Кривые гамма каротажа. Технология регистрации

Полученная в результате замера кривая, характеризующая интенсивность γ-излучения пластов вдоль ствола скважины, называется гамма – каротажной кривой.

Теоретические кривые интенсивности I_γ гамма-излучение получены для одиночного пласта мощностью h с повышенной гамма-активностью q_γп, залегающего в породах с активностью q_{γ вм} (q_γп > q_{γ вм} ), в скважине диаметром d_c, заполненной не­активным буровым раствором. При расчетах было принято, что плотность и коэффициенты поглощения всех сред постоянны (рис.7, а). При перемещении индикатора с бесконечно малой скоростью вдоль оси скважины пласт повышенной гамма-актив­ности выделяется симметричной аномалией, величина которой при отсчете от вмещающих пород равна предельной аномалии в пласте бесконечной мощности, начиная с h≥1 м:

(7)

Границы пласта выделяются по точкам перегиба кривой. Значение I_γгр определяется на расстоянии ½ ∆I_γ от линии показаний I_γвм во вмещающих породах. При уменьшении мощности пласта величина амплитуды снижается и точки, соответ­ствующие границам, смещаются к вершине аномалии.

Практические кривые (рис.7, б) гамма-активности существенно отличаются от теоретических или расчетных кривых двумя осо­бенностями: наличием иззубренности кривой, которая вызвана статистическими флуктуациями; влиянием инерционности реги­стрирующей аппаратуры, связанной с наличием в измерительном канале интегрирующей ячейки, которая характеризуется постоян­ной времени τ = RC. Постоянная времени τ выбирается при записи диаграмм I_γ с таким расчетом, чтобы дорожка статистических флуктуации была наименьшей, а скорость регистрации — наибольшей. По форме диаграмма ГК заметно отклоняется от теоретической. Поскольку регистрация диаграммы ведется снизу вверх, анома­лия за счет инерционности интегрирующей ячейки при большой скорости записи υ либо при большом значении τ медленно нара­стает против подошвы пласта высокой активности и медленно спадает выше его кровли (рис.7, б). При большой скорости υ либо большом значении τ (при увеличении υτ) аномалия стано­вится асимметричной, максимум смещается вверх, располагаясь на уровне кровли пласта. Чем выше υτ, тем больше понижается ∆I_γ по сравнению с ∆I_γ∞ и увеличивается ширина аномалии h_ф по сравнению с истинной мощностью h пласта. Степень снижения ∆I_γ по сравнению с ∆I_γ∞ характеризуется коэффициентом

ν_γ = ∆I_γ/∆I_γ∞ (8)

рис.7. Теоретические и практические кривые ГК. а. теоретические кривые ГК в скважине при различной мощности пластов

б. практические кривые ГК при τ_max и τ_min

Такое снижение аномалии ухудшает характер диаграммы. Вместе с тем при увеличении τ уменьшается дорожка статистиче­ских флуктуации, что улучшает форму кривой I_γ. Обычно выби­рают оптимальный режим записи, при котором правила первичной практической обработки диаграммы I_γ сводятся к следующему:

1. для определения границ пластов используют точки начала подъема кривой в подошве и начала спада кривой в кровле пласта повышенной радиоактивности (для пласта низкой радиоактив­ности — наоборот);

2. для приведения показаний в пласте к усло­виям бесконечной мощности используют наблюденную аномалию ∆I_γ и коэффициент снижения амплитуды ν_γ:

∆I_γ∞ = ∆I_γ / ν_γ (9)

Величину ν_γ находят по рис.8.

При чередовании пластов повышенной и пониженной радио­активности небольшой мощности определить границы каждого пласта по кривой I_γ затруднительно. В этом случае для получе­ния суммарной мощности пластов с повышенной гамма-активностью рекомен­дуется способ площадей, в котором рассчитывается по формуле

=S/∆I_γ∞ (10)

где S — площадь, ограниченная кривой I_γ, границами пачки и линией значений I_γвм вмещающих пород;

∆I_γ∞ — аномалия для пласта полезного ископаемого неограниченной мощности.

