При газовом каротаже измеряется следующий комплекс параметров, характеризующих режим бурения: t1, Qвыx, Qвх, Qп и Ep. t1 - продолжительность бурения 1 м скважины (в мин/м), величина обратная скорости бурения vб (в м/ч):
По величине t1 определяют длину ствола скважины, приходящуюся на единицу времени бурения. Полученные данные используют для построения кривой изменения продолжительности бурения (скорости бурения) с глубиной, называемой кривой механического каротажа.
Кривая t1 в значительной мере зависит от состояния бурового инструмента и режима бурения и отражает крепость разбуриваемых пород. По кривой продолжительности бурения в разрезе достаточно уверенно выделяют слабосцементированные породы-коллекторы и крепкие, плотные породы. Этим объясняется корреляция кривой t1 с диаграммами ГИС (КС, ПС, НГК и др.), что способствует совмещению по глубине газокаротажных диаграмм с диаграммами ГИС.
Qвыx — расход промывочной жидкости — характеризует объемную скорость ПЖ (в л/с), поступающей из скважин на «выходе». По изменению величины Qвыx по стволу из скважины в процессе бурения судят о поглощении ПЖ пластом, а следовательно, о вскрытии проницаемых пластов или интервалов поглощения.
Qвx — расход ПЖ на «входе» — определяется производительностью буровых насосов в л/с, соответствует паспортным данным насосов. Эта величина изменяется в небольших пределах.
Qп — дифференциальный расход (производительность насоса) ПЖ в скважине в л/с: Qп = Qвыx—Qвx.
Ер — коэффициент разбавления — характеризует количество промывочной жидкости, которое приходится на единицу объема выбуренной породы (в м3/м3) и определяется из соотношения
где dн — номинальный диаметр скважины в см. В зависимости от геолого-технических условий Ер изменяется в пределах 50—4000 м3/м3.
Для определения параметров, характеризующих газо- и нефтесодержание пластов, из промывочной жидкости (глинистого раствора), поступившей на поверхность в желоб буровой, извлекают часть газа (дегазируют его).
ДЕГАЗАЦИЯ И АНАЛИЗ ГАЗОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ
Эти операции производятся непрерывно в процессе бурения и выполняются с помощью дегазаторов непрерывного действия (ДНД), которые работают на различных принципах: понижении давления над раствором (созданием вакуума); подогреве; механическом воздействии; дроблении потока ПЖ; на нескольких средствах одновременно. Дегазатор устанавливают в желобе на поплавках вблизи устья скважины. При этом из ПЖ извлекается часть газа, которая, смешиваясь с воздухом, образует так называемую газовоздушную смесь (ГВС).
В зависимости от интенсивности дегазации промывочной жидкости из нее выделяется большая или меньшая часть газа и осуществляется различная «глубина» (степень) дегазации. Применяемые дегазаторы извлекают относительно небольшое количество газа. Степень дегазации ПЖ исчисляется сотыми и десятыми долями процента, и только с помощью дегазатора непрерывного действия с интегрирующим контуром и многократной циркуляцией, входящего в комплект автоматической газокаротажной станции АГКС-4АЦ, дегазация достигает нескольких процентов (2—5 %).
Для определения основных параметров, характеризующих газо- и нефтесодержание пластов, выполняются следующие операции: непрерывный анализ газовоздушной смеси для определения суммарного содержания в ней углеводородных газов Гсум и приведенных газопоказаний Гпр, а также покомпонентный анализ на содержание в пласте предельных углеводородных газов С1—С6 (компонентный газовый каротаж).
Для определения суммарного содержания углеводородных газов Гсум служат различные газоанализаторы: термохимический Х2-2М, основанный на изменении сопротивления чувствительного элемента от теплоты, выделяемой при каталитическом сжигании горючих газов, содержащихся в потоке газовоздушной смеси; пламенно-ионизационный хроматограф — ХГ—1Г. Последний применяется в современных АГКС для непрерывного суммарного определения УВ в ГВС.
Работа пламенно-ионизационного детектора основана на ионизации молекул УВ при их сгорании в водородном пламени. Для этого в полость корпуса детектора подают анализируемый газ и газоноситель (водород и воздух), при горении водорода не возникает ионов и пламя отмечается низкой электропроводностью. При сгорании газоносителя, содержащего УВ, происходят ионизация их молекул и резкое увеличение электропроводности пламени, что ведет к увеличению силы тока. Пламенно-ионизационные газоанализаторы не чувствительны не только к водороду, но и к другим неуглеводородным газам, часто присутствующим в природных газах (окись углерода, углекислый газ, сероводород, азот). Пламенно-ионизационные детекторы обладают высокой стабильностью в работе, широким диапазоном измерений концентраций УВ (от 0,001 до 60 %). О концентрации углеводородных газов в газовоздушной смеси судят по величине тока, регистрируемой самопишущим потенциометром.
Для количественного перехода от измеряемой силы тока к процентному содержанию УВ в ГВС, пропускаемой газоанализатором, последний подвергается калибровке. Полученные данные обрабатываются и привязываются к истинным глубинам, соответствующим поступлению в скважину анализируемых УВ из разбуриваемого пласта, и служат для построения диаграмм суммарных газопоказаний Гсум. По диаграммам определяют суммарное содержание УВ (в %) в ГВС, отбираемой из дегазатора.
По величине Гсум (в %) оценивается газонасыщенность промывочной жидкости q, поступающей из скважины; q соответствует объему УВ, содержащихся в единице объема ПЖ (в см3/л),
где kдг — коэффициент дегазации, определяемый в % периодической калибровкой аппаратуры (дегазатора-газоанализатора).
Значения Гсум и q зависят не только от газо- или нефтесодержания пластов, но и от типа дегазатора, скорости движения ГВС, способности ПЖ к дегазации и режима бурения скважин в целом.
Приведенные газопоказания Гпр соответствуют приведенному к нормальным условиям объему газа, содержащегося в единице объема пласта, вскрываемого скважиной. Гпр, будучи свободным от влияния режима бурения, более тесно, чем Гсум, связано с газосодержанием пласта. Между величинами Гпр (в м3/м3) и Гсум существует зависимость
С помощью компонентного анализа ГВС определяют (в %) относительное содержание в пласте предельных углеводородов: метана C1, этана С2, пропана С3, бутана С4, пентана C5, гексана С6. Анализ осуществляется с помощью газо-адсорбционной хроматографии, где в качестве сорбентов применяют высокодисперсные твердые вещества, обладающие большой удельной поверхностью и высокой адсорбционной способностью (силикагель, алюмогель, активированный уголь и др.). Разделение газовой смеси на индивидуальные компоненты достигается в результате их различной адсорбционной способности, обусловленной их молекулярной массой и температурой кипения. Наименьшей адсорбционной способностью обладает метан, который практически не сорбируется. Остальные компоненты поглощаются адсорбентом в следующей последовательности: этан, пропан, бутан, пентан и гексан. Каждый компонент газовой смеси с различной скоростью проходит через слой сорбирующего вещества при обдувании его потоком газоносителя. В сорбенте компоненты удерживаются некоторое время, различное для каждого компонента, и последовательно поступают в газоноситель. В результате анализируемая ГВС в разделительной колонке превращается в поток бинарных смесей газоносителя с одним из углеводородных компонентов (метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан), разделенных во времени. Этот поток подается на газоанализатор, подключенный к регистрирующему прибору, фиксирующему газопоказания во времени.
