Общая характеристика метана угольных пластов

Угленосные формации являются крупнейшими источниками и местами накопления метана в земной коре. 

Метан угольных пластов в настоящей время рассматривается: с одной стороны как самостоятельное полезное ископаемое, а с другой стороны это опасный спутник угля, извлекаемый с помощью шахтной дегазации пластов для обеспечения безопасности подземных работ.[1]

Его добычу можно разделить на две составляющие: целенаправленная (при организации его добычи как полезного ископаемого) или попутная (при дегазации угольных шахт).

В зарубежной практике принято различать метан, содержащийся в связанном состоянии в угольных пластах (Coal_bed methane, сокращенно CBM) и так называемый «шахтный» метан (Coal mine methane, сокращенно CMM), поступающий в горные выработки и в атмосферу в свободном состоянии. Метан угольных пластов рассматривается специалистами как промышленный ресурс природного газа, тогда как шахтный свободный метан как углеводородный ресурс не имеет промышленного значения и требует сбора и утилизации в основном в целях обеспечения охраны труда и техники безопасности при производстве подземных работ в угольных шахтах.

Метан угольных пластов представляет собой форму природного газа, содержащегося в пластах угля. О наличии в угольных пластах газа известно давно. Он является одним из основных факторов риска при эксплуатации шахт. Содержание метана растет с увеличением глубины залегания угля. Именно по этой причине по мере выработки пластов угля нижнего залегания риск аварий, связанных со взрывами на шахтах, будет расти.[5]

Поток флюидов, движущихся по газоносному угольному пласту к стволу скважины, характеризуется четырьмя основными стадиями: насыщенный поток (однофазное движение пластовой воды с растворенным в ней газом); ненасыщенный поток (однофазное движение пластовой воды при наличии малоподвижных пузырьков газа в трещинах); двухфазный поток пластовой воды и газа; однофазный поток газа с выносом паров и капель воды. [1] Необходимо отметить, что на «традиционном» нефтяном или газовом месторождении добыча углеводородов ведется из пластов, расположенных выше водонасыщенных интервалов. В этом добыча угольного метана существенно отличается от традиционной добычи природного газа. Метан из угольного пласта практически добывается попутно с водой. Откачка воды из угольного пласта (или прокачка через угольный пласт нагнетаемой в него воды) приводит к снижению пластового давления и, как следствие, к десорбции метана из угля и его поступлению по системе естественной трещиноватости угольного массива в ствол добывающей газовой скважины. Добыча угольного метана представляется привлекательной в силу ряда геологических факторов. Содержание газа в угольном пласте в шесть - семь раз превышает его содержание в равном по объему породы природном пласте - коллекторе ввиду гораздо большей площади внутренней поверхности угля. Значительные угольные залежи размещаются на относительно небольшой глубине, не требуя высоких затрат на бурение и освоение скважин. Относительно невелики и затраты на геологоразведку, поскольку основные месторождения угля хорошо известны. Тем не менее, при организации и обеспечении промышленной добычи угольного метана приходится сталкиваться с рядом геологических, технических и инфраструктурных проблем, решение которых (если вообще имеется) часто делает добычу метана из угольных пластов нерентабельной, несмотря на кажущуюся привлекательность этого природного ресурса. [4]

















ГЛАВА 1. УГОЛЬНЫЙ МЕТАН

	

В составе газов угленосных отложений установлены метан, тяжелые углеводороды, водород, углекислый газ, азот, сероводород, жидкие радиоактивные и инертные газы (аргон, гелий, криптон, ксенон, радон). Самыми распространенными из них являются метан, азот и углекислый газ. Растительное органическое вещество в угленосных отложениях является основным источником углеводородных газов. В процессе его диагенеза и последующего катагенеза (процесс углефикации) образовался метан и его гомологи.

 Состав углеводородной части (метан и его гомологи) угленосных отложений зависит от генетического типа органического вещества. В случае преобладания в нем гумусовых разновидностей, там резко преобладает метан, иногда относительно повышенное содержание этана. В случае типично сапропелитовых разновидностей значительная роль принадлежит высшим газообразным гомологам метана. В условиях контактного метаморфизма в газах резко повышается количество водорода и гомологов метана. 

