Скважинная магниторазведка

 

Скважинная магниторазведка заключается в измерении напряженности земного магнитного поля в скважинах. Поскольку в большинстве скважинных магнитометров измерения вектора напряженности магнитного поля осуществляются по его трем пространственным составляющим, то и метод получил название трехкомпонентной скважинной магниторазведки (ТСМ). В некоторых учебниках метод называется "каротаж по напряженности магнитного поля", но это неверно с методологической точки зрения, т.к. все методы каротажа изучают геофизические характеристики стенок скважины, а напряженность магнитного поля в скважинах зависит не только от магнитных свойств пород, слагающих стенки скважины, но и от наличия намагниченных объектов, находящихся в десятках и сотнях метров от скважины.

Физические основы метода

 

Для измерений в ТСМ используют систему из 3-х взаимно перпендикулярны магнито-модуляционных датчиков (ММД), ориентированных по осевой или вертикальной схеме, как показано на рис. 16.6, а и б, соответственно. Ориентировка осуществляется под действием силы тяжести с помощью эксцентрично расположенных грузиков. При этом датчик Х-составляющей располагается в вертикальной плоскости, проходящей через ось скважины в точке измерения, а датчик Y-составляющей - горизонтально, перпендикулярно этой плоскости.

 

Рис. 16.6. Ориентировка датчиков скважинного магнитометра по осевой (а) и вертикальной (б) схеме

Поскольку на датчики в скважине воздействует суммарное магнитное поле Т, складывающееся из нормального Tо и аномального Та полей, то вектор напряженности аномального поля, представляющий интерес с точки зрения разведки полезных ископаемых, вычисляют как разность:

(16.2)

где X, Y, Z - составляющие магнитного поля, измеренные в скважине;

Хо, Yo, Zo — составляющие нормального магнитного поля, измеренные на контрольном пункте;

i,j,k - единичные векторы-орты.

Сложность обработки результатов ТСМ заключается в том, что из-за применения гравитационных ориентаторов ориентировка системы датчиков в скважине зависит от углов искривления последней и не остается постоянной в процессе измерений. Соответственно, не остаются постоянными и значения составляющих нормального поля Хо, Yo, Zo, которые нужно вычитать из измеренных значений X, Y, Z. Необходимые значения Хо, Yо, Zo для соответствующих углов искривления скважины снимают с графиков нормального поля (рис. 16.7), которые заблаговременно строят по результатам измерений на контрольном пункте при различных ориентировках скважинного снаряда.

 

Рис. 16.7. Графики зависимости составляющих нормального поля Земли от углов искривления скважины при вертикальной (а) и осевой (б) схемах ориентировки датчиков скважинного магнитометра

 

Точность скважинной магнитометрии из-за погрешностей ориентировки датчиков не превышает ±100 нТл, поэтому различные вариации земного магнитного поля в ней не учитывают.

Методика работ

 

Измерения в скважинах, как правило, выполняют в 2 этапа. На первом этапе измеряют к и Z-составляющую. В случае если в скважине выявляется аномалия Z-составляющей, которую невозможно объяснить зарегистрированной величиной к, проводят второй этап - измеряют Х- и Y-составляющие для того, чтобы определить, в каком направлении от скважины находится объект, создающий аномалию магнитного поля. Измерения могут проводиться как поточечно, так и непрерывно, обработка - только поточечно.

 

Интерпретация результатов

 

Интерпретацию результатов ТСМ выполняют по кривым Za и к, а также по векторам Та. Поскольку ориентировка векторов Та в пространстве не постоянна, то для упрощения их изображения и
интерпретации строят проекции векторов Та на плоскость продольного (по простиранию пород) Т и поперечного (вкрест простирания) Та геологического разреза.

В принципе, для интерпретации результатов скважинной магниторазведки можно применять те же методические приемы, что и в полевой магниторазведке, если считать скважину прямолинейным профилем наблюдения, а расстояние до намагниченного объекта вычислять по нормали к оси скважины. Однако нужно иметь в виду следующие различия.

1. В полевой магниторазведке аномальный объект располагается всегда в нижнем полупространстве, в скважинной — где угодно. Поэтому, если в полевой магниторазведке положение объекта можно локализовать, измерив 2а по системе профилей, то в скважинных условиях это невозможно: и профиль наблюдения всего один, и положение объекта относительно профиля произвольно. Отсюда и вытекает необходимость трехкомпонентных измерений в скважинах, чтобы по трем составляющим построить вектор Та, а по нему определить местоположение источника аномалии.