рис.8. Зависимость величины ν_γ и фиктивной мощности пласта h_фик

от его истинной мощности для различных значений υτ=const

При регистрации диаграмм гамма-излучения в обсаженных скважинах величина I_γ слагается из интенсивностей гамма-излу­чения породы I_γп, цемента I_γц, колонны I_γк и раствора I_γр

I_γ = I_γп + I_γц + I_γк + I_γр (11)

Если диаметр скважины постоянен и условия обсадки в интер­вале регистрации диаграммы не меняются (число колонн, толщина их стенки, центрированность), переменной в уравнении (11) яв­ляется только I_γп, которая зависит от q_γ пород. Формула (11) может быть представлена в виде

I_γ = I_γп + c (12)

где c = const.

Обычно считают, что I_γк + I_γр « I_γп + I_γц, поэтому вкла­дом колонны и раствора часто (что не всегда справедливо) пренеб­регают. Если диаметр скважины, условия обсадки и буровой раствор в скважине изменяются, регистрируемая величина гамма-излучения зависит от всех этих параметров. Чтобы учесть эти изменения и привести формулу (11) к (12), на моделях пластов, экспериментальным путем и частично расчетным, получили дан­ные, позволяющие применять соответствующие поправки η_d, η_к, η_ц, которые показывают степень влияния на показания изменений диаметра скважины, толщины слоя цемента, стенки колонны и т. п. Поправочный коэффициент η_γ представляет собой отноше­ние интенсивности излучения при некоторых стандартных усло­виях I_γст (например, стандартный диаметр скважины, отсутствие колонны, цемента, нецентрированностиприбора в сква­жине) к регистрируемой интенсивности излучения I_γр

η_γ= I_γст / I_γр (13)

Если влияет несколько факторов, величина η_γ представляет собой произведение коэффициентов, показывающих, вклад влияния отдельных факторов:

η_γ = η_р η_ц η_к (14)

На рис. 9, 10 изображены расчетные графики зависимости коэффициентов η_γ и η_к от диаметра скважины d_c (необсаженная скважина), слоя цемента ∆_ц при определенном диаметре и тол­щине стенки колонны. Если радиоактивность раствора и цемента отличается от нуля, на показания гамма-метода влияет также отношение n= q_γ / q_γрот n' = q_γп /q_γц. Поэтому наличие раствора, колонны и цемента может приводить как к снижению интенсивности излучения, регистрируемого на оси скважины, если преобладает эффект поглощения излучения в этих средах (η_γ>1), так и к повышению — если активность раствора или цемента выше активности пласта (η_γ < 1).

Поправка η_γ позволяет приводить показания прибора данного типа в некоторой скважине переменной конструкции к условиям стандартной скважины, для которой d_c = 0 либо d_c = d_ном и об­садка скважины стандартна. Этим приемом в процессе интерпретации выражение (11) сводится к (12), где I_γц + I_γк + I_γр = const или обращается в нуль.

Итак, чтобы определить исправленное значение I_γ, выполняют следующие операции.

1. Проводят границы выбранного пласта и находят его мощ­ность h, пользуясь изложенными выше приемами.

2. Смещают положение нулевой линии на диаграмме I_γ на постоянную величину, вычитая значение I_γф.

3. Вычисляют величину аномалии против пласта ∆I_γр = I_γр - I_γвм и находят ν_γ для известных значений h, υ, τ по рис.8, а. Пользуясь величиной ν_γ, рассчитывают ∆I_γ∞ = ∆I_γр / ν_γ

4. Определяют коэффициент η_γ, пользуясь зависимостями типа изображенных на рис.9 для известных величин n, d_c, δ_р, d_к, h_k, h_ц. Исправленное значение I_γ∞, приведенное к стандартным скважинным условиям, вычисляют по формуле

(15)

где I_γ∞ — показания в пласте, приведенные к условиям беско­нечной мощности в стандартной скважине, а коэффициент η_γ— произведение поправок η_р, η_ц, η_к..

рис.9. расчетные кривые ηγ = f(dc) для необсаженной скважины

рис.10 расчетные кривые ηк = f(∆ц) для обсаженной скважины, заполненной водой

В результате количественной интерпретации диаграмм гамма-метода по величине I_γ могут быть определены активность пород q_γ, объемная глинистость k_гл либо нерастворимый остаток k_но в карбонатных породах, если между q_γ и этими коэффициентами существуют корреляционные связи.