозы Р. В последнем случае суммарную дозу Д находят как
произведение мощности дозы на продолжительность облуче-
ния т: Д = Рх.
Дозу облучения тепловыми или быстрыми нейтронами
(в нейтронах на квадратный сантиметр) на каждой отдельной
операции можно определять с помощью радиометров и расчет-
ным путем для быстрых нейтронов. В случае использования ра-
диометров дозу облучения подсчитывают по приведенной выше
формуле для дозы гамма-облучения, где Р — мощность дозы
тепловых или быстрых нейтронов, отсчитанных по шкале
423
радиометра в нейтр./(см2 • с), т — продолжительность работы
в секундах.
При расчетном способе определения дозы облучения быст-
рыми нейтронами используют следующие формулы:
при незащищенном источнике —
Д = Л/74л/?2;
при наличии защиты —
Д = Вехр( — Ъп Зх) т,
4л/<2
где М— мощность источника нейтронов; R — расстояние от
источника до тела работающего; В-—фактор накопления;
Sn3— макроскопическое сечение взаимодействия; х — толщина
экрана; т — продолжительность облучения.
При 6-часовом рабочем дне предельно допустимая доза об-
лучения (ПДД) для гамма-облучения составляет до 2,58 X
X 10-5 Кл/кг в неделю, или 0,44-10~5 Кл/кг в день, для быстрых
нейтронов — до 2,6 • 106 нейтр./см2 в неделю, для тепловых ней-
тронов— до 108 нейтр./см2 в неделю.
§ 105. ПРОСТРЕЛОЧНЫЕ И ВЗРЫВНЫЕ РАБОТЫ
Работы со взрывчатыми материалами проводятся согласно
«Единым правилам безопасности при взрывных работах» и со-
ответствующим инструкциям и наставлениям по проведению
прострелочных и взрывных работ в скважинах.
Работники партий, производящие прострелочные и взрывные
работы в скважинах или зарядку, сборку и разрядку простре-
лочно-взрывных аппаратов, должны иметь «Единую книжку
взрывника», удостоверяющую право на производство данных
видов работ. Руководитель взрывных работ должен иметь за-
конченное горно-техническое образование или окончить спе-
циальные курсы, дающие право ответственного руководства.
Взрывные и прострелочные аппараты перевозят в пере-
движных зарядных мастерских (лабораториях), перфораторных
подъемниках и на специально оборудованных автомобилях. За-
пальные проводники стреляющего аппарата при транспорти-
ровке следует закоротить на его корпус. Кумулятивные перфо-
раторы разрешается перевозить в снаряженном виде без взры-
вателей в специальных приспособлениях без защитной брони.
Торпеды перевозят без средств взрывания в специальных при-
способлениях с отделениями для каждой торпеды, обитых
внутри войлоком, ветошью, листовой резиной и другими мяг-
кими материалами. Взрывные аппараты при перевозке необ-
ходимо запирать на замок. Ключ должен находиться у лица,
получившего аппараты.
В передвижных перфораторных лабораториях и подъемни-
ках при транспортировке стреляющих аппаратов разрешается
424
находиться только персоналу партии, причем размещаться не-
посредственно на транспортировочных устройствах запреща-
ется.
Прост.релочные и взрывные работы обычно проводятся
в дневное время и только в исключительных случаях, вызван-
ных обоснованной технологической необходимостью,— в ночное
время при достаточном искусственном освещении.
В газирующих скважинах, поглощающих промывочную жид-
кость или изливающихся, простреленные и взрывные работы
производить запрещается.
При подготовке скважин к прострелочным и взрывным ра-
ботам необходимо на ее устье установить задвижку, закреплен-
ную на все болты, а штурвал вывести на расстояние 10 м
от устья и оборудовать защитным ограждением. Эти предосто-
рожности нужны на случай фонтанирования скважины. Если
в лаборатории перфораторной станции предусматривается за-
рядка перфораторов, то ее размещают на расстоянии 15—20 м
от подъемника и в 30 м от скважины с таким расчетом, чтобы
в аварийном случае можно было в кратчайшее время отъехать
от скважины на безопасное расстояние.
Для обозначения опасной зоны при перфорации и торпе-
дировании скважины вокруг нее на расстоянии 50 м устанав-
ливаются красные флажки.
Во время выполнения прострелочно-взрывных работ на сква-
жинах необходимо строго соблюдать сигналы (предупредитель-
ный, боевой, отбой), установленные «Едиными правилами без-
опасности при взрывных работах» [13]. При подходе стреляю-
щих аппаратов и взрывных устройств к забою и отрыве их от
забоя скорость движения кабеля не должна превышать
600 м/ч. Скорость подъема грунтоносов не должна превышать
5000 м/ч. Отстрелянные перфораторы можно поднимать с лю-
бой скоростью. Скорость подъема отказавших стреляющих ап-
паратов— не более 3600 м/ч, а взрывных аппаратов — не бо-
лее 1000 м/ч.
После подъема из скважины стреляющие и взрывные аппа-
раты подвергаются визуальному осмотру. Отказавшие аппа-
раты, представляющие опасность при разрядке, уничтожаются
согласно требованиям «Единых правил безопасности при взрыв-
ных работах» [13].