Начальный этап углефикации угля (марки Б-Д, t до 60-80?C) отмечается интенсивным образованием углекислого газа и менее значительной генерацией метана. Ранняя и средняя подстадии катагенеза (образование угля марок Д-ОС,  температура 80-170?C) характеризуется значительным выделением метана и максимальной генерацией тяжелых углеводородов. Подстадия позднего катагенеза (формирование угля марок Т-А с температурой 180-250?C) характерна активная генерация метана и, возможно, водорода при полном отсутствии тяжелых углеводородных газов. На заключительной стадии углефикации (суперантрацит, температура260-300?C) в составе генерирующих газов преобладают водород и углекислый газ при подчиненной и незначительной роли метана. 

Основным газовым компонентом угленосных отложений являются газы метанового ряда. Содержание их колеблется от 0 до 100% и закономерно растет с палеоглубиной.



1.1. Общая характеристика метана угольных пластов



Метан (лат. Methanum) — простейший углеводород (первый член гомологического ряда насыщенных углеводородов), бесцветный газ без запаха[33]; химическая формула метана — CH4. Газ малорастворим в воде (35 г/100 мл) и легче воздуха. Это природный газ, имеющий свойство чистого высококачественного топлива, относится к парниковым газам сильного действия. Метан является главным взрывоопасным компонентом газов угольных пластов. При соединении с воздухом метан образует смеси: горючие – при содержании в них метана до 5-6% и свыше 14-46% и взрывные – при содержании от 5 до 16 % (максимальная сила взрыва достигается при содержании метана 9,5%). Температура загорания метана находится в пределах 670-750?C. Метан очень устойчив к химическим воздействиям. 2

Природный газ угленосных толщ в основном находится в двух состояниях: основной объем (90-95%) ресурсов – в сорбированном состоянии, а значительно малая их часть  – в водорастворенном состоянии и скоплениях свободных углеводородных газов,  рассредоточенных по разрезу и площади угленосных толщ в пористых и трещиноватых горных породах. Фазовое состояние метана в угольных пластах зависит от литологических особенностей и коллекторских свойств пород, геологических, гидрогеологических и термобарических условий. 

Количество сорбированного в угле газа (метана), т.е. газоносность (метаноемкость) угля, определяет его ресурсы. Угольный пласт как нетрадиционный коллектор характеризуется тем, что емкостью служат пустоты. В зависимости от размеров входных отверстий их подразделяют на микропоры (r < 15 ?), переходные или мезопоры (1000 > r > 15 ?) и макропоры (r > 1000 ?). Размер пор и пустот в углях изменяется в широких пределах от 5—7 ? до 1—3 мкм. Преобладающий размер пор антрацитов составляет 5—100 ? , в то время как у бурых углей развиты поры в интервале 40—10000 ?, у каменных углей средней степени метаморфизма — в интервале 15—300 ?. Сорбционная метаноемкость угля в широком диапазоне температур и давлений растет с повышением степени их углефикации. Бурые угли характеризуются наименьшей предельной газоемкостью, не превышающей 5—8 м3/т угля. Антрациты — наибольшей предельной газоемкостью, достигающей 45—47 м3/т угля. Сорбционная способность угля зависит от его свойств и условий залегания угольного пласта, термодинамических параметров, обусловленных условиями накопления, сохранения и превращения органического вещества в ископаемый уголь. 

Система кливажа угольных отложений определяет их фильтрационные характеристики (проницаемость). Угольный пласт как нетрадиционный коллектор характеризуется тем, что фильтрация флюидов в нем обуславливается главным образом трещинами. Емкость самих трещин (трещинная пористость) в общей емкости коллектора обычно незначительна (сотые и десятые доли процента и редко достигает 1—2%). В процессе метаморфизма углей от бурых до антрацитов происходит изменение фильтрационных характеристик углей. Фильтрационные характеристики угольных пластов предопределяются их трещиноватостью и геомеханическим состоянием углепородного массива (состояние сжатия или растяжения). Бурые угли характеризуются высокой проницаемостью (от 100—200 до 500—700 мД), антрациты — низкой проницаемостью редко превышающей 1—2 мД. Наиболее трещиноваты, а соответственно и более проницаемы (при прочих равных условиях) витринитовые угли средних стадий метаморфизма с отражательной способностью витринита RО = 0,7—1,1% (от 1,0 до 100—300 мД).1