2. В скважинной магниторазведке к услугам наблюдателя всего только один профиль наблюдения (одна скважина), причем часто он даже не дает выхода в нормальное магнитное поле, знание которого необходимо для большей части методов интерпретации в полевой магниторазведке. Отсюда - необходимость разработки специфических приемов интерпретации для ТСМ.

3. При скважинных наблюдениях возможны измерения внутри намагниченных тел.

4. Аномалии Z-составляющей в скважинной магниторазведке имеют "обратный" вид по сравнению с полевой. Так, например, если в полевой магниторазведке аномалия Z-составляющей для шара, измеренная по профилю, имеет максимум над шаром с двумя небольшими минимумами на периферии, то в скважине, проходящей рядом с этим же объектом, наблюдается минимум Z-составляющей напротив центра шара и небольшие максимумы выше и ниже последнего (рис. 16.8). При этом по одной лишь аномалии Z-составляющей невозможно установить, с какой стороны от скважины находится этот шар.

Рис. 16.8. Аномалии магнитного поля от намагниченного шара при наблюдениях на поверхности и в буровых скважинах

 

Задача определения местоположения намагниченного объекта легко решается по векторам Та, нужно только помнить, что они направлены по касательным к магнитным силовым линиям аномального поля.

Как следует из того же рис. 16.8, векторы Та от изометричных тел очень резко меняют свою амплитуду и направление.

Как видно из рис. 16.9, в северном полушарии Земли вектора Та от вытянутого (эллиптического или линзовидного тела) образуют "сходящийся веер" у верхнего конца намагниченного объекта и "расходящийся веер" - у нижнего. При этом вектора "сходящегося веера" направлены к намагниченному объекту, и местоположение его верхнего конца можно определить по пересечению этих векторов; вектора "расходящегося веера" направлены от намагниченного объекта, положение нижнего конца объекта можно определить по пересечению продолжений этих векторов.

Рис. 16.9. Кривые Za и вектора Та в скважинах от намагниченного объекта в форме наклонно залегающего эллипсоида вращения (линзы)

 

Разработаны специальные приемы интерпретации векторной магниторазведки, позволяющие определить не только направление из скважины на намагниченный объект и расстояние до него, но и его форму, размеры, элементы залегания.

Область применения ТСМ - это, прежде всего, магнетитовые месторождения, затем полиметаллические, реже - месторождения бокситов и марганцевых руд.

Решаемые задачи: обнаружение не выявленных ранее, "слепых" рудных тел, определение их местоположения, элементов залегания и размеров, оценка магнитных свойств, определение природы наземных магнитных аномалий.

При разведке магнетитовых месторождений рудные тела с минимальными промышленными запасами могут быть обнаружены с помощью ТСМ на расстоянии до 200-300 м.

Большой вклад в развитие скважинной магниторазведки внесли уральские ученые: проф. В.Н. Пономарев, доктора геол.-мин. наук А.Н. Авдонин и A.M. Мухаметшин.

 

Акустический каротаж

 

Акустический каротаж (АК) основан на изучении полей упругих волн в скважинах и заключается в измерении скорости распространения упругих волн ультразвуковой (УЗ) частоты и их затухания.

Как известно, скорость распространения упругих волн в различных горных породах не одинакова. Для примера в табл. 16.2 приведены скорости продольных волн в различных средах.

Таблица 16.2. Скорость распространения продольных волн в различных средах

 

Среда
Глина	1,2-2,5
Песчаник плотный	З-6
Известняк	3-7,1
Каменная соль	4,5-5,5
Кристаллические породы	4,5-6,5
Цемент	3,5
Сталь	5,2
Воздух	0,33
Нефть	1,3-1,4
Вода	1,5
Буровой раствор	1,5-1,7

 

Для АК обычно используются так называемые "трехэлементные" зонды, содержащие два излучателя и один приемник упругих волн или, наоборот, два приемника и один излучатель. Излучатели, как правило, магнитострикционного типа, приемники - пьезоэлектрического.

Работу аппаратуры АК рассмотрим на примере зонда с двумя излучателями и одним приемником ГЩИг (рис. 16.10).

Излучатели периодически посылают пакеты из 3-4 периодов УЗ колебаний с частотой 10-75 кГц с колоколообразной формой огибающей. Частота посылки самих пакетов— 12,5-25,0 Гц.

