Термический каротаж — метод ГИС, заключающийся в изучении распределения температуры по стволу скважины. Магнитный каротаж базируется на изучении разрезов скважин по намагниченности или магнитной восприимчивости горных пород. Физико-геологические основы этих методов изложены в главах 2 и 5.
Использование термического каротажа (ТК) для решения геологических и технических задач основано на связи температуры в скважине с тепловыми свойствами горных пород, с характером и интенсивностью тепловых процессов, происходящих в недрах Земли и в системе «скважина — пласт». В ТК различают методы естественного и искусственного тепловых полей.
Аппаратура ТК. Наиболее распространенными приборами измерения температуры являются электрические термометры сопротивления, у которых датчики содержат термочувствительные резисторы, выполненные из медной проволоки или полупроводникового материала. В процессе каротажа термометр передвигают вдоль скважины c заданной скоростью (v (м/ч)) и регистрируют зависимость абсолютной температуры от глубины Т(Н) — термограмму. Термометрам свойственно явление тепловой инерции, состоящее в следующем. Если термометр из среды с температурой TН перенести в среду с температурой T, то показания температуры датчика TД изменятся не мгновенно, а постепенно по временнОму закону: TД(t) = TН + (T – TН) (1 – exp(–t/τ)), где τ — постоянная тепловой инерции, зависящая от конструкции термометра. Величина τ тем меньше, чем больше поверхность или коэффициент теплоотдачи датчика и чем меньше теплоемкость датчика. Можно показать, что через время t > 5τ после начала регистрации влияние тепловой инерции приведет к сдвигу термограммы по глубине на величину ∆Н = vτ. Поэтому, считая допустимым сдвиг на величину ∆Н, максимально возможную скорость каротажа определяют по формуле v = ∆Н/τ. При общих исследованиях она составляет v = 10 000/τ (м/ч), при детальных — v = 1200/τ (м/ч). Для скважинных термометров τ = 1–5 с, относительная погрешность измерения около 1 %, порог чувствительности — меньше 0,1 °С.
Методы ТК. Методом естественного теплового поля изучают региональные и локальные тепловые поля.
Под региональным тепловым полем понимают температуру горных пород, которую они имели до их вскрытия скважиной. На глубинах свыше нескольких десятков метров (ниже нейтрального слоя) региональное поле практически обусловлено потоком тепла из глубин Земли, выше — суточными и годовыми колебаниями температур, связанными в основном с изменением солнечной активности. Можно принять, что региональное поле не изменяется во времени, т. е. является стационарным.
Локальные тепловые поля накладываются на региональное поле. Большую часть из них к естественному полю можно отнести несколько условно. Локальные поля и связанные с ними аномалии образуются обычно в следующих случаях:
• против сульфидных руд и углей по причине экзотермических реакций окисления, протекающих на их поверхности, т. е. реакций, сопровождающихся выделением тепла. Это приводит к увеличению температуры скважинной жидкости и, соответственно, появлению положительных аномалий температуры;
• против солей по причине эндотермической реакции их растворения в промывочной жидкости, т. е. реакции, сопровождающейся поглощением тепла и вызывающей появление отрицательных температурных аномалий;
• против высокопроницаемых водоносных пластов в результате циркуляции в пластах жидкостей с температурой, отличной от окружающих пород. Такие аномалии часто обнаруживаются в геосинклинальных областях из-за подъема горячих вод;
• в результате течения газа и жидкости из пласта в скважину под действием перепада скважинного и пластового давлений происходит дросселирование — процесс расширения газа и жидкости при прохождении через пористую среду (дроссель — местное препятствие потоку газа: капилляр, вентиль или пористая перегородка, расположенная в трубе на пути потока). Расширение приводит к изменению температуры газа и жидкости. Это явление носит название эффекта Джоуля — Томпсона. Температура газа при этом уменьшается и образуются отрицательные аномалии, тем бОльшие, чем выше перепад давления (до нескольких десятых долей градуса). Температура жидкости при расширении возрастает, однако возникающие положительные аномалии имеют малые значения и обнаружить их трудно;
• при поступлении в скважину жидкости или газа, когда их температура отличается от температуры скважинной жидкости. В ряде случаев при небольшом перепаде давления влияние данного эффекта оказывается сильнее влияния эффекта дросселирования;
• против коллекторов, поглотивших скважинную жидкость с температурой, отличной от температуры пласта. Скважинная жидкость обычно имеет температуру ниже, чем у пород, поэтому образуются отрицательные аномалии;
• по ряду таких причин, как движение жидкости по стволу за обсадной колонной из одного пласта в другой из-за некачественного цементирования (нарушения жесткого контакта между цементом и породой); остывание цементного раствора в процессе цементирования скважины и т. д.
