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—10³раз 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_си 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.