§ 106. ПРОМЫШЛЕННАЯ САНИТАРИЯ
и противопожарные мероприятия
Санитарные и гигиенические мероприятия в производствен-
ных условиях способствуют поддержанию и улучшению физи-
ческого, морального состояния трудящихся и существенно
влияют на производительность труда.
В ночное время безопасное выполнение работ и передвиже-
ние людей должно обеспечиваться достаточным освещением
425
буровой, площадки перед скважиной, лаборатории и лебедоч-
ной.
Контейнеры для перевозки радиоактивных веществ и инст-
рументы должны соответствовать требованиям санитарных
правил. На геофизических предприятиях проводится система-
тический учет дозы облучения, полученной работниками радио-
метрических партий. Все люди геофизической партии обеспечи-
ваются спецодеждой и спецобувыо. В зимнее время необходимо
следить за отоплением подъемников и лабораторий.
В соответствии с эпидемическими показателями всем работ-
никам делают профилактические прививки.
Геофизические партии должны быть снабжены медицин-
скими аптечками, а работники партий обучены приемам ока-
зания первой медицинской помощи при поражении электриче-
ским током, обмораживании, дорожных происшествиях и т. д.
При работах на скважинах основное внимание должно уде-
ляться подмене работников для отдыха и питания, обогрева-
нию персонала партии в холодное время, обеспечению горячей
пищей.
Во время переезда на место работы и при работах на сква-
жине необходимо соблюдать условия, исключающие возмож-
ность возникновения пожара.
Работники геофизических партий должны строго соблюдать
противопожарные правила:
1) содержать в чистоте и порядке перфораторные подъем-
ники и лаборатории;
2) иметь в перфораторных подъемниках и лабораториях
первичные средства тушения пожара (огнетушитель, топор, ло-
пату, ведро и т. д.) и не использовать их для других целей:
3) курить на территории промысла только в специально
отведенном для этого месте;
4) пользоваться открытым огнем (костром, фонарем) на
расстоянии не менее 15 м от буровой и не менее 10 м от лабо-
ратории и подъемника;
5) перевозить жидкие горючие материалы в плотно закры-
вающихся бачках, банках; переливать их с помощью насоса,
шланга.
§ 107. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ
Геологические организации в своей практической деятель-
ности обязаны соблюдать законы СССР об охране окружаю-
щей природной среды и проводить мероприятия, направленные
на ее сохранение.
Главнейшие документы, в которых регламентируется дея-
тельность геологических (геофизических) организаций — это
«Основы водного законодательства», «Основы земельного за-
конодательства», «Основы лесного законодательства». Кроме
того, в нашей стране действует ряд других законодательных и
426
нормативных документов, направленных на охран>' окружаю-
щей природной среды.
Мероприятия по охране недр предусматривают прежде всего
решение вопросов комплексного и полного их изучения, со-
ставной частью которого являются геофизические исследования
скважин. При проектировании и производстве геофизических
работ в скважинах работники геофизической службы прини-
мают меры по предотвращению загрязнения окружающей среды
при геологоразведочных работах: по охране недр, вод, почв,
лесов, воздушной среды, рыбных богатств внутренних водоемов,
животного мира и др. В связи с этим при геофизических иссле-
дованиях бурящихся и эксплуатационных скважин работники
партий не должны допускать разлива нефти и нефтепродуктов,
утечки газа, загрязнения водоемов нефтепродуктами, химика-
тами и мусором, использования деловой древесины при разве-
дении костров, нарушения противопожарных правил, а также
по возможности сокращать время работы двигателей внутрен-
него сгорания автомобилей и электроустановок и т. д. С пло-
щадок перед буровыми, отведенными для установки геофизи-
ческих лабораторий и подъемников, должны удаляться остатки
нефтепродуктов и хозяйственный мусор.
При уничтожении отказавших стреляющих аппаратов, пред-
ставляющих опасность при разрядке, строго руководствуются
требованиями «Единых правил безопасности при взрывных ра-
ботах» и «Сборника инструкций по технике безопасности при
геофизических работах на нефть и газ».
При ликвидациях аварий, связанных с оставлением в сква-
жине радиометров с радиоактивными источниками или загряз-
нением местности жидкими радиоактивными изотопами, дей-
ствуют согласно «Санитарным правилам работы с радиоактив-
ными веществами и источниками ионизирующих излучений»,
«Нормам радиационной безопасности НРБ-76» и т. п.
Мероприятия по охране окружающей природной среды пре-
дусматриваются в проектах и сметах на производство геофи-
зических исследований скважин. На расходы, связанные с их
проведением, геофизическим организациям выделяются необхо-
димые ассигнования.
Для координации и руководства работами по охране при-
роды, а также осуществления надзора за соблюдением законов
по охране природы в СССР создан Государственный комитет
СССР по гидрометеорологии и контролю природной среды.
За нарушение законов СССР об охране окружающей при-
родной среды виновные несут ответственность — уголовную, ад-
министративную и дисциплинарную.