В первых газокаротажных станциях компонентный газовый анализ проводился эпизодически для отдельных точек в разрезе скважины. В результате получали хроматограмму — последовательность пик, записанных в масштабе времени, разделенных минимумами. Площадь каждой пики на хроматограмме пропорциональна содержанию компонента СnН2n+2 (в процентах) анализируемой смеси. Измерения ведутся в милливольтах на секунду (мВ·с) (рис. 98). Полученная хроматограмма, зарегистрированная в течение определенного отрезка времени (несколько минут), характеризует результаты одного анализа (одной точки разреза скважины).
В автоматической станции АГКС-4АЦ вместо точечной регистрации осуществляется фиксация динамики изменения величин СnН2n+2 или величин, изменяющихся пропорционально им по стволу скважины, а именно экстремальных значений каждой пики хроматограммы А1,..., A6. По результатам компонентного анализа в ГВС определяют следующие параметры: Саn, Сon, Сnm, Гх.сум, Гх.пр, Iкг, Fг и Fнг.
Саn — объемная, или абсолютная, концентрация n-го УВ в %, характеризует объемное содержание n-го УВ в ГВС:
где kчn — коэффициент чувствительности аппаратуры компонентного анализа (хроматографа) к n-му УВ в %; Аn—амплитуда пика, соответствующего n-му УВ на хроматограмме.
Соn — относительная концентрация n-го УВ в %, характеризует относительное объемное содержание n-го УВ в ГВС:
где m — число анализируемых УВ (обычно m = 6).
Сnm — флюидный коэффициент, показывающий отношение объемных содержаний n-го (с большими величинами Саn) и m-го (с малыми величинами Саm) УВ в ГВС: Сnm =nm/Саm. Флюидные коэффициенты используют для прогнозирования нефтегазоносных пластов до их вскрытия скважиной.
Гх. сум — суммарное содержание УВ в ПЖ в % (индекс «х» означает — по данным компонентного анализа на хроматографе):
где kиn — компонентные коэффициенты извлечения УВ в долях (обычно постоянные для данного района). Гх.сум и Cnm зависят не только от нефтегазосодержания пласта, но и от режима бурения скважины.
Гх.пр — приведенные к нормальным условиям газопоказания по результатам компонентного анализа в м3/м3, характеризуют объем УВ в единице объема вскрытой части пласта:
Iкг — индекс компонентного состава газа в пласте в усл. ед., предназначен для разделения пластов на газо-, нефте-, водосодержащие.
Fг — остаточное кажущееся газосодержание пласта в %, характеризует суммарный объем УВ, содержащихся в пластовых условиях в единице объема вскрытой части пласта, предназначено для разделения газосодержащих пластов на газоносные и водоносные:
где αг— коэффициент сжимаемости газа, зависящий от относительной (по воздуху) плотности газа δг; Т — температура пласта в К; pп — пластовое давление в МПа.
Fнг — остаточное кажущееся нефтегазосодержание пласта в %, характеризует суммарный объем нефти с растворенными в ней УВ, содержащейся в пластовых условиях в единице объема вскрытой части пласта:
где Вн — коэффициент увеличения объема нефти от растворения в ней газа в пластовых условиях, рассчитывается по приближенной формуле Apпса Вн= 1,05+1,66·10-4Н; Н — в м; G — газовый фактор нефти в м3/м3 (объем газа, содержащегося в единице объема нефти, приведенный к нормальным условиям). Формула (IX.9) запишется
При газовом каротаже очень важно правильно привязывать результаты анализов к глубинам поступления газообразных углеводородов из пласта в скважину.
Полученные на поверхности газопоказания должны быть отнесены (привязаны) к той глубине скважины, при которой промывочная жидкость (соответствующая ей порция) находилась на забое в момент вскрытия пласта. Для этого необходимо учитывать время, в течение которого промывочная жидкость поднималась по затрубному пространству от забоя до устья, и время движения газовоздушной смеси от дегазатора к газоанализатору. Последнее определяется легко. Затруднения возникают при вычислении времени движения жидкости от забоя до устья скважины. Это время, называемое в практике газового каротажа отставанием, непрерывно изменяется в процессе бурения в зависимости от многих факторов: глубины и конструкции скважины, производительности и количества работающих насосов и т. д. Величина отставания определяется углублением скважины за время подъема ПЖ с забоя до устья скважины. (В случаях поглощения раствора возможны пропуски отдельных интервалов, иногда продуктивных). При использовании автоматических газокаротажных станций (АГКС) различают: действующую глубину Нд (в м) — глубину бурящейся скважины, отмечаемую глубиномером АГКС в момент проведения газокаротажного измерения; истинную глубину Ни (в м) — глубину, к которой следует отнести результаты измерений. При определении параметров, характеризующих газо- и нефтесодержание (Гсум, Гпр, Аn, Gan, Соn, Сnm, Гх. сум; Гх. пр, Iкг, Fг, Fнг), связанных с анализом порций ПЖ, несущих пластовые углеводородные газы, величины Нд больше Ни. При измерении параметров, характеризующих технологию проводки скважины (Qвых, Qвх, Qп, t и Ер), Нд и Ни равны.
Разница между действующей и истинной глубинами, так называемая величина отставания по глубинам,
ΔН— соответствует приращению глубины забоя (в м) за время, в течение которого порция анализируемого ПЖ поднимается по затрубному пространству от точки поступления углеводородного газа из пласта до устья скважины:
где toт — время отставания в мин (переменная величина), в течение которого порция промывочной жидкости перемещается от забоя до устья скважины. Согласно определению,
где Vc — объем промывочной жидкости, равный объему затрубного пространства в м3.
При использовании АГКС для определения глубины удобно пользоваться продолжительностью бурения 1 м ствола скважины t1 = 60(1/vб) в мин/м.
На основании совместного решения уравнений (IX.11— IX.13) истинная глубина
Объем Vc определяют, как правило, экспериментально, измеряя объем промывочной жидкости, поступающей из скважины, и используя индикатор (например, бензин).
Станцией АГКС-4АЦ параметры Гсум и Гпр регистрируются в аналоговой форме в масштабе глубин 1:500 и 1:200. Параметры Qвых, tu Е, а также амплитуды пик углеводородных газов на хроматограмме А1—А6 регистрируются как в аналоговой, так и в цифровой форме для непосредственного ввода в ЭВМ параметров, характеризующих газо- и нефтегазосодержание пластов.
