Ћекции.ќрг


ѕоиск:




 атегории:

јстрономи€
Ѕиологи€
√еографи€
ƒругие €зыки
»нтернет
»нформатика
»стори€
 ультура
Ћитература
Ћогика
ћатематика
ћедицина
ћеханика
ќхрана труда
ѕедагогика
ѕолитика
ѕраво
ѕсихологи€
–елиги€
–иторика
—оциологи€
—порт
—троительство
“ехнологи€
“ранспорт
‘изика
‘илософи€
‘инансы
’ими€
Ёкологи€
Ёкономика
Ёлектроника

 

 

 

 


 акие геолого-физические характеристики можно изучить по радиационному фону?




¬ разведочной геофизике дл€ оценки состава пород по их взаимодействию с радиоактивным излучением используютс€ пре≠имущественно два вида частиц: нейтроны и гамма-кванты. Ёто св€зано с повышенной способностью данных незар€женных час≠тиц проникать в глубь породы, а также со сравнительно простым способом получени€ источников гамма- и нейтронного излучени€.

»нтенсивность радиоактивного излучени€ пород в скважине измер€ют при помощи индикатора ћюллера или более эффективные, лучше расчлен€ющие разрез сцинтилл€ционные счетчики. ѕолученна€ в результате замера крива€, характеризующа€ интенсивность излучени€ пластов вдоль ствола скважины, называетс€ гамма-каротажной кривой. »змер€емое при √  излучение включает в себ€ также и так называемое фоновое излучение (фон), которое вызвано загр€знением радиоактивными веществами материалов, из которых изготовлен глубинный прибор, и космическим излучением. ‘он резко снижаетс€ с глубиной и на глубине нескольких дес€тков метров на результатах измерений уже не сказываетс€. Ѕлагодар€ статистическим флуктуаци€м Ц колебани€м интенсивности излучени€ вокруг некоторой средней величины в одних и тех же услови€х Ц крива€ √  имеет отклонени€, не св€занные с изменением физических свойств пластов. ¬ общем случае интенсивность излучени€ пластов, вскрываемых скважиной, приблизительно пропорциональна активности пород. ќднако при одинаковой активности породы с большей плотностью характеризуютс€ более низкими показани€ми √  из-за более интенсивного поглощени€ лучей.

ћетод €дерно-магнитного каротажа основан на регистрации амплитуды сигнала свободной прецессии €дер водорода в магнитном поле «емли после воздействи€ пол€ризующего магнитного пол€. јмплитуда измер€емого сигнала пр€мопропорциональна индексу свободного флюида (»—‘), определ€ющему объем подвижного порового флюида.

ѕористость. ѕолна€ пористость определ€етс€ интегрированием дифференциального спектра во всем интервале времен релаксации.  ак отмечалось, она не зависит от литологического и минералогического состава, но в общем случае зависит от состава флюида в зоне исследовани€, поскольку измер€етс€ водородосодержание флюида. «анижение полной пористости по яћ“  в основном может быть св€зано со следующими причинами:

- высока€ газонасыщенность в зоне исследовани€ (уменьшение водородосодержани€);

- наличие в поровом пространстве битума, в котором релаксаци€ протонов заканчиваетс€ до начала измерени€ и не вносит вклад в амплитуду сигнала. Ќапример, если в порах присутствует битум и нефть, то по яћ  будет фиксироватьс€ только пористость, зан€та€ нефтью;

- наличие Ђмертвогої времени аппаратуры, из-за которого возможна неполна€ регистраци€ сигналов от пор глин;

- малым временем намагничивани€ флюида Tw, в результате чего возможна неполна€ регистраци€ сигналов от крупных пор и каверн.

ќпределение компонент полной пористости производитс€ путем интегрировани€ дифференциальных спектров в определенных временных интервалах. »спользуетс€ два варианта.

¬ первом случае (Ђ–азбиение на биныї - см. рис.5) шкала “2 разбиваетс€ на интервалы так, что каждый последующий интервал в два раза больше предыдущего (1-2, 2-4, 4-8, 8-16 мс и. т. д.). “ака€ разбивка €вл€етс€ стандартной дл€ яћ  в искусственном поле, а пористости, соответствующие этим интервалам, получили название Ђбиновї (bin1, bin2 и. т. д.). Ёта форма представлени€ удобна дл€ нагл€дного воспри€ти€ результатов каротажа яћ“ , поскольку качественно отражает пористость, приход€щуюс€ на поры разных размеров (чем правее интервал по шкале “2, тем больше размеры пор, формирующих пористость этого интервала), а изменение картины бинов по глубине отражает вариацию структуры порового пространства пород в разрезе.

