ИНГМ. Основа теории и интерпретации результатов скважинных исследований

При импульсных нейтронных методах источник испускает ней­троны в течение сравнительно коротких интервалов времени ∆Т<100 — 200 мкс. Такие импульсы источника пов­торяются периодически с периодом Т=10^-3— 10^-1 с ^-1, т.е. 10—10³ раз в 1 с.

С помощью специальной схемы — временного анализатора реги­страция излучения осуществляется не непрерывно, а лишь в неко­торые (специально выбранные) интервалы времени.

В настоящее время получили применение две модификации им­пульсных нейтронных методов — с регистрацией тепло­вых нейтронов (ИННМ) и гамма-квантов радиа­ционного захвата (ИНГМ). Регистрация нейтронов (и гамма-квантов) в этих методах осуществляется в интервале между двумя импульсами источника через некоторое время задержки после каж­дого импульса, составляющее от нескольких сотен до двух-трех ты­сяч микросекунд.

Быстрые нейтроны, испускаемые импульсным источником, замед­ляются до тепловой энергии в среднем за время, составляющее не более нескольких десятков микросекунд, и при дальнейшей диффу­зии поглощаются ядрами среды. После окончания процесса замед­ления плотности нейтронов и гамма-квантов радиационного захвата уменьшаются во времени примерно

n=n₀*e^-t/

Регистрируя гамма-кванты (ИНГМ) при двух значениях времени задержки или более, можно определить среднее время жизни тепловых нейтро­нов в горной породе , которое, как указывалось выше, позволяет судить о концентрации элементов, имеющих высокое сечение погло­щения тепловых нейтронов.

Импульсы источника повторяются через небольшое время (обыч­но 10 — 400 раз в 1 с) и при ИННМ (ИНГМ) регистрируется интен­сивность тепловых нейтронов (гамма-квантов) для некоторого зна­чения времени задержки , усредненная по большому числу импуль­сов источника. Измерения при ИННМ (ИНГМ) выполняют либо при движении прибора по стволу скважины (и в результате получают непрерывные диаграммы для двух-трех каналов с различными значениями времени задержки), либо иногда при неподвижном приборе (на точках) для повышения точности.

В первом случае о значении судят по отношению показаний на двух каналах: чем меньше , тем больше различаются эти показа­ния. Количественное определение получают по формуле (предпо­лагается, что ширина «окон» ∆tв обоих каналах одинакова)

где t1 t2 и — время задержки для двух каналов; I1 и I₂— показания (скорость счета) для тех же каналов.

Разработана аппаратура для непрерывного вычисления в про­цессе замеров и получения непосредственно диаграмм изменения по стволу скважины. В случае измерений на точках (с неподвижным прибором) интенсивность нейтронов или гамма-квантов обычно определяют при большом числе значений времени задержки t_i (i = 1, 2,...) и строят график зависимости логарифма показаний lnI от t. Такой график позволяет точнее определить значение как ве­личину, обратную коэффициенту наклона кривой 1nI = f(t) при боль­ших t.

При малых временах задержки t (наклон кривой зависит (кроме ) также от диаметра скважины и свойств среды, заполняющей сква­жину. При больших значениях t такое влияние постепенно исчезает, что является преимуществом импульсных методов. Другое их пре­имущество заключается в большей по сравнению со стационарными методами чувствительности к содержанию элементов, сильно погло­щающих нейтроны. В нефтяных и газовых скважинах это позволяет различать продуктивные и водоносные пласты при сравнительно малой минерализации пластовых вод (от 20 — 30 г/л). При большей минерализации вод решение этой задачи возможно даже по резуль­татам измерения при одном значении времени задержки. При прочих равных условиях водоносные пласты отмечаются гораздо меньшими показаниями ИННМ при больших временах задержки t по сравнению с нефтеносными и газоносными пластами.

При ИНГМ влияние скважины несколько меньше, чем при ИННМ, но преимуществом последнего является отсутствие влияния есте­ственного гамма-излучения, доля которого при ИНГМ на больших временах задержки значительна. Точка записи зонда ИННМ и ИНГМ совпадает с серединой детектора.

Упругие свойства г.п.

1. Модуль продольного растяжения (модуль Юнга) Е=Р/δl; δl=(l_i-l)/l₁

Р-приложенное напряжение; δl-относительное удлинение; l₁-начальный продольный размер упругого тела.

2. Коэф-нт поперечного сокращения σ = δl_с/δl; δl_с=(l₂^'-l₂)/l₂; δl_с-относит. поперечное сокращение; l₂- начальный поперечный размер.