Регистрация каротажных параметров производится прерывисто (дискретно) с шагом квантования по глубинам (обычно через 0,25; 0,5 или 1 м). Такая методика связана с тем, что при низких скоростях бурения скважин скорость изменения параметров весьма мала и непрерывная регистрация изменения параметров в функции глубины в масштабах 1:500 и 1:200 практически невозможна. Преобразование сигналов действующих глубин Нкд в сигналы истинных глубин Нки с выбранным числом квантования в заданном масштабе производится с помощью «запоминающего» устройства с учетом переменного интервала времени отставания toт (в мин) и соответствующего объема глинистого раствора Vc (м3).
Границы аномалий по кривым газового каротажа устанавливают в точках, соответствующих началу роста величин Гсум и Гпр относительно уровня фоновых значений Гсум. ф и Гпр. ф во вмещающих породах. Фоновые газопоказания обусловлены некоторым содержанием газа, поступившего в ПЖ из пробуренных пластов, а также вносимого глиной, на которой приготовлен раствор. Газовыми аномалиями, подлежащими выделению и дальнейшему изучению, являются те из них, газопоказания которых в 2 и более раза превышают фоновые. Для уточнения глубин диаграммы газового каротажа кривые ГИС после окончания бурения сопоставляются (коррелируются) между собой. Границы продуктивных пластов корректируются с учетом специфики выделения границ газовых аномалий и границ пластов-коллекторов по геофизическим данным.
На основании непрерывного анализа шлама и ПЖ на углеводородосодержание производится выделение продуктивных пластов в скважине. Суммарный объем газа, извлекаемого из ПЖ, и его компонентный состав непрерывно регистрируются на диаграммах. В некоторых информационных системах предусмотрены сплошной отбор керна в продуктивной зоне и его детальное изучение. Нефть и твердые битумы обладают свойством люминесцировать под воздействием ультрафиолетовых лучей, поэтому с помощью автоматического пробоотборника промывочную жидкость и шлам направляют в детектор нефти, снабженный источником ультрафиолетового света. По форме люминесцирующего пятна приблизительно оценивают степень битумосодержания. При большом содержании битумов наблюдается люминесцирующее пятно, при среднем — кольцо, при малом битумосодержании — отдельные точки. По цвету свечения в общих чертах можно судить о качественном составе битумов. Светло-голубое или голубое пятно соответствует маслянистому битуму, желтое с бурым оттенком — смолистому, бурое, бурое с коричневым оттенком — асфальтовому.
Информация, которую несут промывочная жидкость и шлам, поступает с задержкой (отставанием) во времени. В результате действующая глубина Нд к моменту поступления промывочной жидкости к устью скважины и выносу шлама не соответствует истинным глубинам залегания пластов, из которых получены данные — образец шлама или порция ПЖ.
Привязка шлама к истинным глубинам производится с учетом времени не только перемещения ПЖ в затрубном пространстве скважины, но и осаждения частицы шлама в самой ПЖ. Скорость осаждения (седиментации) частиц пород вычисляется по формуле Риттингера
где Кф — коэффициент пропорциональности, зависящий от формы частиц шлама; d — диаметр шара, масса которого равна массе частицы неправильной формы, в см; δп и δс — плотности соответственно породы и промывочной жидкости в г/см3.
Согласно (IX. 17), скорость осаждения шлама зависит от размеров частиц: более мелкие частицы опережают более крупные. Поэтому единовременно отобранная порция шлама содержит частицы различных размеров, относящихся к пластам, залегающим на разных глубинах. В связи с этим для сбора шлама используют автоматический шламоотборник, дающий возможность отбирать шлам раздельно по фракциям соответственно до 3, от 3 до 5 мм и более. Каждая порция фракции автоматически маркируется в соответствии с сигналами исправленных глубин Нисп. ш и Нисп. п для шлама и породы. Для этого через заданные интервалы истинных глубин экспериментально или расчетным путем находят объем затрубного пространства скважины для n-фракции Vcn. Значение Vcn определяют чаще всего экспериментально, измеряя объем ПЖ, поступившей из скважины за среднее время перемещения частиц данной габаритной фракции шлама.
Преобразование сигналов действующих глубин Нд. ш и Нд. п для каждой порции шлама Ниш и породы Ни.п в истинные проводится с помощью многоканального запоминающего устройства АГКС с учетом времени перемещения из скважины объемов ПЖ Vcn.
44.Изучение технического состояния скважины: инклинометрия и пластовая наклонометрия, кавернометрия и профилеметрия
Кавернометрия. Заключается в измерении среднего диаметра скважины. Отклонение фактического размера диаметра скважины от номинального вызвано главным образом физико-химическим воздействием на стенки скважины промывочной жидкости, а также механическим влиянием бурильного инструмента. Изменение диаметра скважины, при прочих равных условиях, зависит от литологии пород, вскрываемых скважиной (см. § 1). Кавернограмма способствует уточнению литологического состава пород, построению литологической колонки и разделению разреза на проницаемые и непроницаемые породы.
Пример сравнения кавернограммы с литологической колонкой и диаграммами электрического каротажа приведен на рис. 86. Видно, что увеличение диаметра скважины соответствует глинам и глинистым породам, уменьшение диаметра наблюдается против проницаемых алевролитов. Против плотных слабопроницаемых песчаников и карбонатных пород фактический диаметр скважины соответствует его номинальному значению.
Кавернограмма используется для определения объема затрубного пространства при подсчете количества цемента, необходимого для цементажа колонны. Результаты измерения диаметра скважины могут быть использованы в качестве дополнительной информации при истолковании диаграмм радиология бурения, число спуско-активного каротажа, бокового каротажного зондирования, термограмм и других геофизических материалов.
Профилеметрия. Проводится в целях построения сечения скважины в плоскости, перпендикулярной к ее оси.
Основное назначение профилеметрии — выделение желобов 1 на стенках бурящейся скважины. На процессе желобообразования сказываются различные факторы: литологический состав пород, угол наклона и интенсивность искривления скважины, свойства промывочной жидкости, технология бурения, число спуско-подъемных операций и др.
Интерпретация профилеграмм сводится к оценке формы и размеров поперечного сечения скважины. Точное решение этой задачи затрудняется из-за недостаточности четырех точек, измеренных с помощью рычагов, для установления конфигурации сечения скважины и вследствие неопределенности положения в пространстве взаимно перпендикулярных большой и малой осей желоба dc. б и dc. м.
При интерпретации профилеграмм важное значение имеет их воспроизводимость при повторных замерах. Воспроизводимость может быть достигнута при относительно одинаковом взаимном положении рычагов профилемера в скважине. Экспериментально доказано, что при произвольном вращении прибора в скважине в большинстве случаев одна из пар измерительных рычагов занимает положение, соответствующее максимально возможному их раскрытию. Это способствует однозначности замера.