Некоторые аномалии ТК обнаруживаются спустя некоторое время после остановки бурения, далее они растут и потом медленно затухают. Если прошло достаточное время, то локальные поля можно считать квазистационарными (слабоизменяющимися во времени). Термограммы против однородных пластов после вычитания температуры регионального поля имеют симметричную форму.
В методе искусственного теплового поля изучают нестационарные поля, созданные искусственно с помощью быстрой смены скважинной жидкости. Температура жидкости должна отличаться от температуры пород не менее чем на 3 °С. Чем выше температуропроводность пород, тем быстрее изменяется напротив них температура скважинной жидкости. Температуропроводность среды (мера теплоинерционных свойств вещества) определяется коэффициентом a = λТ/(cσ) (м2/с), где λТ — коэффициент теплопроводности, c — удельная теплоемкость, σ — плотность, и характеризует скорость изменения температуры вещества в нестационарных тепловых процессах. Такой подход позволяет провести расчленение разреза и в благоприятных условиях оценить величину a пород.
К подготовке скважины для проведения исследований методом ТК предъявляют некоторые специфические требования. Так, в случае регистрации регионального теплового поля скважина должна предварительно находиться в состоянии покоя (простоя) в течение времени, необходимого для восприятия скважинной жидкостью температуры пород. Это время примерно оценивают по формуле: ∆T(t) = ∆T0(1 – exp(–rC2/(4at))), где ∆T0 и ∆T(t) — соответственно начальная и через время t разница температур в скважине и породе; rC — радиус скважины; a — коэффициент температуропроводности воды. Приведенная формула описывает во времени процесс распространения тепла в скважине в случае одинаковой температуропроводности скважинной жидкости и породы при начальной разнице их температур, равной ∆T0. Время простоя скважины может составлять от нескольких суток до нескольких недель. Для метода искусственного теплового поля по этой же формуле оценивают время, обеспечивающее наибольшую дифференциацию диаграмм. В зависимости от свойств пород и других факторов это время составляет в среднем сутки. Можно также проводить серию измерений через определенные промежутки времени. При изучении локальных тепловых полей необходимое время простаивания скважины в зависимости от природы полей обычно составляет несколько десятков часов.
Регистрацию температур, как правило, проводят при спуске прибора в скважину, чтобы исключить тепловое перемешивание среды до начала измерений.
Области применения ТК. Разнообразие тепловых процессов позволяет применять ТК для решения многих задач, которые можно подразделить на следующие основные группы.
Изучение геологического разреза скважин. На основе измеренного естественного регионального теплового поля в разрезе скважины строят график зависимости температуры от глубины H, называемый геотермограммой (рис. 7.30). С помощью него выделяют интервалы с различными значениями геотермического градиента Г = dT/dH (м/°С). Если известна плотность вертикального теплового потока (q) в данном районе, то из закона Фурье (q = λТГ) находят удельное тепловое сопротивление пород (ξ = 1/λТ = Г/q). С помощью естественного локального поля выделяют сульфидные руды, угли, легкорастворимые соли; пласты, нагретые (охлажденные) из-за интенсивного движения пластовых вод или поглощения скважинной жидкости и т. д. Метод искусственного теплового поля позволяет разделить породы по их температуропроводности и при благоприятных условиях количественно оценить значение этого параметра. Наиболее точные данные получаются при неоднократных замерах.
Рис. 7.30. Графики зависимости геотермического градиента (Г) (1),
удельного теплового сопротивления (2) от глубины и термограмма (3)
(по В. Н. Дахнову, Д. И. Дьяконову)
Решение региональных геологических задач. Для решения структурно-тектонических задач строят геотермические профили, на которых по результатам ТК наносят геоизотермы (линии равных температур), карты геоизотерм на заданной глубине и карты термоизогипс — равных глубин, соответствующих данной температуре. Явный пример карты термоизогипс — карта нижней границы зоны вечной мерзлоты, т. е. глубин с нулевыми значениями температур. Пример геотермического профиля дан на рис. 7.31, он показывает типичное распределение температур через соляной купол. Решение гидрогеологических задач — одна из наиболее широких областей применения ТК. Водоносные горизонты отличаются более низкими тепловыми сопротивлениями и высокой температуропроводностью по сравнению с вмещающими глинами, поэтому для их обнаружения обычно используют локальное и искусственное поля.
