Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 [ 79 ] 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199

5.7. Методы ГИС для определения пустотности

Методы ГИС для определения пустотности - плотностной, нейтронный и акустический - считаются пригодными для обнаружения трещин, а также для оценки вторичной пустотности. При оценке вторичной пустотности плотностной и нейтронный методы (которые реагируют в основном на литологические характеристики) обычно менее эффективны, чем акустический метод.

В любом случае оценка вторичной пустотности должна определяться разницей между общей пустотностью и матричной пористостью, которые в принципе могут быть определены методами ГИС. Рассматривая модель с двойной пустотностью, Агилера [8] предложил следующее уравнение зависимости между общей и матричной пустотностью:

Фбш = 1 / [-Фтр + (1 - V) / фГ"] • (5.8)

Общая пустотность Фобщ и пористость матрицы Фм связаны по экспоненте трещинно-матричной системы т и экспоненте матрицы Шм, так же как и отношение, рассмотренное в уравнении (5.7).

5.7.1. Плотностной метод

Объемная плотность пород, через которые прошла скважина, может быть представлена в виде непрерывного графика при использовании диаграммы плотпостного метода. Изменение интенсивности пуч,ка гамма-лучей из источника, находящегося в зонде, фиксируется счетной системой; величина сигнала зависит от объемной плотности породы. Более высокая плотность обусловливает более низкий уровень интенсивности гамма-излучения. Иначе говоря, поскольку породы с низкой пористостью дают низкие скорости счета, то против интервалов пород с трещинами могут быть отсчеты, характерные для пород с более высокой пористостью. Трудности практического использования метода связаны с неориентированностью зонда и невозможностью его вращения, вследствие чего возникает риск, что будут регистрироваться трещины только на одной стороне ствола скважины.

Бек [2] считает, что кривая коррекции Др на диаграмме компенсационного плотностного метода позволяет оперативно выделять трещиноватые зоны. По сути дела, поскольку кривая Др была разработана для введения поправки в кривую плотности за неровность стенок ствола скважины и разную толщину глинистой корки,, она может быть использована для обнаружения трещин. На кривой Др аномалия появляется, когда зонд двигается перед трещинами (рис. 5.14). Главным недостатком этого метода является то,что некоторые трещины могут быть пропущены, а основным достоинством- регистрация величины пустотности, которая может быть использована для дальнейших вычислений.

Рис. 5.14. Диаграмма компенсированного плотностного каротажа. Трещины выделяются по кривой рм [2].

Кривые: / - ГК; г - кавернометрии; 5 - потенциал-зонда; -рлв; 5 -Др

В примере, показанном на рис. 5.14, можно видеть, что отклонение ствола скважины от цилиндрической формы, зарегистрированное при кавернометрии, позволит определить местоположение трещин.,

5.7.2. Нейтронные методы

Нейтронный каротаж, как и описанный выше метод, позволяет замерять общую пустотность. Те же самые трудности в выделении трещиноватых зон обусловлены разнонаправленной ориентацией трещин и невозможностью вращения прибора. Поскольку показания нейтронных методов зависят главным образом от содержания водорода в породе (в результате потери энергии при соударении нейтрона с атомом водорода), то при налич,ии открытой трещины можно ожидать появление аномалии, свидетельствующей о более высокой пустотности. НеР1тронный каротаж является ценным методом для выделения плотных карбонатов, так как они характеризуются высокими показаниями.

Для оценки трещинной пустотности Пикетт [9] использует зависимость между величиной общей пустотности, полученной по керну, и ее значениями по данным нейтронного метода (рис. 5.15). Если отрезок АА соответствует этой зависимости, то отклонение то-

Рис. 5.15. График зависимости пустотности, определеииой по керну, от ее значений по показаниям нейтронного метода (идеализированный случай)

чек D п F может быть обусловлено наличием трещиноватых зон, и, таким образом, величины ED и GF могут быть обусловлены трещинной пустотностью. Две дополнительные прямые линии ограничивают разброс, образовавшийся в результате погрешностей при измерениях, и для оценки трещинной пустотности будет использоваться только отрезок ED [9], в то время как величина пустотности, определенная по отрезку GF, будет относиться к пористости матрицы. По этой методике при обработке данных проводятся линии ВВ и СС, ограничивающие область стандартных отклонений. Исследования пород формации Миссисипи показали, что расстояние между АА и соответственно ВВ и СС было равно 1,5 а (а - стандартное отклонение). [9].

Показания нейтронного метода

5.7.3. Акустический метод

Акустический метод - наиболее подходящий вид геофизических исследований для выделения зон трещиноватости. Были проведены многочисленные исследования в этой области, но результаты применения этого метода оказались не такими успешными, как можно было ожидать. Однако несмотря на это многие специалисты по геофизическим исследованиям скважин считают, что основой метода выделения зон трещиноватости должно являться использование эффекта влияния трещин на параметры распространения акустических волн.

Основные достоинства акустического метода: 1) он основан на механических свойствах среды и менее чувствителен к аномалиям ствола скважины, чем другие методы; 2) он очень точно выделяет плотные породы.

Рис. 5.16. Схематическое изображение акустических воли. фроит звуковой волиы: /- продольной; 2 -рэлея: 3-в буровом растворе; 4 - трубной