Конфигурацию сечения скважины по профилеграмме определяют графически (рис. 87, а). Такое построение дает лишь приближенное представление о конфигурации сечения скважины. Легко заметить, что наиболее узкая часть желоба не всегда контролируется диаметром замкового сечения. В зависимости от положения центра прибора в скважине (возможность смещения которого заложена в его конструкции) форма сечения может существенно меняться при одинаковых значениях dc. б и dc. м (рис. 87, б).
Таким образом, профилеграмма служит в основном качественным индикатором желобов, которые влекут за собой прихваты бурильных инструментов и вызывают тяжелые формы аварий при бурении. Кроме того, профилеграмму используют при решении и других задач: предупреждении осложнений при спуске обсадных колонн, выборе интервалов пакеровки при работе пластоиспытателями на бурильных трубах и т. п.
На интенсивность желобообразования значительное влияние оказывает литологический состав пород. Под интенсивностью процесса желобообразования в скважине понимают отношение суммарной длины ∑lж фактически выделенных в рассматриваемом интервале желобов к мощности исследуемого интервала ∑h, выраженное в процентах. Установлено, что в большинстве случаев желоба приурочены к глинистым породам: глинам, глинистым алевролитам, мергелям; интенсивность достигает здесь 30—40%. Значительно реже желобообразование наблюдается в песчаниках и известняках, где интенсивность составляет 3—10%. В геохимических отложениях (ангидриты, гипс, соль) желоба не образуются.
Масштабы регистрации профилеграмм выбирают такими же, как и для кавернограмм.
На рис. 88 дан пример выделения желобов по профиле-грамме. Рассматриваемый разрез (2650—2770 м) характеризуется эллипецыми сечениями скважины в глинах, которые представляют опасность для заклинивания (прихвата) инструмента. Опасность прихвата усугубляется наличием в разрезе песчаников (2708—2712 м) с тенденцией развития в них также желобов. В процессе подъема бурильного инструмента при глубине скважины 2750 м произошли резкая затяжка, срыв и падение инструмента в забой.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАДЕНИЯ ПЛАСТОВ (НАКЛОНОМЕТРИЯ)
Определение в скважине азимута и угла падения пластов имеет важное значение для изучения геологического строения района. Особенно необходимы эти данные в разведочных и мало разбуренных районах и на площадях со сложным геологическим строением. Данные о наклоне пласта необходимы также для интерпретации геофизических исследований скважин. Азимут и угол наклона пластов определяют в скважине с помощью специального глубинного прибора — пластового наклономера.
Корпус прибора скреплен с инклинометром непрерывного действия, с помощью которого в интервалах разреза, предназначенных для определения элементов залегания пластов на диаграмму (или магнитную ленту) одновременно записывают: три кривые Z1—Z3 (электродами 1—3), показания инклинометра— азимут и угол наклона скважины (φ, δ и β) и азимут основного электрода 1, а также средний диаметр скважины dc по башмакам управляемого прижимного устройства (каверномера).
Кроме того, по кривым Z, зарегистрированным датчиками 2 и 3, определяют смещения h21 и h31 с учетом знака, считая их положительными, если Z2>Z1 и Z3>Z1, и определяют промежуточные углы ψ и γ′ (ψ — угол в поперечном сечении прибора между проекцией падения пласта и 
направлением на основной датчик 1, отсчитываемый против часовой стрелки; γ′— угол между перпендикуляром к плоскости напластования и осью скважины; угол γ′ может быть определен по плоскостям напластования керна). По величинам φ, δ, β, ψ и γ′ и dc рассчитывают угол падения пласта γ и азимут λ (рис. 91).
Расчеты элементов падения пластов весьма громоздки. Эти расчеты производятся обычно на ЭВМ ВЦ или на специальном электронном счетно-решающем устройстве, входящем в комплект измерительной аппаратуры наклономера. Из-за малых расстояний h21 и h31 запись кривых пластовым наклономером проводится в масштабе 1: 10; 1: 20. Результаты замеров наклономером представляются в виде наклонограмм и круговых диаграмм (стереограмм) (рис.92).
Наклонограмма отражает характер распределения падений пород по глубине скважины (рис. 92, а). Для каждой глубины измерения наносят точки, абсциссы которых пропорциональны углу падения; от этих точек проводят стрелку по азимуту падения (север ориентируют вверх). Масштаб глубин—1:250, 1:500. Полярные графики (стереограммы) показывают средние значения угла и азимута падения пород заданного интервала (рис. 92, б).
Интерпретация наклонограмм заключается в определении элементов залегания пластов, вскрываемых скважинами, поверхностей эрозионных срезов, тектонических нарушений, зон трещиноватости и т. д. В наиболее простом случае угол и азимут структурного наклона могут быть определены непосредственно по наклонограмме. В тех случаях, когда в исследуемом интервале наблюдается различное направление напластований пород, строят полярный график. Все значения падений наносят в виде точек на круговую диаграмму (стерео-грамму) с нулевым или с вертикальным падением в центре. Средние значения падения пород в этом случае рассчитывают путем усреднения групп точек на графике (см. рис 92, б).
В результате первичной обработки составляются таблицы вычисления проекций углов падения пород на вертикальные плоскости заданного профиля. Данные таких проекций наносятся на вертикальную плоскость и характеризуют углы наклона пород непосредственно на профильных геологических разрезах (см. рис. 92, а). Эти сведения с привлечением керновых данных используются при корреляции разрезов и прослеживании одноименных горизонтов в соседних скважинах. После обработки первичных измерений в скважине приступают к построению разрезов, карт изопахит, структурных карт и к палеогеоморфологическому анализу.
Для геологической интерпретации наклонограмм широко используют модели распределения элементов залегания, представленных в виде теоретических наклонограмм, построенных применительно к различным простым и более сложным формам залегания слоев в природных условиях. Набор характерных типовых наклонограмм облегчает геологическую интерпретацию фактических диаграмм. Однако следует учитывать, что довольно часто одинаковый характер распределения углов падения на наклонограмме соответствует разным условиям залегания пород. В этих случаях большую помощь в уточнении характера залегания слоев оказывают корреляционные схемы, видеограммы акустического телевизора и другие геолого-геофизические материалы. Интерпретация результатов измерений наклономером облегчается тем, что в пределах одной площади или района наклонограммы обычно характеризуются типичными для данного района моделями.
Рассмотрим наиболее распространенные признаки для типовых наклонограмм (рис.93), свойственные различным условиям залегания слоев.
1. Тектонические нарушения, характеризующиеся повышенной трещиноватостью горных пород в зоне нарушения (в зоне сместителя), мощность которой достигает десятков и сотен метров. Верхняя и нижняя границы этой зоны отмечаются непостоянством элементов залегания; внутри зоны сместителя наблюдается максимальный угол наклона с преимущественно выдержанным азимутом, совпадающим с направлением тектонического нарушения (рис. 93, кривая 1). О характере нарушения (сброс и взброс) чаще всего судят по сопоставлению геолого-геофизического разреза с типовым разрезом данного района, а также по результатам корреляционных построений (см. рис. 107).