¬о втором случае (Ђћетод отсечекї - см. рис.5) определ€ютс€ петрофизические компоненты пористости (см. таблицу). »нтегрирование производитс€ во временных интервалах с петрофизически обоснованными границами, т.е. реализуетс€ методика граничных значений времен “2, соответствующих различным механизмам удержани€ воды в порах разных размеров.

»спользование граничных значений обусловлено как объективными (разные породы имеют различные распределени€ пор по размерам и релаксационную активность поверхности), так и субъективными причинами. “ак, эффективна€ пористость определ€етс€ с использованием  во, а величина последнего зависит от прин€того давлени€ вытеснени€. ѕоэтому и положение границы Ђкапилл€рно-св€занна€ - эффективна€ пористостьї на оси “2 будет зависеть от прин€того давлени€ вытеснени€ при определении  во. ƒл€ стандартизации результатов в практике яћ– используетс€ величина давлени€ 0,7 ћѕа (100 psi), хот€ можно оценить граничное значение “2 при любом заданном давлении вытеснени€.

“иповые граничные значени€ дл€ выделени€ различных компонент пористости, приведены в таблице. ќни достаточно стабильны, но дл€ конкретных отложений могут уточн€тьс€ по исследовани€м на керне.

“аблица

“иповые интервалы “2 дл€ определени€ компонент пористости

 
 омпоненты пористости (типовые мнемоники) 2 min (мс) 2 max (мс)  
ѕористость глин  п глин (MCBW)      
ѕористость, зан€та€ капилл€рно-св€занной водой  п кап - св.(MBVI)   “ерригенный разрез - 33  арбонатный разрез - 90  
ѕористость, зан€та€ остаточной водой  п во при р = 0,7 ћпа   “ерригенный разрез - 33  арбонатный разрез - 90  
Ёффективна€ пористость  п эф (MFFI) при р = 0,7 ћпа “ерригенный разрез - 33  арбонатный разрез - 90  онечное дл€ спектра  
 авернова€ емкость (в карбонатах)  п кав.    онечное дл€ спектра  
ѕорова€ емкость (в карбонатах)  п пор      
ѕолна€ пористость по яћ   п яћ  (MPHS)    онечное дл€ спектра  
       

ѕодобна€ методика определени€ компонент пористости применима дл€ водонасыщенных пород. ѕрисутствие углеводородов может вносить существенные погрешности, снижение которых возможно за счет использовани€ специальных более сложных методик обработки результатов яћ“ .

ѕроницаемость. ƒл€ оценки абсолютной проницаемости по данным яћ“  используетс€ два подхода.

ѕервый подход св€зан с применением широко используемых петрофизических св€зей типа  во -  пр,  пэф -  пр (и их зарубежных аналогов - моделей “имура, “имура-  оатса и др.). –асчет  пр проводитс€ по данным  пэф,  во, непосредственно определ€емым по яћ“ .

¬о втором подходе используетс€ непосредственно дифференциальный спектр яћ“ , качественно отражающий структуру порового пространства. –асчет  пр производитс€ в рамках решеточной капилл€рной модели пористой среды (см. рис.5) [6].

‘люидонасыщенность. ƒл€ качественных и количественных оценок насыщенности в зоне исследовани€ яћ“  используетс€ информаци€ двух и более измерений с различными параметрами последовательности CPMG. “ехнически задача сводитс€ к совместному анализу нескольких спектров дл€ каждой точки глубины. ћетодики количественных оценок наход€тс€ в стадии разработки и опробовани€ и в насто€щей статье не привод€тс€.





ѕоделитьс€ с друзь€ми:


ƒата добавлени€: 2015-11-23; ћы поможем в написании ваших работ!; просмотров: 809 | Ќарушение авторских прав


ѕоиск на сайте:

Ћучшие изречени€:

Ќачинать всегда стоит с того, что сеет сомнени€. © Ѕорис —тругацкий
==> читать все изречени€...

2122 - | 1893 -


© 2015-2024 lektsii.org -  онтакты - ѕоследнее добавление

√ен: 0.008 с.