Газоносность угольных пластов зависит, главным образом, от глубины их залегания, а сорбционная метаноемкость угля - от температуры и пластового давления. В водонасыщенных угольных пластах система природных трещин в исходном состоянии насыщена водой, при этом пластовое давление обычно не слишком отличается от гидростатического. Существует линейная зависимость пластового давления от глубины, что позволяет графически представить сорбционную метаноемкость и газоносность угля в зависимости от глубины залегания продуктивного пласта. На Рисунке 1 показано изменение соотношения между сорбционной метаноемкостью и газоносностью угля в зависимости от глубины залегания продуктивного пласта.10



Рисунок 1 - Зависимость сорбционной метаноемкости (синий цвет) и газоносности угля (красный цвет) от глубины залегания продуктивного пласта



В метаноугольных пластах движение газа в матрице (веществе угля) является диффузионным, вызванным градиентом концентрации, и только поток газа в трещинах подчиняется закону Дарси.

Современная природная метаноносность угольных пластов является остаточной. Значительная часть метана, который образовался, главным образом, на ранних стадиях формирования угольного месторождения, не сохранилась.  

 Перемещение углеводородных газов из угленосных толщ за счет миграции к поверхности и встречное движение атмосферных газов в глубину привело к закономерному перераспределению атмосферных и катагенных газов, проявившееся в виде газовой зональности (азот - углекислый газ  -  метан).  

В зоне метановых газов содержание метана превышает 80% и на больших глубинах весь газ, практически, представлен метаном. В угольных пластах количество метана растет с погружением на глубину. Максимальная метаноносность составляет 20-25 м3/т.с.б.м. для слабо – среднеуглефицированного угля, а для антрацита до 35-40 м3/ т.с.б.м.[2]



1.2. Формы нахождения метана в угольных пластах



Традиционные залежи природного газа, которые сосредоточены в горных породах – коллекторах, принципиально отличаются от метана сорбированного углем. По форме нахождения газа в угольных месторождениях выделяются коллекторы двух типов – коллекторы сорбированного газа и коллекторы свободного и растворенного газа. 

Мощными коллекторами сорбированного газа являются угольные пласты, пропластки, включения и углистые породы с относительно высоким содержанием (свыше 30%) рассеянного углистого вещества, которые по своей природе являются одновременно как генераторами, так и аккумуляторами газов. Уголь – природный высокопористый сорбент, характеризующийся высокой сорбционной способностью. Понятие сорбции объединяет несколько ее видов – адсорбцию (концентрирование газа на поверхности вещества), абсорбцию (проникновение газа в межмолекулярное пространство с образованием твердого углегазового раствора) и хемосорбцию (поглощение одним веществом другого в результате обратимой химреакции)6.  Адсорбция и абсорбция в системе «метан-уголь» проявляется совместимо, они плавно переходят друг в друга, но метан находится в основном в состоянии абсорбции, в меньшей мере в форме адсорбции. Заполнение поверхности сорбента молекулами метана сопровождается нарастанием сил отталкивания их от поверхности, пока оба процесса не приобретут одинаковой скорости и не наступит сорбционное равновесие. Угольные пласты с адсорбированным в них метаном представляют собой сложные природные образования, генетически и пространственно связанные системы органического вещества угля, сорбированного газа, газонасыщенных вод и природных трещин в угле (кливажа). Хемсорбция в природной системе «метан-уголь» достаточно ограничена и недостаточно изучена.

Основными факторами, определяющими метаноемкость органического вещества, входящего в состав угольных пластов и вмещающих пород, являются:

давление газа (при увеличении давления растет сорбция и компрессия свободной фазы);

температура, при росте которой сорбция понижается;

влага (также понижает сорбцию);

петрографический состав угля.