2. Увеличение угла падения пластов (в среднем до 50°) при относительно выдержанном азимуте падения (см. рис. 93, кривая 2). Это может соответствовать слоистости в терригенном разрезе на фоне небольшого структурного наклона пластов вмещающей среды.
3. Перерыв в осадконакоплении вследствие размыва и изменения условий накопления вышележащих осадков (кривая 3).
4. Закономерное увеличение угла наклона с глубиной при практически неизменном азимуте. Такая характеристика может соответствовать согласному, но не параллельному залеганию слоев, наличию несогласия в залегании и выклинивании пластов (кривая 4).
5. Закономерное убывание угла наклона с глубиной при общей тенденции к сохранению азимута. Такое распределение стрелок на графике может служить указанием на наличие в этом интервале трансгрессивного перекрытия более древних отложений (стратиграфическое несогласие) (кривая 5).
6. Согласное и параллельное залегание слоев (кривая 6). С глубиной азимут и угол наклона практически не изменяются.
7. Переход ствола скважины с одного крыла складки на другое (кривая 7). При этом углы наклона с глубиной уменьшаются и достигают горизонтального положения, после чего происходит постепенное увеличение падения, но с противоположным направлением ориентации плоскостей напластования.
8. Незакономерное изменение углов и азимутов наклонов слоев (кривая 8). Это наблюдается при отсутствии четко выраженной слоистости пород в речных и прибрежных осадках.
На наклонограмме резким увеличением падения (до 60—70° и более) при изменчивом азимуте на фоне небольшого (до 30°) структурного наклона отмечаются трещины, перемятости и подвороты пластов, а также зеркала скольжения.
В общем случае с помощью наклонометрии решаются следующие задачи: уточнение местоположения литологической границы пласта; выявление структурных и текстурных свойств пород и трещинных интервалов, зон тектонических нарушений и угловых несогласий; подготовка первичных наблюдений наклономером для уточнения геологических разрезов, структурных и геоморфологических карт.
45. Комплексное применение методов ГИС при поиске, разведке и контроле нефтегазовых месторождений.
Прежде чем рассматривать вопросы комплексирования ГИС, отметим, что интерпретация данных ГИС условно может быть подразделена на 2 этапа.
I этап - оперативная или геофизическая интерпретация.
Здесь определяют местоположение в разрезе скважины отдельных литологических разностей и определяют их физические свойства; выделяют интервалы, занимаемые полезным ископаемым, и определяют его качественные и количественные характеристики.
II этап - сводная или комплексная геологическая интерпретация.
На этом этапе по совокупности геофизических данных об отдельных пластах и имеющимся геологическим материалам дают заключение о строении залежей полезного ископаемого и его запасах.
На этом этапе производят корреляцию разрезов скважин, строят профильные геолого-геофизические разрезы, структурные и пластовые карты, подсчитывают запасы полезного ископаемого.
Комплексирование методов ГИС на месторождениях нефти и газа
Геофизические исследования нефтяных и газовых скважин имеют особенно важное значение. Это объясняется, с одной стороны, необходимостью бурения глубоких скважин с минимальным отбором керна или вообще без него (для удешевления и ускорения работ) и, с другой стороны, хорошей дифференциацией осадочных толщ по легко измеряемым электрическим и ядерно-физическим параметрам, выдержанностью разрезов осадочных пород по простиранию, что дает возможность привязки каротажных диаграмм многих скважин к разрезу одной или нескольких опорных скважин, пробуренных с отбором керна.
Основные задачи, решаемые с помощью ГИС на месторождениях нефти и газа:
1. Литологическое расчленение разрезов скважин.
2.Выделение в разрезах коллекторов, определение их мощности и строения.
3.Определение коллекторских свойств:
- пористости;
- проницаемости;
- глинистости.
4. Определение нефтегазонасыщенности коллекторов.
5. Определение положения ВНК, ГНК, ГВК.
6. Корреляция разрезов скважин.
7. Изучение технического состояния скважин.
8. Контроль над разработкой месторождений.
Литологическое расчленение разреза
Прежде чем приступить к решению этого вопроса, диаграммы, различных методов увязывают по глубине. Для этого выбирают пласты с наиболее четкими особенностями на каротажных диаграммах. Решение вопроса о цитологическом расчленении зависит от типа геологического разреза.
Песчано-глинистый разрез.
Такие разрезы разбуриваются на пресном буровом растворе, т.е. при минерализации бурового раствора с0 меньше, чем минерализация св пластовых вод и, следовательно, при ρ0> ρв. Это обуславливает существование "прямого поля" ПС и образование положительного приращения Δ ρк на диаграммах микрозондов.
Кратко охарактеризуем основные литологические разности песчано-глинистого разреза.
Глины и глинистые породы отличаются положительными аномалиями ПС; самыми низкими КС (от 2 до 20 Ом*м), ρк мгз≈ρк мпз; повышенной естественной радиоактивностью; минимальными показаниями на диаграммах НГК-60; высокими значениями интервального времени (ΔТ=300-500мкс/м) на диаграммах АК; увеличением фактического диаметра скважины против номинального.
Песчаники и алевролиты имеют отрицательные показания на диаграммах ПС; более высокие значения КС (от единиц до сотен Ом*м); положительные приращения Δρк на диаграммах микрозондов; промежуточные показания на диаграммах ГК и НГК; более низкие значения интервального времени по АК (у песчаников ΔТ - 175-330 мкс/м, у алевролитов - 200-275 мкс/м); на кавернограммах фиксируется уменьшение диаметра против номинального.
Для песчано-глинистого разреза основными методами ГИС являются: МЗ, ПС и КС, дополнительными: ГК, НГК, АК, КМ.
Карбонатный разрез. Карбонатный разрез содержит обычно известняки и доломиты в разных видах: плотные и крепкие, пористые и трещиноватые, глинистые и т. п. Реже в разрезе присутствуют гипс, ангидрит, каменная соль.
На диаграммах КС карбонатные толщи выделяются как зоны высокого сопротивления - от сотен до тысяч и десятков тысяч Омм. Рыхлые, кавернозные известняки обладают пониженным КС.
На диаграммах ПС карбонатные породы выделяются отрицательными аномалиями на фоне глин. Амплитуда аномалий увеличивается с ростом пористости (пласты 2 и 4) и уменьшается с ростом глинистости (пласт 6). В общем случае диаграммы ПС на карбонатном разрезе слабо дифференцированы.
Микрозонды очень редко, только в случае хорошей пористости пластов, образуют зоны положительных приращений АрА, в остальных случаях их диаграммы не дают полезной информации.
Диаграммы ГК выделяют карбонатную толщу пониженными значениями естественной радиоактивности (3-6 мкР/час), которая несколько повышается с увеличением глинистости (пласт 6).