Рис. 7.31. Геоизотермический профиль через соляной купол
(по В. Н. Дахнову, Д. И. Дьяконову):
1 — скважина; 2 — соль
Контроль разработки нефтегазовых месторождений. Это одна из основных областей использования ТК в настоящее время. Его применяют для выделения интервалов притока и поглощения жидкости и газа. Пример термограмм в нагнетательной скважине в процессе ее работы и после остановки иллюстрирует рис. 7.32. Так как по изменению температуры можно судить о количестве жидкости, поступающей в скважину или уходящей из нее, существуют способы, позволяющие примерно рассчитать дебит скважин.
Рис. 7.32. Схематические термограммы в нагнетательной скважине:
1 — геотермограмма; 2, 3 — термограммы в процессе работы
и через некоторое время после остановки
Изучение технического состояния скважины. При нарушении качества крепления скважины может возникнуть затрубная (или заколонная) циркуляция — движение жидкости по стволу скважины за обсадной колонной. Перетоки могут наблюдаться из одного пласта в другой без выхода в скважину; в скважину из пласта, залегающего выше или ниже интервала перфорации; из скважины в пласт, не вскрытый перфорацией. Так, участки циркуляции жидкости или газа без выхода в скважину определяют в основном с помощью метода искусственного теплового поля.
Различают скважинную магниторазведку (СМ), основанную на изучении полного вектора естественного магнитного поля (Т), и каротаж магнитной восприимчивости (КМВ), при котором с помощью искусственно созданного электромагнитного поля оценивают величину магнитной восприимчивости (æ) горных пород. Так как аномалии поля Т зависят от величины æ слагающих разрез пород, то оба метода обычно проводят одновременно, применяя комплексные скважинные приборы. Значительные интенсивные аномалии наблюдаются вблизи магнетитовых руд и изверженных пород основного и ультраосновного состава. В большинстве случаев распределение остаточной намагниченности внутри отдельных крупных геологических тел имеет случайный характер, поэтому результирующая остаточная намагниченность в целом равна нулю. Однако имеются примеры, когда остаточная намагниченность играет главную роль в образовании аномалии.
Скважинная магниторазведка. Основные элементы аппаратуры СМ в принципе аналогичны тем, которые применяются при наземных исследованиях (см. 2.2). Прибор опускают в скважину на каротажном кабеле. Его корпус, подобно корпусам приборов индукционного каротажа, изготовляют из немагнитных материалов. В качестве чувствительных элементов для регистрации напряженности магнитного поля в скважинной аппаратуре, как и в наземной, используют магнитомодуляционные датчики (ММД).
Современная аппаратура позволяет вести измерение трех составляющих полного вектора магнитного поля Земли (Т). Однако буровые скважины по мере их проходки искривляются с глубиной, поэтому ориентирование координатных осей в скважинных магнитометрах — сложная задача. По техническим причинам применяют два варианта системы ориентации (системы координат), отличных от наземной:
1) осевая ориентация — ось z расположена соосно оси зонда, направлена вниз и все время ориентируется вдоль оси скважины, ось x — перпендикулярна оси скважины и расположена в вертикальной (апсидальной) плоскости, проходящей через ось скважины в точке измерения, ось y — также перпендикулярна оси скважины и располагается горизонтально. Осевая система координат имеет одну степень свободы по отношению к прибору, т. е. вращение вокруг оси, параллельной буровой скважине;
2) вертикальная ориентация — ось z направлена по вертикали вниз, ось x горизонтальна и расположена в апсидальной плоскости измерения, ось y горизонтальна и перпендикулярна оси скважины. Такая ориентация обладает двумя степенями свободы. Сведения о направлении ствола в точке измерения получают с помощью соответствующего метода ГИС — инклинометрии (см. 7.7.1).
Рассмотренные системы ориентации, используя преобразования координат, позволяют перейти к наземной системе (северной (x), восточной (y) и вертикальной (z)) координат и определить аномальный магнитный вектор: ∆T = T – TН, где TН — нормальное магнитное поле Земли.