Метан в свободном состоянии в угольных пластах и в породах занимает поровое пространство (гранулярное и трещинное). В соответствии с законом газового состояния, его количество растет с увеличением пористости, глубины и давления, и уменьшается с повышением температуры. Если поры и трещины заполнены водой, то содержание в них метана более низкое.[3]

Коллекторами свободного и растворенного газа служат углевмещающие породы с низким содержанием (меньше 5-10%) рассеянного угольного вещества. Газ во вмещающих породах мигрирует до встречи с ловушкой, способной его накапливать и удерживать. При отсутствии ловушки газ мигрирует к дневной поверхности. В таких случаях происходит природная дегазация угольных месторождений. В понятие «ловушка» входит три обязательных компонента: коллектор, покрышка (экран или экранирующий эффект), геологические условия (структурно-тектонические, стратиграфические, литологические и гидродинамические). Коллектор в паре с покрышкой является резервуаром. Накопление свободных газов зависит от емкостных и фильтрационных свойств пород. Покрышками являются породы, почти непроницаемые или со сниженной газопроницаемостью, связанной с размерами, структурой порового или трещинного пространства. Их экранирующее свойство зависит от литологического состава толщины и выдержанности пород по площади. Лучшими покрышками в угленосной толщи являются угленосные пласты, не трещиноватые аргиллиты и алевролиты, при высокой литификации пород покрышками могут быть и тонкозернистые песчаники. 

По особенностям геологических условий, необходимых для формирования скоплений свободных газов в угленосных толщах, выделяют следующие виды ловушек:

стратиграфические ловушки, образованные коллекторами, которые экранируются покрышками, залегающими несогласованно. Они могут встречаться на выходах углевмещающих пород под молодые отложения, перекрывающих их;

литологические ловушки, образованные при выклинивании коллектора или его фациальном замещении;

структурные ловушки представлены антиклинальными типами резервуара (коллектора с покрышкой): куполообразными поднятиями, куполами, выступами, брахиантиклинальными складками. На моноклиналях могут быть литологические, стратиграфические и структурные ловушки при наличии поперечных деформаций резервуаров в виде флексур, террас, структурных носов;

структурно-тектонические ловушки образуются в пределах складок, разорванных дизъюнктивами, когда по площади сместителя стыкуются пласт-коллектор и газонепроницаемый пласт;

тектоническе ловушки дизъюнктивных зон, резервуарами которых служат массивы трещиноватых пород и дробленные зоны разрывных нарушений, находящиеся в плохо проницаемых толщах.

гидродинамические ловушки образуются при изменении крупнопоровой структуры коллектора на тонкопоровую капиллярную, что и создает экранирующий эффект за счет капиллярного давления;

техногенные газовые ловушки образуются в процессе разработки угольных пластов, они приурочены к старым выработкам и трещиноватым разуплотненным зонам обрушивания при подработке углевмещающих пород.

Величина природного давлении метана в свободной фазе в микропорах и природных трещинах угольных пластов является одним из основных показателей, определяющих объем сорбированного и свободного метана в углях, и одним из косвенных показателей выбросоопасности угольных пластов. С ростом глубины горных работ количество метана в свободном состоянии растет и достигает 10-12%. В природных условиях в угольном веществе существует динамическое равновесие между сорбированным и свободным метаном, которое характеризуется тем, что в любой момент число молекул метана, переходящего из свободной фазы в сорбированное состояние, практически равно числу молекул десорбирующего метана. Свободный метана в угольном пласте в природных условиях занимает объем, в пределах которого взаимодействие его молекул с поверхностью угля сравнительно невелико, поэтому объем метана в свободной фазе в природных пустотах угля обычно незначителен. В таких условиях метан в свободной фазе играет роль «подпора» для сорбированного метана, в значительной мере препятствуя его десорбции. Нарушение динамического равновесия между метаном в свободной и сорбированной фазах в природной системе «уголь – метан - природная влага» при перераспределении горного давления под воздействием тектонических процессов и горных работ проявляется в превышении числа десорбирующих молекул метана над числом сорбируемых углем. Объем метана в свободной фазе на глубине 700-1200 м составляет в углях средней степени метаморфизма 5-10%  всего содержащегося в угле метана, в углях высокой степени метаморфизма 4-6% и в малометаморфизованных углях до 10-12%. [6]   



1.3. Классификация метаноугольных месторождений



По величине метаноносности и составу газов угольных месторождений, степени газонасыщенности углевмещающих пород, форме нахождения, характеру распределения и условиям накопления газа угольные месторождения делятся на четыре группы.