На диаграммах НГК-60 разности карбонатных пород отмечаются высокими показаниями Inγ поскольку содержат очень мало водорода (пласты 1, 3, 5, 7). В кавернозных и пористых разностях Inγ значительно понижается, что позволяет надежно выделять их среди плотных пород. Примером может служить пласт 2, который не выделяется по КС из-за своей нефтенасыщенности.
Акустический каротаж хорошо "отбивает" всю карбонатную толщу пониженными значениям интервального времени (ΔТ = 140-250мкс/м), выделяя внутри нее все пористые и трещиноватые разности (пласты 2 и 4) повышением ΔТ, независимо от характера насыщения.
По кавернограмметрии плотным известнякам соответствуют зоны, где фактический диаметр скважины равен номинальному.
Таким образом, основными при расчленении карбонатного разреза являются методы: КС, НГК и АК; дополнительными: ПС, ГК, КМ.
Выделение коллекторов в разрезах скважин
Коллекторами называются породы, способные содержать в себе жидкость или газ и отдавать их. Основные коллекторские свойства - пористость и проницаемость.
Пористость характеризует способность пород содержать жидкость или газ в несвязанном состоянии. Определяется коэффициентом пористости Кn, %.
Проницаемость - это способность породы пропускать через себя жидкость или газ под действием перепада давления. Коэффициент проницаемости kпр измеряется в дарси (это внесистемная единица) или в единицах площади (система СИ), 1мД ≈ 1фм2. Хорошими коллекторами являются пески, песчаники, алевролиты, пористые известняки и доломиты, трещиноватые породы.
Неколлекторы, т. е. непроницаемые породы ("покрышки") - это глины и аргиллиты, плотные известняки и доломиты, гипс и ангидрит.
Методика выделения коллекторов в разрезе зависит от их типа.
Выделяют следующие виды коллекторов:
Межзерновые (поровые или гранулярные) коллектора. Они преобладают в песчано-глинистых разрезах, но встречаются и среди карбонатных пород. Для них характерны высокие значения пористости (Кn от 7-10 до 30-40%) и средние значения проницаемости kпр от единицы до сотен мД.
Трещинные, трещинно-кавернозные и трещинно-карстовые коллектора встречаются обычно среди карбонатных пород. Они характеризуются невысокими значениями пористости (Кn ≥2%), но зато имеют высокую проницаемость. Жидкость или газ содержаться в их трещинах и др. пустотах.
Проницаемость коллекторов сильно зависит от глинистости Сгл (чем больше Сгл, тем меньше kпр).
Основой выделения коллекторов в разрезах скважин является, проникновение в них бурового раствора. Этот факт может быть установлен, например, по изменению показаний на диаграммах КС, записанных в разное время. Изменение КС может быть связано с изменением глубины проникновения фильтрата бурового раствора в пласт или с дополнительным проникновением в него бурового раствора другой минерализации.
При с0<св это приводит к увеличению КС водоносных и уменьшению КС нефтеносных пластов.
Получение над пластом трехслойных кривых БКЗ или ВИКИЗ свидетельствует о наличии зоны проникновения, т.е. о коллекторских свойствах пласта.
Еще один существенный признак коллектора - положительные приращения Δρк на диаграммах МЗ.
Дополнительные признаки: увеличение интервального времени и снижение показаний НГК, сужение диаметра скважины из-за образования глинистой корки.
Межзерновые коллектора терригенных отложений имеют обычно высокую пористость (Кn >15%) и при условии со<св характеризуются следующими признаками: Δρк >0 на диаграммах микрозондов и отрицательная аномалия ПС.
Межзерновые коллектора карбонатных отложений отличаются меньшей пористостью (Кn = 10-20%), но зато и меньшей глинистостью, чем терригенные.
При их выделении поступают так: отмечают в разрезе глинистые породы (глины, аргиллиты, глинистые известняки) по положительным значениям ПС, повышенным значениям ГК и АГ, пониженным КС. Оставшиеся неглинистые породы разделяют на пористые (возможные коллекторы) и малопористые по данным МЗ, НГК и АК.
Трещинные коллектора всех разновидностей не имеют четких особенностей на каротажных диаграммах. Это связано с тем, что пористость их мала и поэтому на диаграммах ГИС они проявляют себя как плотные породы. Для их установления в разрезе необходим количественный анализ всех данных.
Определение пористости коллекторов
Пористость является важнейшей емкостной характеристикой пластов-коллекторов и знание ее необходимо для подсчета запасов месторождений нефти и газа.
Определение пористости по удельному электрическому сопротивлению пород. Этот способ применяют для определения Кn межзерновых коллекторов терригенных и карбонатных отложений.
Способ основан на зависимости между коэффициентом пористости и параметром пористости Рп (или относительным сопротивлением породы).
Параметр пористости есть коэффициент пропорциональности между - сопротивлением водонасыщенной породы ρвп и сопротивлением ρв воды, ее насыщающей:
ρвп = Рп* ρв, откуда Рп = ρвп/ρв
Параметр пористости зависит от пористости, характера порового пространства, извилистости пор, степени цементации и др. факторов. Экспериментально выведенная формула имеет общий вид:
Рп = αn/Knm,
где αn - постоянная, называемая структурным коэффициентом, которая зависит от состава породы и составляет от 0,4 до 1,4;
т - так называемый "показатель цементации", который зависит от степени сцементированности и имеет величину от 1,3 для несцементированных до 2,3 для сильно сцементированных пород.
Определение пористости по комплексу методов НГК и ПГГК. Как уже отмечалось в лекциях по НГК, этот метод дает результаты, которые определяются полным содержанием водорода - и в составе свободной воды, и в составе связанной, которая входит в глины. По этой причине в значения коэффициента пористости, найденные по методу НГК - KnНГК необходимо вводить поправку за глинистость. В то же время наличие глинистого материала сказывается и на плотности коллекторов σnГГК, которая определяется по ПГГК. По этой причине открывается возможность комплексного использования методов НГК и ПГГК для определения и пористости (уже исправленной за глинистость), и глинистости коллекторов.
Определение положения водонефтяного и газожидкостных контактов
Под действием гравитационных сил нефть собирается в верхней части пласта, вода - в нижней.
Переход от нефтенасыщенного пласта к водонасыщенному происходит не резко, а постепенно на некотором интервале по вертикали, называемом переходной зоной.
За условный ВНК принимают такой уровень в переходной зоне, выше которого пласт способен отдавать нефть.
Определить положение ВНК можно по данным КС, нейтронных методов или акустическому каротажу (по коэффициенту затухания)
Газоводяной контакт (ГВК) также не является резким, однако мощность переходной зоны здесь много меньше, чем в ВНК.
Газонефтяной контакт (ГНК) обычно резкий.
ГНК устанавливается по данным нейтронных методов НГК и ИНК.
Контроль за разработкой нефтяных месторождений
Контроль за разработкой - это новая область приложения геофизических методов исследования скважин, которой уделяется все больше внимания при добыче нефти и газа.
