Аппаратура спектрометрического каротажа СГК-1024 (стр. 1 из 5)
Введение
Туймазинская площадь расположена в западной части Башкортостана и в административном отношении находится на территории Туймазинского района РБ и Бавлинского района Республики Татарстан.
В регионально-тектоническом плане Туймазинская площадь расположена на южной вершине Татарского свода.
Месторождение открыто в 1937 году по карбону, а в 1944 году получен первый промышленный приток нефти из терригенных отложений девона. На месторождении пробурено большое количество скважин.
На Туймазинском месторождении скважинами вскрыты пермские, каменноугольные, девонские, бавлинские отложения и породы кристаллического фундамента.
Признаки нефти выявлены в разрезе от девонских до пермских отложений включительно. Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт Д-IV, в котором обнаружена небольшая залежь нефти на
Александровской площади. Следующим нефтеносным горизонтом выше по разрезу является песчаный пласт Д-III, в котором небольшие залежи обнаружены в наиболее повышенных участках структуры на Туймазинской площади.
Одним из основных нефтеносных горизонтов являются песчаники пласта Д-II, которые на Туймазинской площади содержат крупную залежь нефти (12*8 км).
Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам, пласта Д-I пашийского горизонта, нефтенасыщенным на Туймазинском и Александровском площадях.
Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса, в основном в отложениях верхне-фаменского подъяруса.
Промышленная нефть имеется в верхней части пористых известняков турнейского яруса. Нефть турнейского яруса удельного веса 0,894 г./см3
содержание серы – 3%.
К песчаникам бобриковского горизонта на Туймазинской и Александровской площадях приурочены залежи нефти, которые являются самостоятельными объектами разработки. Песчаники этого горизонта имеют линзовидное распространение. Нефть имеет удельный вес 0,885 г./см3, содержание серы до 3,81%.
Признаки нефти обнаружены в верхней части турнейских тонкопористых и кавернозных известняков, в артинских отложениях тонкозернистых и кавернозных известняков, местами содержится газ. Залежи газа имеют локальный характер, отличаются небольшим дебитом и весьма ограниченными запасами.
В основании кунгурского яруса залегают оолитовые известняки, насыщенные жидкой газированной нефтью. Однако, получить промышленный приток нефти из этих известняков не удалось.
Следует отметить, что нефтеносность карбонатных отложений, мощность которых составляет почти 80% разреза осадочной толщи палеозоя, изучена слабо.
В настоящее время эксплуатируются пласты Д-I, Д-II, Д-III, Д-IV, песчаники бобриковского горизонта, известняки верхне-фаменского подъяруса и турнейского яруса.
Водоносные горизонты в девонских отложениях приурочены к живетскому, франскому, фаменскому ярусам.
Воды всех девонских пластов от Д-V до Д-I характеризуются одним и тем же составом. Воды хлоркальциевые сильно минерализованные, практически бессульфатные. Характерной особенностью девонских вод является значительное содержание в них окисного железа и повышенное содержание брома.
Условия работы
Климат района континентальный, с коротким, то сухим, то дождливым летом и продолжительной, с большими снежными заносами и метелью зимой.
Снежный покров держится с ноября до апреля месяца включительно и в среднем равен 1,5 м. Преобладают западные и северо-западные ветры. Верхний слой земли промерзает на 1,5–2 м. в зависимости от суровости зимы и толщины снежного покрова. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 198 дней. Максимальное среднегодовое количество осадков 480 мм. Температура воздуха летом достигает 25–400С тепла, а зимой 20–350С, а иногда и 400С мороза.
Состав партии
в состав геофизической партии входят 5 человек:
– начальник партии
– инженер
– каротажник-взрывник
– машинист подъемника
– машинист лаборатории
Применяемая станция
Аппаратура работает в комплексе с регистрирующим оборудованием, обеспечивающим прием-передачу информации в коде Манчестер-2 и управление режимами работы прибора в процессе каротажа, каротажной станцией с трехжильным грузонесущим кабелем длиной до 8000 м.
1. Назначение и краткая техническая характеристика аппаратуры СГК-1024
1.1 Назначение аппаратуры СГК-1024
Аппаратура СГК-1024 предназначена для проведения спектрометрического гамма-каротажа естественной радиоактивности породы с получением массовых содержаний тория СTh, урана СU и калия СK. Аппаратура выпускается в обычном (120°С, 80 МПа, СГК-1024Т) и термобаростойком (175 °С, 140 МПа, СГК-1024Т-2Т) исполнениях. В зависимости от условий применения и требований к точности измерений допустимая скорость каротажа изменяется в пределах 50¸200 м/час. Аппаратура СГК-1024 предназначена для исследования необсаженных и обсаженных нефтяных и газовых скважин.