К первой группе относятся месторождения, которые расположены в зоне эпигенетического газового выветривания угленосной толщи, содержащий уголь от марок БД до А, а также в зоне катагенной деметанизации суперантрацита. Метаноносностьугольных пластов не превышает 2-5 м3/т.с.б.м. Отсутствуют стабильные выделения метана в горные выработки шахт. Такие месторождения практически не содержат углеводородных газов и ресурсы по ним не подсчитываются.

Ко второй группе принадлежат угольные месторождения простого строения, связанные с ненарушенными структурами и наклонным моноклинальным залеганием пород, содержащими уголь марок Д и Г, распространением песчаников, выдержанных по мощности и коллекторским свойствам по площади и в разрезе. Метаноносность угольныз пластов – от 5-7 до 10-18 м3/т.с.б.м. Песчаники содержат растворенный газ в пластовых водах.

К третьей группе относятся угольные месторождения с преобладанием в разрезе продуктивных толщ, приуроченных к простым, складчатым или крупноблочным структурам с относительно выдержанными по мощности пластами угля марок ОС-Т и слабоуглефицированными антрацитами, мало пористыми, но трещиноватыми песчаниками. Максимальная метаноносность угольных пластов достигает 30-40 м3/т.с.б.м. Интенсивность метановыделений в горные выработки достигает 100-200 м3/т угля. Проводится дегазация массива. 

К четвертой группе относятся месторождения, которые характеризуются:

Сложным строением с изменчивыми коллекторскими свойствами пород и относительно выдержанными по мощности угольными пластами при разных условиях их залегания в результате интенсивных проявлений мелкой складчатости или оазрывных нарушений, которые создают мелкоблочные структуры и разного рода ловушки для накопления и хранения свободного газа, неравномерным характером распределения газов по площади, сложными горно-геологическими условиями разработки, сопровождаются суфлярными выделениями, внезапными выбросами угля, пород и газа. При бурении поисково-разведочных скважин наблюдаются интенсивные газовыделения из угольных платов и вмещающих пород. Метаноносность угольных пластов достигает 15-30 м3/т.с.б.м. Высокая газонасыщенность пород при наличии гранулярно-трещинных коллекторов. Присутствие свободных скоплений газа в породах, высокая газоотдача угля. Осуществляется дегазация массива.

Хорош выраженными структурами, к которым приурочены разного типа ловушки с промышленными запасами свободных углеводородных газов во вмещающих породах. Запасы газа 0,1-1,0 млрд. м3 и дебит свыше 5 тыс. м3/сут.2



ГЛАВА 2. ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКА, РАЗВЕДКИ И ОЦЕНКИ РЕСУРСОВ УГОЛЬНОГО МЕТАНА



Последовательность проведения исследований на метаноугольных месторождениях имеет ч?ткую иерархическую последовательность и этапность (рис.1). На первой стадии проводятся региональные сейсмические исследования и выявляются перспективные площади. Основной задачей этого этапа является выявление перспективных угольных пластов для добычи метана. В этот этап входит детальная сейсморазведка, которая может включать в себя как 2D, так и 3D-сейсморазведку. Результатами провед?нных работ являются скоростные и поглощающие характеристики разреза и точности измерений параметров волнового поля. При этом результаты региональной и детальной сейсморазведки взаимосвязаны. Вертикальное сейсмическое профилирование проводиться на этапе детализационных работ, когда уже пробурены разведочные скважины на метаноугольном разрезе, с целью построения геолого-геофизической модели изучаемого участка.