Контроль за разработкой включает в себя решение следующих вопросов:
1. Контроль за текущим положением водонефтяного и газожидкостных контактов и за обводнением пластов. Эти вопросы решаются с помощью методов ИНК, ННК-Т, акустического каротажа и метода изотопов.
2. Исследование притока и поглощения жидкости и газа в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Здесь основные методы - дебитометрия и термометрия скважин.
3. Определение состава флюида в стволе эксплуатационных скважин. Основные методы - влагометрия, плотнометрия и резистивиметрия.
4. Определение технического состояния эксплуатационных и нагнетательных скважин. Для решения этих задач применяются методы термометрии, индукционной и гамма-гамма-дефектометрии, акустической цементометрии и пр.
Геологические построения по данным каротажа на нефтяных и газовых месторождениях
Составление типового, нормального и сводного геолого-геофизического разреза. Типовой, нормальный, сводный разрезы являются основой корреляции (т. е. увязки) геологических разрезов разных скважин и эталоном интерпретации.
Типовой разрез - это осредненный геолого-геофизический разрез, на котором сопоставляются литологические и основные геофизические характеристики. Он отражает последовательность геологических напластований, их среднюю видимую мощность, литологический состав, возраст и нефтенасыщенность, с одной стороны, и осредненные значения основных геофизических характеристик (КС, ПС, ГК, НГК и др.), с другой стороны.
На разрезе выделяются пласты-реперы с указанием их геологических обозначений. Составляется разрез в масштабе глубин, принятом при каротаже (как правило, 1:500). Скважины, на основе которых строят типовой разрез, не должны иметь тектонических осложнений.
Нормальный разрез отличается от типового только использованием истинных, а не видимых, мощностей пластов. Его можно получить из типового посредством умножения видимых мощностей на косинус среднего угла встречи пластов и скважины.
Сводный разрез составляют в тех случаях, когда геологическое строение месторождения отличается изменчивостью литологии и мощности пластов. При построении сводного геолого-геофизического разреза колонки берут из нескольких скважин, а каротажные диаграммы - из одной.
Корреляция разрезов скважин и составление профильных геолого-геофизических разрезов. Корреляция разрезов скважин играет важную роль в изучении геологического строения месторождений. Для корреляции отбирают только качественные диаграммы и на них выносят результаты исследования керна. Масштаб каротажных диаграмм в разных скважинах должен быть одинаковым.
Корреляция заключается в выделении пластов-реперов и в определении глубины их залегания в разных скважинах.
В качестве реперов выбирают пласты, которые удовлетворяют двум требованиям: во-первых, они должны создавать характерные аномалии на каротажных диаграммах, во-вторых, - прослеживаться на большой площади.
При корреляции строят корреляционные схемы, нанося на чертеж каротажные диаграммы в порядке расположения скважин и соединяя между собой границы соответствующих пластов-реперов. При этом отметки, изображающие поверхность какого-то определенного репера, располагают на одной горизонтальной линии.
Профильные разрезы показывают геологическое строение месторождения в вертикальной плоскости. Их строят вкрест простирания и по простиранию пород. Для построения разрезов могут быть использованы и скважины, которые не лежат в плоскости разреза - их проектируют на него по направлению простирания пород. Вертикальный масштаб обычно крупнее, чем горизонтальный. Вдоль осей скважин выносят диаграммы стандартного каротажа.
Построение различных карт. Структурные карты изображают строение месторождения в плане в виде изогипс (линий равных глубин) кровли или подошвы продуктивного горизонта.
Карты равных мощностей (карты изопахит) характеризуют изменение мощности продуктивного пласта. Изолинии равной мощности проводят либо по истинной, либо по эффективной мощности пласта.
Эффективная мощность определяется как полная истинная мощность пласта за вычетом всех непроницаемых прослоев и водонасыщенной (ниже условного ВНК) части пласта. Карты равных эффективных мощностей - один из основных исходных документов для подсчета запасов месторождения.
Карты горизонтального среза (или пластовые карты) представляют геологическое строение месторождения в его горизонтальном срезе на определенной глубине (H=const).
46. Комплексное применение методов ГИС при поиске, разведке и эксплуатации угольных месторождений.
Значение ГЙС на месторождениях ископаемых углей обусловлено тем, что из-за хрупкости угля бывает мал выход керна из угольных пластов. По этой причине по данным бурения невозможно точно установить мощность угольных пластов, а иногда и определить их свойства.
Физические свойства углей и вмещающих пород
Физические свойства ископаемых углей зависят от степени их метаморфизма, влажности (W) и минерального состава.
По степени метаморфизма различают: бурые угли (содержание углерода 60-70%, влажность до 40%), каменные угли (углерода 80-95%,влажность до 5%) и антрациты (углерода более 95%, W≈0).
Эти разновидности углей, кроме того, подразделяются на группы (технологические марки), имеющие разное промышленное значение.
Важной качественной характеристикой углей является зольность. Зольность определяется процентным содержанием в угле негорючих компонентов, представленных глиноземом, кремнеземом и окислами железа. Эти компоненты попадают в уголь в процессе образования его залежей и являются примесью вмещающих пород. При зольности от 50% и выше порода называется горючим сланцем.
Рабочая мощность угольных пластов в различных географо-экономических районах -от 0,45 до 1 м.
По сравнению с вмещающими породами каменные и бурые угли характеризуются повышенным УЭС. УЭС углей возрастает с увеличением степени метаморфизма от 10-200 Ом*м у бурых до 50-1000 Ом*м -у тощих каменных. При переходе к антрацитам УЭС резко падает - до 5,0-0,01 Ом*м. С увеличением зольности сопротивление бурых и каменных углей уменьшается, антрацитов- увеличивается.
Угли способны окисляться и, следовательно, создавать аномалии естественного электрического поля.
Аномалии ПС над антрацитами достигают 400-600 мВ, над каменными углями - 100 мВ, над бурыми - ±50 мВ. Над бурыми углями аномалии ПС возникают не только под действием окислительно-восстановительных, но и в результате диффузионно-адсорбционных и фильтрационных процессов.
Угли также обладают способностью поляризоваться и создавать аномалии вызванной поляризации (ВП).
Естественная радиоактивность углей, как правило, ниже, чем вмещающих песчано-глинистых пород.
Плотность углей (1,15-1,75 г/см3) значительно меньше, чем у вмещающих пород (на 0,5-1,0 г/см3). Плотность углей растет с увеличением степени метаморфизма. Растет она и с увеличением зольности. Тем не менее, плотность - это то физическое свойство, по которому все типы углей всегда однозначно отличаются от вмещающих пород.
Кроме того, угли обладают сравнительно низким эффективным атомным номером (у чистого углерода z=6), у вмещающих пород zэф ≈13-15, т.е. значительно выше. Даже небольшая примесь золы заметно увеличивает zэф угля.
Скорость распространения упругих волн в углях меньше, чем во вмещающих породах.
На кавернограммах угли отмечаются как зоны увеличенного диаметра из-за их разрушения при бурении.