Спектрометрический гамма-каротаж (СГК) основан на регистрации гамма-излучения естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ), содержащихся в горных породах. Поток и энергетический спектр регистрируемого гамма-излучения определяются массовой концентрацией, составом и пространственным распределением ЕРЭ, плотностью породы и ее эффективным атомным номером Zэф. В формировании энергетического спектра СГК в основном участвуют гамма-излучения изотопов уранового и ториевого рядов, а также изотопа калий-40.
Возможность определения массовых содержаний тория, урана и калия по данным СГК основана на индивидуальных особенностях спектров гамма-излучения этих элементов, при этом считается, что торий и уран находятся в равновесном состоянии с продуктами распада. Спектры гамма-излучения естественных радиоактивных элементов характеризуются набором линий определенной энергии и интенсивности. В табл. 1 приведены основные линии гамма-излучения тория, урана и калия [1, 2].
Таблица 1 – основные линии гамма-излучения тория, урана и калия
| Элемент | Энергия гамма-квантов, КэВ | Интенсивность линии, отн. ед. |
| Калий | 1460 | 1.00 |
| Уран | 2198 | 0.28 |
| 1762 | 1.00 | |
| 609 | 2.56 | |
| 350 | 1.74 | |
| Торий | 2620 | 1.00 |
| 907 | 0.74 | |
| 582 | 0.80 | |
| 238 | 1.31 |
Проходя через породу, скважину и охранный кожух прибора гамма-кванты частично поглощаются, частично рассеиваются с потерей энергии. В результате на детектор поступает спектр гамма-излучения, существенно отличающийся от первичного спектра. Энергия, оставленная гамма-квантом в детекторе, преобразуется блоком детектирования в электрический импульс, заряд которого пропорционален суммарной энергии, оставленной гамма-квантом в детекторе. Спектр (распределение по амплитуде) электрических импульсов, регистрируемых прибором, называется аппаратурным спектром. Примеры таких спектров в моделях с преимущественно ториевой, урановой и калиевой активностью приведены на рис. 1.
Из приведенных рисунков видна ярко выраженная индивидуальность спектров Th, U и K. Это их свойство используется при разложении зарегистрированных в процессе каротажа спектров на три составляющие. Коэффициентами этого разложения являются массовые содержания тория, урана и калия в породе при совпадении скважинных условий проведения каротажа с условиями регистрации опорных (калибровочных) спектров. В противном случае для правильного определения массовых содержаний Th, U и K необходимо учитывать влияние скважинных условий измерений.
Рис. 1. Аппаратурные спектры в моделях с ториевой, урановой и калиевой активностью
1 – урановый спектр (уран – линия урана 1762 КэВ), 2 – ториевый спектр (торий – линия тория 2620 КэВ), 3 – калиевый спектр (калий – линия калия 1460 КэВ). B – «мягкая» часть спектров (первые 128 каналов 1024 канальных спектров).
Связь массовых содержаний Th, U и K и исправленных за влияние скважинных условий измерений показаний интегрального ГК JГК выражается соотношением
JГК = (СTh´РTh+СU´PU+СK´PK)´PSRS,
где СTh, СU, СK– массовые доли тория, урана и калия, РTh, PU, PK– коэффициенты, выражающие эту связь. Для аппаратуры СГК-1024Т значения этих коэффициентов равны
РTh= 0.43 мкР/час/10-4%,
РU= 1.00 мкР/час/10-4%,
РK= 1.99 мкР/час/%,
для аппаратуры СГК-1024Т-2Т
РTh= 0.45 мкР/час/10-4%,
РU= 1.16 мкР/час/10-4%,
РK= 2.44 мкР/час/%.
PSRS– множитель, учитывающий условия калибровки интегрального канала ГК. Его значение равно 0.9 для калибровочных источников типа С-41 и 1.0 для источников типа ЕР.
В табл. 2 приведены некоторые области применения СГК по данным источников [2, 3, 4].
Таблица 2 - применение спектрометрии естественной гамма-активности пород
| Объекты | Область применения |
| Терригенные отложения | Корреляции разрезов скважин.Детальное литологическое расчленение.Стратиграфические исследования.Определение/уточнение фильтрационно-емкостных свойств.Определение/уточнение минерального состава пород.Контроль обводнения. |
| Карбонатные отложения | Корреляции литологических изменений.Выделение проницаемых интервалов, зон трещиноватости.Определение/уточнение минерального состава пород.Контроль обводнения. |
Основой использования массовых содержаний Th, U и Kв породах для решения перечисленных в табл. 2 задач является широкий диапазон изменения их содержаний, с одной стороны, и приуроченность определенных концентрационных конфигураций массовых содержанийTh, U, K к конкретным породам, условиям осадконакопления, вторичным процессам и др., с другой стороны. Причиной всему этому является геохимия этих элементов и их подвижность. В табл. 3 приведены содержания тория, урана и калия в некоторых породах и минералах [3].