Геолого-технологические, геофизические и петрофизические исследования, входящие в первую стадию определяют фильтрационно-?мкостные, физико-механические свойства, элементный и вещественный состав углей и углевмещающих пород, а также такие свойства углей, как выход летучих веществ, отражающая способность витринита, физюнита, влажность, газонасыщенность и т.д. По данным геолого-технологических исследований скважин определяют параметры, основанные на регистрации механической скорости бурения, осевой нагрузки на долото, преобладающей частоты вибрации бурильной колонны. 

Следующей стадией, является оценка угольных пластов для добычи метана. На основе данных анализа диаграмм геофизических исследований скважин (ГИС), керна и шлама, геолого-технологических исследований (ГТИ), гидродинамических исследований и сейсмических работ строится петрофизические связи, выявляются зоны трещиноватости, региональные нарушения, осуществляется привязка данных к угольным горизонтам.

Полученные результаты заносятся в базу и на их основе строится геолого-геофизическая модель, которая служит основой для построения гидродинамической модели и дальнейшего подсч?та запасов углей и метана на метаноугольном месторождении.

На стадии подсчета запасов углей и запасов метана все раннее полученные данные повторно анализируются, и выдается прогноз продуктивности, рекомендации по заложению скважин, технологии бурения и развитию ресурсной базы.7

Целями проектирования разработки любого месторождения углеводородов является максимальное извлечение углеводородов из недр и получение максимальной прибыли с минимальным воздействием на окружающую среду. Одними из средств достижения поставленных целей является выбор плотности сетки скважин и методы по улучшению состояния призабойной зоны скважин.

В процессе расстановки скважин по площади, инженер-разработчик руководствуется целью достижения добычи максимального объема углеводородов минимально необходимым количеством скважин. И чем более неоднородно по строению и геолого-физическим параметрам месторождение, тем более существенное влияние оказывает величина плотности сетки на величину извлекаемых объемов углеводородов. Оптимальная плотность сетки скважин зависит от ряда параметров и, прежде всего, от проницаемости угольных пластов.



2.1. Геофизические исследования скважин



Геофизические исследования скважин – это комплекс физических методов, основанный на изучении естественных и искусственных полей используемых для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин.

В мировой практике для определения геолого-промысловых характеристик углей, как метановых коллекторов, используются те же самые методы геофизических исследований и скважинная аппаратура, что и при исследовании продуктивных пластов в нефтяных и газовых скважинах. Но так как угольные пласты содержат метан в сорбированном состоянии, технологии каротажа, применяемые для изучения традиционных коллекторов в терригенных и карбонатных породах не дают информации, пригодной для прямой оценки метаноносности угольного коллектора. В связи с эти возникла необходимость формировать геофизический комплекс, который учитывает особенности выделения угольных пластов для добычи метана и оценки их свойств.



2.1.1. Методы электрометрии



Как и в электроразведке, предпосылками методов электрического каротажа является возможность существования в геологической среде, окружающей скважину, электромагнитного поля, возникающего самопроизвольно или создаваемого искусственно. Электрических методов ГИС очень много, преимущественно это методы электрического профилирования по стволу скважины. Основными методами, применяемыми на месторождениях угольного метана, являются: каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), каротаж кажущихся сопротивлений (КС), индукционный каротаж (ИК), боковой каротаж (БК), метод бокового каротажного зондирования (БКЗ) и микрокаротаж (МК).

На заре каротажных работ появился электрический каротаж методом КС. Исследования выполняются с использованием искусственно созданного поля, т.е. должен быть источник поля (генератор). Метод кажущихся сопротивлений выполняется посредством электропрофилирования по стволу скважины с помощью осевых электроразведочных установок. Последние представляют собой зонды КС. В ходе измерений получают результат в виде кажущегося удельного сопротивления . Кажущееся сопротивление зависит от многих факторов:

удельного сопротивления и мощности пластов, против которых находится каротажный зонд;

диаметра скважины и удельного сопротивления заполняющей ее промывочной жидкости;

характера проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт;

типа и размера зонда, которым проводят измерения. 