Таким образом, существуют благоприятные предпосылки для применения в углеразведочных скважинах электрических, радиоактивных и др. методов ГИС.
Задачи, решаемые ГИС в углеразведочных скважинах и методика работ
С помощью ГИС при разведке ископаемых углей решается следующий широкий комплекс геологических и технических задач:
1. Цитологическое расчленение разрезов скважин.
2. Выделение пластов угля, определение их мощности и строения.
3. Определение зольности углей.
4. Определение элементов залегания угольных пластов.
5. Определение тектонических нарушений угольных пластов.
6. Построение корреляционных разрезов, структурных карт и т. п.
7. Изучение технического состояния скважин.
Геофизические исследования углеразведочных скважин выполняют, как правило, в 2 этапа.
I этап основных исследований охватывает всю глубину скважины.
Запись диаграмм ведется в масштабе 1:200. Решаются задачи литологического расчленения разрезов, выделения угольных пластов и их корреляции, изучения технического состояния скважин.
IIэтап детальных исследований охватывает только ту часть скважины,
где локализуются угольные пласты. Масштаб записи диаграмм - 1:50. Решаются задачи определения мощности и строения угольных пластов, определения их зольности, элементов залегания, зон тектонических нарушений.
Для записи диаграмм КС используют на бурых углях градиент-зонды длиной от 0,5 до 3,0 м и потенциал-зонд AM=0,1 м; на каменных углях - большие градиент-зонды длиной 2,5-3,6 м; на антрацитах - потенциал-зонд длиной 0,1 или 0,2 м.
Зонды ПГГК для углей всех типов имеют длину 0,4 м при использовании источника Со60 и 0,2 м - при источнике Сs137.
Мощность угольных пластов, согласно требованиям существующих инструкций, должна быть определена с погрешностью, не превышающей 5 см, и не менее чем 2 методами.
По этой причине на этапе детальных исследований к методу КС добавляют еще один метод. Как правило, это БТК - боковой токовый каротаж с зондом, в котором центральный электрод Ао имеет длину 2 см, а экранные электроды - по 75 см.
Зольность углей обычно определяют методом СГГК. Кроме того, зольность может быть определена методом наведенной активности по изотопу А128 или по методу КС на основе корреляционной зависимости между зольностью и электрическим сопротивлением углей (В. В. Гречухин, 1965).
Определение глубины залегания и мощности исследуемых пластов
Глубина залегания пластов определяется по геофизическим диаграммам поискового комплекса и привязывается к государственной системе высотных отметок, принятой для участков разведки и точек заложения скважин.
За глубину залегания пласта принимается глубина его нижней границы (нижнего контакта с породой). Местоположение нижней границы пласта устанавливается по геофизическим диаграммам, а глубина залегания определяется по меткам шкалы глубин путем измерения расстояний от нижней границы до двух ближайших меток и учета выявленной допустимого расхождения в определении глубин до величин кратных 0,1 м. Учитывая, что погрешность определения границ пластов уменьшается с укрупнением масштабов глубин, целесообразно глубину залегания пластов уточнять по диаграммам детализационного комплекса.
Расхождение в глубинах контактов пластов, определенных по различным диаграммам, зарегистрированных при различных спуско-подъемах кабеля, не должно превышать ± 0,2 м, а при определении глубины по диаграммам детализационного комплекса - ±0,05 м. При составлении сводных диаграмм указанные допустимые расхождения в глубинах различных диаграмм устраняются путем их пропорционального разброса на интервал между метками.
Существует несколько способов определения видимой мощности пластов, которая для краткости изложения в дальнейшем называется просто мощностью пластов.
Определение глубины залегания мощности пластов по данным КС (градиент-зонд). Мощность пластов высокого сопротивления по диаграммам rk градиент-зонда наиболее точно определяется способом "наибольших градиентов". Согласно этому способу границам угольного пласта соответствуют точки на ветвях аномалии - rk, в которых касательные к ним имеют наибольший угол наклона к оси глубин, т.е. максимальный градиент изменения сопротивления. Проекции этих точек на ось глубин определяют положение контактов пласта, а расстояние между ними (разность между глубинными отметками подошвы и кровли) - его мощность.
Способ "наибольших градиентов" является универсальным, поскольку позволяет определять мощность как тонких, так и мощных пластов высокого сопротивления. Погрешность определения мощности пластов этим способом по диаграммам, зарегистрированным в детализационном масштабе глубин, составляет ± 0,05 м.
Определение глубины залегания мощности пластов по данным КС (потенциал-зонд). Из нескольких способов определения мощности пластов высокого сопротивления по диаграммам потенциал-зонда (при h>АМ) наиболее точным является способ определения ее по точкам перегиба. Точки перегиба находятся по отходу ветвей аномалии rk от касательных к ним, имеющих наибольший угол наклона к оси глубин. По аналогии с теоретическими кривыми эти точки располагаются выше почвы и ниже кровли пласта на расстояниях, равных половине длины зонда. Соответственно мощность пласта равна разности глубинных отметок точек перегиба, увеличенной на длину потенциал-зонда.
Определение глубины залегания мощности угольных пластов по данным бокового каротажа. Существует два способа интерпретации диаграмм. Контакты пласта по диаграммам могут устанавливаться по точкам начала градиентных участков кривой в основании аномалии. В данном случае мощность пласта равна разности глубинных отметок этих точек. Мощность пласта может также определяться по разности глубинных отметок точек, расположенных на каждой из ветвей аномалии rk на уровне 1,7 - 2,0 величины кажущегося сопротивления вмещающих пород. Для более точного определения мощности угольного пласта рекомендуется рассматривать ее как среднеарифметическую величину, определенную двумя вышеназванными способами.
Определение глубины залегания и мощности пластов по данным диаграммы электропроводности. Границам пласта на диаграмме электропроводности соответствуют точки, расположенные на ветвях аномалии на уровне 0,5-0,6 величины кажущейся электропроводности вмещающих пород. Мощность пласта равна разности глубинных отметок этих точек. Среднеквадратическая погрешность определения мощности пластов данным способом равна 0,03 м.
Определение глубины залегания и мощности пластов по данным бокового токового каротажа (БТК). Местоположение границ пласта по диаграмме токового каротажа устанавливается способом "наибольших градиентов". Соответственно мощность пласта равна разности глубинных отметок этих точек. Обычно точки, соответствующие границам пласта, располагаются на ветвях аномалии на высоте от 1/2 до 3/4 ее амплитуды. Данный способ обеспечивает определение мощности пластов с точностью 0,05 м.
Определение глубины залегания и мощности пластов по данным радиоактивных методов. Мощность пластов по диаграммам радиоактивных методов определяется следующим способом. Точки, соответствующие границам пласта, на диаграммах гамма-гамма-метода плотностного (ГГМ-П), гамма-гамма-метода селективного (ГГМ-С), гамма-метода (ГМ) определяются на середине каждой из ветвей аномалии против пласта. Разница в глубинных отметках этих точек равна мощности пласта.