σ явл коэф-том пропорциональности между относительным удлинением и относительным поперечным сокращением (коэф-т Пуассона)

σ=0,08-0,35

3.G-модуль сдвига

является коэфф пропорциональности между касательной напряжения(τ) и относительнм удлинением (δl): (τ=G* δl)

Модель сдвига находится в соотношении:

G= Е/2(1+ σ)

4. Модуль всестороннего сжатия, коэффициент сжимаемости породы:

К_с и β

К_с =1/ β

Коэффициент сжимаемости определяет связь между приложенным напряжением и деформацией объема:

Рх= -К_с*∆V/V= -1/β*∆V/V

5.Скорость распространения продольных, поперечных и волн Лемба-Стоунли (V_p, V_s и V_L).

; ;

V₀ – cкорость гидроволн в промывочной жидкости, δ₀ –плотность промывочной жидкости.

Для большинства осадочных пород V_p/V_s ≈1,73, при σ=0,25

Т.е. продольная волна к приемнику приходит быстрее, чем поперечная.

Упругие свойства гп связаны с их литол и петрофиз характеристиками, т.е. распространение упругой волны зависит от их минерального состава, плотности структуры порового пространства, глинистости, формы нахождения глины в поровом пространстве. Различные породы по-разному ослабляют энергию волны по мере удаления от источника колебаний. Кол-во энергии, приход. на элементарный объем породы будет уменьшаться по мере удаления от источника.

В идеально упругих средах выражение для упругих колебаний: А=СА₀(1/Lⁿ); L-расст-е от источника до места, где измеряем А; А₀- начальная амплитуда волны; n на больших расстояниях →1.

В горн породах А:

А=С*1/Lⁿ*Ао*е^-αL

В реальных гп происходит поглощение упр.волны вследствие внутреннего трения м/д соседними частицами, происходит рассеяние волны из-за неоднородности среды.

Коэф-нт поглощения можно определить, если измерить амплитуды волны А₁ и А₂ на различных расстояниях от излучателя L₁ и L₂: α=(1/∆L)ln(A₁/А₂); ∆L= L₂/L₂; α:[дб/м]; А:[мВ];

66. классификация АК.Задачи, решаемые акустическим методом:

АМ основаны на изуч-ии и опред-ии упругих св-в ГП по наблюд. за распред. в них упругих волн. 1.Стандартные АМ

· По скорости р-волн,кинематические параметры Т1,Т2,ΔТ

Т_1,Т₂, -времена прихода волны(кинематич пар-ры) ∆Т-интервальное время

· По затуханию р-волн, динмические параметры А1,А2,α

(А1,А2-амплитуды,α-коэф поглощения)- динамич пар-ры\

Стандартный АК рассчитан на регистрацию кинематич. и динамич. параметров упругих продольных волн. Применяется для изучения необсаженных скважин, заполненных жидкостью. Основные задачи решаемые по данным стандартного АК:

1. Определение скоростей распространения упругих волн в горных породах;

2. Определение литологии пород. В глинах, трещ.породах высокие показания АМ.

3. Определение пористости (К_п) и типа пористости.

4. выделене коллекторов

5. Оценка хар-ра насыщения коллекторов в комплексе с другими методами ГИС.

В Благоприятных условиях данные стандартного метода позволяют выделить коллекторы с вторичной пористостью.

В обсаж скв хар-ки аккустич сигналов очень чувствительны к условиям на контактах м/у цементным камнем,обсадной колонной и ГП.

След-но,в обсаж скв АМ применяется для изучения их техсостояния

1) Кач-во цементирования АКЦ; 2) D скв АКК; 3)Хар-ки поверхности стенок скв

4) АКШ-шумы,возникающие при бурении скв с целью определения хар-ра проводимых пород по спектру колебанй бурового инструмента

2.Волновой акустический каротаж(ВАК),он же широкополосный АК f=1-20 кГц

· По скорости р,s,L-St волн,Т1,Т2,ΔТ-для каждой волны

· По затуханию р,s,L-St волн А1,А2,α -для каждой волны

· Звуковые образы(волновые картины (ВК) + фазокорреляционные диаграммы(ФКД))

К числу основных задач помимо вышеперечисленных,относятся:

-выявление в разрезах скв коллекторов со сложной структурой порового пространства;

-оценка вторичной пористости в коллекторах трещенных,кавернозных и смешанного типа;

-оценка проницаемости коллекторов;

-оценка преимущественной ориентации трещин по отношению к оси скв;

-выделение н/гнасыщ коллекторов

Задачи:

1.Определение Vп; 2.Литология; 3.Тип и величина Кп; 4.Выделение коллекторов

5.определение хар-ра насыщения коллекторов – в комплексе с др.методами ГИС

 

Специальные исследования: оценка качества цементации, измерение d_с(акуст.каверномер), акустич.телевизоры, акустич.изомеры-с целью определения характера проходимых пород по скелету колеб.бурового инструмента.