Зонды подразделяются на потенциал- и градиент-зонды. Градиент-зондами (КС-ГЗ) называются зонды, у которых расстояние между парными электродами M и N (А и В) мало по сравнению с расстоянием AM и MA. Замер кажущегося сопротивления этим зондом сводится к измерению градиента потенциала электрического поля электрода А, т.е. приращение потенциала на единицу длины. Размер градиент-зонда является величина АО; О – точка записи, находящаяся посередине между парными электродами. Потенциал-зондами (КС-ПЗ) называются зонды, у которых расстояние AM мало по сравнению с расстоянием между парными электродами  MN (АВ). Расстояние AM является размером потенциал-зонда. Кажущееся сопротивление при измерениях зондом определяется потенциалом электрического поля. 

На практике часто применяют двухполюсные зонды для одновременной регистрации кажущихся сопротивлений и потенциалов постоянного естественного электрического поля, т.е. потенциалов собственной поляризации – ПС.

Для условной оценки глубины исследования зондом применяется специальный термин – радиус исследования зонда. Это радиус сферы в однородной среде неограниченной мощности, влияющей на показания зонда так же, как и та часть среды, которая расположена за пределами данной сферы. Исходя из этого, принято считать, что радиус исследования градиент-зонда приблизительно совпадает с его размером АО, а радиус исследования потенциал-зонда соответствует его удвоенному размеру 2АМ. 

Результаты измерения КС и ПС  изображаются в виде кривых изменения сопротивления  и напряжения пород вдоль ствола скважины. На каждом конкретном месторождении при записи кривых КС выбираются оптимальные условия их регистрации, то есть те, которые в наилучшей степени позволяют выделить границы пластов и охарактеризовать их литологическую принадлежность.

 



Боковой каротаж (БК) – это каротаж сопротивления зондами с экранными электродами, через которые пропускается ток в том же направлении, что и через основной токовый электрод. Достоинство метода заключается в фокусирование тока непосредственно в пласт, что объясняется наличием экранных электродов, которые препятствуют растеканию тока от основного электрода по скважине и обеспечивают фокусирование. Размер центрального электрода, как правило, первые сантиметры, следовательно можно выявлять очень тонкие пласты и пропластки при том, что метод глубинный и составляет три длины экранных электродов. Диаграммы бокового каротажа по своей конфигурации соответствуют кривым потенциал-зондов, что собственно они и представляют, но за счет фокусировки более точно отражают в разрезах скважин дифференциацию пород по удельному электрическому сопротивлению. Преимущество БК еще в том, что одновременно с кривой ?к регистрируется кривая удельной электропроводности ?к (ед. изм. – сим/м).

На рисунке 6 сопоставлены кривые ?к и ?к. Сопоставление кривых показывает, что тонкие пласты выделяются весьма уверенно.



Рис. 6. Сопоставление каротажных диаграмм, зарегистрированных зондом БК по скважине №7. Участок Садкинский-Северный (Восточный Донбасс)

1 – уголь; 2 – углистый сланец; 3 – аргиллит; 4 – алевролит; 5 – песчаник; 6 – известняк

Метод бокового каротажного зондирования (БКЗ) основан на измерении ?к в заданном интервале скважины зондами КС (градиент- или потенциал-) разной длины L,  а следовательно, и с различным радиусом исследования. Цель БКЗ – определение истинных значений удельного электрического сопротивления (?п) и мощности (h) продуктивных пластов. Практика показывает, что наиболее эффективно БКЗ проводить градиент-зондами при L = 1 – 30 dc, где dc – диаметр скважины. Показатель L зондов увеличивается от зонда к зонду в геометрической прогрессии. Применение комплекта зондов различной длины позволяет при интерпретации учесть влияние бурового раствора на величину кажущегося сопротивления, найти истинное сопротивление пласта, установить наличие проникновение фильтрата бурового раствора в пласт, оценить удельное сопротивление и глубину зоны проникновения раствора.

Индукционный каротаж (ИК) основан на измерении в скважине напряженности переменного магнитного поля вихревых потоков, возбужденных в породах генераторами катушек зонда ИК. Метод предназначен для определения электрической проводимости (удельной проводимости) горных пород в скважинах – величине, обратной удельному электрическому сопротивлению. Этот метода имеет существенное преимущество при изучении геологических разрезов низкого сопротивления в скважинах, заполненных обычным токопроводящим буровым раствором. Упрощенная схема зонда с двумя главными индукционными катушками представлена на рисунке.