Метод СМ используют для обнаружения намагниченных рудных тел в околоскважинном пространстве. Благоприятными условиями для применения метода СМ являются резкая дифференциация магнитных свойств между вмещающими породами и рудами, а также четкая локализация рудных тел во вмещающих породах. Преимущество метода СК по сравнению с наземными исследованиями состоит в том, что источники аномалии могут находиться в стороне от скважины. Расстояние, на котором можно зафиксировать магнитную аномалию, зависит от намагниченности тела, его размеров, формы и пространственного положения. Пологозалегающие тела, расположенные в стороне от скважины, создают наиболее интенсивные аномалии. Вертикальные тела обнаруживаются на больших расстояниях, если они залегают под скважиной. При интерпретации данных СМ можно использовать приемы, применяемые в наземных исследованиях. Эффективность выделения рудных тел и определение их местоположения повышается при комплексном применении скважинных и наземных исследований.
В благоприятных условиях с помощью СМ решают задачи определения природы наземных магнитных аномалий, выявления намагниченных тел, определения их размеров, формы и местоположения в пространстве, изучения строения намагниченных тел, корреляции геологических разрезов по магнитным реперам, оценки качества и количества железа в магнетитовых рудах. Получаемая информация позволяет обнаруживать пропущенные рудные тела на этапе разведки и оптимизировать очередность заложения буровых скважин и их размещение. Высокая эффективность метода доказана на месторождениях магнетитов, титаномагнетитов и медистых магнетитов.
Каротаж магнитной восприимчивости (æ). Метод КМВ по сравнению с методом СМ обладает значительно большей чувствительностью. Измерение магнитной восприимчивости проводят одним из трех следующих способов. В первом способе применяют двухкатушечный зонд индукционного каротажа (ИК). В однородной среде ЭДС, наведенная в приемной катушке, будет равна: E = КИ(1 + æ)2γ, где КИ — коэффициент зонда; γ — электропроводность среды. Фаза такой ЭДС совпадает с фазой тока генераторной катушки, поэтому ее именуют активной составляющей сигнала. Когда æ ≈ 0, активная составляющая обусловлена в основном электропроводностью среды. С другой стороны, известно, что при низкочастотном переменном поле за счет магнитной восприимчивости среды в приемной катушке возникнет другая ЭДС, фаза которой будет сдвинута на угол π/2 по отношению к фазе тока генераторной катушки и именуемой реактивной составляющей сигнала. Регистрируя две составляющие, можно получать сведения о значениях æ и γ. Во втором способе используют питаемую переменным током мостовую схему, чувствительным элементом которого является одна катушка с ферритовым сердечником. Мост уравновешивается в воздухе, т. е. в условиях немагнитной и непроводящей среды. При помещении моста в магнитную среду индуктивность катушки изменяется и нарушается условие равновесия, по степени нарушения можно оценить величину æ. В третьем способе также применяют одну катушку с ферритовым сердечником, но включают ее в LC колебательный контур (замкнутая электрическая цепь, состоящая из конденсатора емкостью С и катушки с индуктивностью L), перестраиваемый по частоте генератора. При изменении магнитной восприимчивости среды меняется индуктивность катушки, что приводит к изменению частоты генерируемых колебаний. Во всех способах используют частоту тока от нескольких сотен до нескольких кГц.
Регистрируемая величина магнитной восприимчивости зависит от ряда факторов, поэтому является кажущейся. Диаграммы кажущейся восприимчивости для однокатушечных зондов являются симметричными напротив однородных пластов. По сравнению с двухкатушечным зондом однокатушечные имеют лучшую разрешающую способность по вертикали, однако меньшую глубину исследования, и их показания больше зависят от влияния скважины, глинистой корки и т. п. Переход от кажущегося значения восприимчивости к значению æ породы осуществляется на основе палеточных зависимостей.
Знание магнитной восприимчивости отложений необходимо для интерпретации данных наземной и скважинной магниторазведки. Вместе с тем метод КМВ имеет и большое самостоятельное значение. Его применяют при исследовании разрезов скважин, пробуренных на магнетитовых и титаномагнетитовых месторождениях в качестве одного из наиболее эффективных методов выделения рудных зон и оценки содержания железа на всех стадиях горно-геологического процесса. На рисунке 7.33 дан пример диаграммы КМВ при выделении и оценке магнетитовых руд в случае двухкатушечного зонда. Рисунок иллюстрирует, что данные КМВ хорошо коррелируют с результатами, полученными по шламу, и позволяют их уточнить. С помощью КМВ также проводят литологическое расчленение разрезов скважин и их корреляцию.
Рис. 7.33. Диаграмма КМВ в случае двухкатушечного зонда.
Литологическая колонка дана по результатам изучения шлама:
1 — сиенти, 2 — диорит, 3 — скарн, 4 — магнетитовая руда