Упругие импульсы от источников, пройдя через буровой раствор, возбуждают колебания в стенках скважины. Упругие колебания, попадающие на стенку скважины под углом полного внутреннего отражения, возбуждают в ней скользящую преломленную волну, которая, распространяясь со скоростью, присущей данной горной породе, достигает приемника.

Путь волны от источника Hi до приемника П составит И1O1ОП, а время пробега . Путь волны от источника И₂ –И₂О₂О₁П, время пробега - . Интервал времени между первыми вступлениями волны от первого и второго источников Δτ составит .

Как следует из рис. 16.10, расстояние О2О1 равно расстоянию между обоими источниками ЛЬ, называемому базой зонда. За точку записи принимают середину базы. Отсюда скорость распространения упругих волн: (16.3)

Обратное отношение называется интервальным временем. Амплитуды колебаний от обоих источников одинаковы, поэтому отношение амплитуд А1 и А2,
зарегистрированных приемником, характеризует затухание упругих волн на участке ΔL. Коэффициент затухания

Затухание упругих волн зависит от состава горных пород, пористости и состава флюида в порах (в газе затухание больше, чем в жидкости), а скорость их распространения - от состава и пористости.

Связь между пористостью К„ и скоростью распространения oписывается так называемым "уравнением среднего времени": (16.5)

где Vж- скорость упругих волн в жидкости, заполняющей поры породы; Vск- скорость упругих волн в минеральном скелете.

 

Уж и VCK определяют по результатам лабораторных измерений или берут из справочников; V— определяют по данным АК. Из этого уравнения можно найти пористость:

Кроме пористости и характера насыщения, по АК может быть определено положение контактов и мощность пластов, отличающихся по своим акустическим свойствам.

Для пластов большой мощности (h>ΔL) она определяется по правилу полумаксимума, для тонких - мощность, найденная по правилу полумаксимума, больше истинной на размер базы зонда. В обоих случаях при равенстве акустических свойств подстилающих и перекрывающих пород аномалии V симметричны относительно середины пласта, но в первом случае Vmax = Vm, а во втором Vmax < Vm (рис. 16.11, а и б).

 

 

 

Рис. 16.11. Кривые акустического каротажа над пластами большой и малой мощности, отличающимися повышенной скоростью распространения упругих волн

Область применения метода АК - главным образом, месторождения нефти и газа, в последнее время метод начинает применяться и на рудных, и на угольных месторождениях.

 

Решаемые задачи: литологическое расчленение разрезов, определение пористости и характера насыщения пор, определение положения водонефтяного контакта (ВНК) и газо-жидкостных контактов (ГЖК), цементометрия скважин; на рудных месторождениях - изучение геолого-технических условий.

Кроме ультразвукового метода, описанного выше, при исследовании скважин находят применение низкочастотный широкополосный акустический метод (НШАМ), в котором изучается акустическое поле в диапазоне частот от 5 до 20 кГц; интегральный акустический метод и вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП), при которых источник колебаний устанавливается на поверхности, а приемники в скважине; метод акустического прозвучивания (МАП), при котором источник и приемник упругих волн устанавливаются в разных скважинах, и некоторые др.

Контрольные вопросы

1. Что является предметом измерения в магнитном каротаже?

2. Как устроен датчик аппаратуры КМВ?

3. Какие геологические задачи решаются с помощью КМВ?

4. Как располагается скважинный прибор в цилиндрическом эталоне при градуировке аппаратуры КМВ?

5. С какими методами следует комплексировать КМВ?

6. Почему каротаж по напряженности магнитного поля правильнее считать не каротажем, а методом скважинной геофизики?

7. Почему в скважинной магниторазведке необходимо знать величину и направление вектора Та?

8. Какова погрешность трехкомпонентной скважинной магниторазведки и почему?

9. Назовите отличия скважинной магниторазведки от полевой.

10. Куда направлен сходящийся веер векторов Та? Куда -расходящийся?

11. Какие параметры измеряются в акустическом каротаже?

12. Как устроен зонд акустического каротажа?

13. Что такое база зонда АК?

14. Как связана скорость упругих волн с пористостью?

15. Нарисуйте диаграмму АК для пласта, мощность которого равна базе зонда.

Лекция 17

 

Механический каротаж

 

Механический каротаж или каротаж по продолжительности проходки заключается в регистрации времени, затрачиваемого на разбуривание каждого погонного метра скважины - , мин./м.