Расстояние между центрами изучающей и приемной катушек называют размером зонда Lи; точка записи кривой – середина этого расстояния.

В ходе измерений получают в результате кривую кажущейся удельной электропроводности среды  в линейном масштабе. Она соответствует перевернутой кривой кажущихся сопротивлений в гиперболическом масштабе. В связи с этим в области низких удельных сопротивлений кривая оказывается растянутой, а в области высоких сопротивлений – сжатой по сравнению с кривыми, записанными в обычном масштабе сопротивлений. Благодаря этому усиливается дифференциация кривой против пород, имеющих низкое удельное сопротивление, и происходит сглаживание ее против пород с высоким удельным сопротивлением. На кривой ИК более наглядно, чем на кривых сопротивлений, выделяется область переходной зоны (ПЗ). 

Микрокаротаж (МК) основан на измерении кажущегося сопротивления зондами весьма небольших размеров (обычно до 5 см). Благодаря этой особенности микрозонды обладают малой глубиной исследования и позволяют детально изучить изменение удельного электрического сопротивления горных пород промывочной зоны, непосредственно прилегающих к стенке скважины. Целью метода является определение относительного сопротивления пористых пластов. Для уменьшения влияния бурового раствора на результаты измерения электроды зонда устанавливают на наружной стороне изолирующей пластины (башмака), которая специальной пружиной (рессорой) плотно прижимается к стенке скважины. 

Данные микрокаротажа широко используются для определения эффективной мощности. Результат измерений характеризует объем порового пространства, заполненный фильтратом бурового раствора. А любой пласт, пористость и проницаемость которого таковы, что в него проникает фильтрат бурового раствора, и на котором образуется глинистая корка, является достаточно проницаемым, чтобы быть коллектором.                                                                                                                         При исследовании пород-коллекторов на показания микрозондов оказывает влияние удельное сопротивление  части пласта, измененной проникновением фильтрата бурового раствора, а также удельное сопротивление и толщина глинистой корки. Поэтому по данным микрозондов трудно получить представление о характере насыщения коллектора.  



2.1.2. Методы радиометрии.



Радиоактивный каротаж (РК) – совокупность методов, основанных на изучении распространения естественного или наведенного (искусственного) радиоактивного поля в разрезах скважин и околоскважинном пространстве. 

На основе поля естественной радиоактивности создан метод гамма-каротажа (ГК), а на основе наведенной радиоактивности методы гамма- гамма-каротажа (ГГК) и методы нейтронного каротажа (НК).

Гамма-каротаж – это измерение естественной радиоактивности (J?) в скважине с помощью специального скважинного прибора, содержащего электронную схему и индикатор гамма-излучения. В современных комплексных приборах РК, ГК являются отдельным модулем. Кроме того, канал ГК может быть частью любого комплексного прибора ГИС. В качестве индикаторов гамма излучения используется газоразрядные и сцинтилляционные счетчики. В качестве сцинтилляторов применяют монокристаллы йодистого натрия NaJ или йодистого цезия СsJ, активированные для увеличения световыхода таллием Tl. Световая вспышка (сцинтилляция) преобразуется в электрический импульс и усиливается в 105-106 раз с помощью фотоэлектронных умножителей. Последний подключается к электронной схеме. Сигналы со скважинного прибора передаются по кабелю в наземную панель и регистрируется либо в цифровом, либо в аналоговом виде.

ГК являются основным методом в стандартном комплексе ГИС и эффективно используется совместно с методами КС и ПС для литологического расчленения разрезов. ГК имеет преимущество перед ПС в случае солёных буровых растворов, а также при равенстве УЭС бурового раствора (?с) и фильтрата глинистого раствора (?ф).

 В гамма-гамма методе (ГГМ) горная порода облучается источником гамма-квантов и регистрируется интенсивность гамма-излучения, достигающего индикатора излучения, расположенного на некотором расстоянии от источника. Это расстояние называется длиной зонда. Существует две модификации: плотностной гамма-гамма метод (ГГК-П), созданный на основе комптон-.......................