При одинаковых технических условиях бурения продолжительность проходки зависит от сопротивляемости горных пород их механическому разрушению, т.е. их прочности, которая характеризуется критическим сопротивлением механическому разрушению - .

Наиболее крепкими являются изверженные и метаморфические породы, особенно некоторые кварциты и базальты, затем идут карбонатные осадочные породы, конгломераты, песчаники, глинистые сланцы. Наименьшей крепостью отличаются глины и пески-плывуны. Различие пород по их механической крепости и позволяет использовать измерения г для литологического расчленения разреза скважин непосредственно в процессе бурения.

(17.1)

S- площадь породоразрушающего наконечника; число оборотов за единицу времени бурового снаряда; его давление на забой;

n- коэффициент, учитывающий тип породоразрушающего наконечника и степень его износа.

p- Параметры р и и регистрируются на самой буровой установке по показаниям приборов, входящих в комплект измерительной аппаратуры на буровой, коэффициент к определяется опытным путем. Величина акр у различных горных пород может отличаться на несколько порядков.

Диаграммы продолжительности проходки имеют очень характерный вид - они представляют собой ломаные линии, длина каждого отрезка которых по вертикали равна в масштабе 1 м (рис. 17.1). Диаграммы механического каротажа очень хорошо коррелируются с диаграммами КС, хотя обе они отражают изменение совершенно различных физических свойств горных пород.

Большое преимущество механического каротажа перед КС заключается в том, что его диаграммы получают прямо в процессе бурения скважин, без дополнительных затрат времени и средств.

Интересно отметить, что хотя первый автоматический прибор для регистрации т был предложен известным советским геофизиком-промысловиком В.Н. Дахновым еще в 1937 г., за границей к этому методу пришли сравнительно недавно, около 20 лет назад.

 

 

Рис. 17.1. Диаграмма механического каротажа.и ее сопоставление с диаграммой КС

 

Газовый или геохимический каротаж

Газовый каротаж предназначен для своевременного выявления нефтеносных и газоносных пластов, к которым подходит забой скважины во время ее бурения. Этот метод был разработан в СССР в 1933-34 г.г., несколько позднее он появился в США под названием mud logging (mud -грязь).

Физические основы метода

В горных породах, даже залегающих на очень большой глубине, всегда содержится небольшое количество газов, которые могут находиться в них в свободном, сорбированном или растворенном состоянии. Это азот, гелий, углекислый газ, углеводородные газы. Последние распространены в горных породах нефтяных, газовых и угольных месторождений. Для газовых месторождений характерно преобладание метана (СН4) доля которого составляет более 93%; в газах нефтяных месторождений преобладают тяжелые углеводороды: этан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутан (С4H10), пентан (С5Н12) и гексан (С6Н14), доля метана составляет менее 48% (см. табл. 17.1).

Газ	Вид залежи
	Газовая	Газоконденсатная	Нефтяная
Метан СН4	93,5
Этан С2Н6	3,0	4,5
Пропан С3Н8	2,0	3,5
Бутан С4Ню	1,0	4,3
Пентан С5Н,2	-
Гексан СбН^	-
Гептан С7Н|6	-	3,0

 

 

Таблица 17.1. Состав углеводородных газов на месторождениях углеводородного

сырья

При высоких температурах сама нефть может находиться в газообразном состоянии (газоконденсат). На больших глубинах при высоком давлении в 1 м3 нефти может содержаться до 200 м3 природного газа, приведенного к нормальным условиям.

При вскрытии скважиной газоносного или нефтеносного пласта горная порода подвергается разрушению, а газ, содержавшийся в ней, выделяется в буровой раствор и увлекается им на поверхность. Дегазируя раствор на поверхности и изучая количество и состав газов в нем, можно непрерывно определять содержание углеводородных газов в горных породах. В этом и заключается газовый каротаж.

Вместе с буровым раствором с забоя скважины извлекается и выносится на поверхность измельченная горная порода - шлам. В шламе горных пород нефтяных месторождений содержатся частицы битуминозных веществ, способных люминесцировать в ультрафиолетовых лучах. На изучении люминесценции битумов в шламе и буровом растворе основан люминесцентно-битуминологический анализ (ЛБА), который выполняется одновременно с газовым каротажем. ЛБА позволяет с высокой точностью определять малые (до 0,01-0,005%) содержания нефти, а в некоторых случаях по цвету свечения распознавать качество нефти: для легкой, маслянистой нефти характерны светлые тона, для тяжелой, густой — темные.