Регистрация плотности - Density logging

Регистрация плотности это каротаж инструмент, который может обеспечить непрерывный учет формация объемная плотность по длине скважина. В геологии объемная плотность является функцией плотности минералов, образующих горную породу (т.е. матрица ) и жидкость, заключенная в поровом пространстве. Это один из трех инструментов каротажа, которые обычно используются для расчета пористости, два других - акустический каротаж и нейтронный каротаж пористости

История и принцип

Инструмент был первоначально разработан в 1950-х годах и использовался в углеводородной промышленности к 1960-м годам. Тип активного ядерного оружия, радиоактивный источник и детектор опускаются в скважину, и источник излучает среднеэнергетические гамма излучение в формацию. Радиоактивными источниками обычно являются направленные источники Cs-137. Эти гамма-лучи взаимодействуют с электронами в пласте и рассеиваются во взаимодействии, известном как Комптоновское рассеяние. Количество рассеянных гамма-лучей, которые достигают детектора, расположенного на заданном расстоянии от излучателя, связано с концентрацией электронов в пласте,^[1] что само по себе связано с объемной плотностью пласта (${\displaystyle \rho _{\text{bulk}}}$) через

${\displaystyle \rho _{\text{e}}=2\rho _{\text{bulk}}\ {\frac {Z}{A}}}$

куда ${\displaystyle Z}$ это атомный номер, а ${\displaystyle A}$ молекулярная масса соединения. Для большинства элементов ${\displaystyle Z/A}$ составляет примерно 1/2 (кроме водорода, где это соотношение равно 1). Электронная плотность (${\displaystyle \rho _{\text{e}}}$) в г / см³ определяет реакцию прибора измерения плотности.

Общий дизайн инструмента

Сам инструмент изначально состоял из радиоактивного источника и одного детектора, но эта конфигурация чувствительна к воздействию буровой раствор. Подобно тому, как акустический каротаж Инструмент был улучшен для компенсации влияния ствола скважины, теперь для плотностного каротажа обычно используются 2 или более детектора. В конфигурации с двумя детекторами, детектор с коротким интервалом имеет гораздо меньшую глубину исследования, чем детектор с большим интервалом, поэтому он используется для измерения влияния бурового раствора на обнаружение гамма-излучения. Этот результат затем используется для корректировки детектора с большим интервалом.^[2]

Вывод пористости из насыпной плотности

Предполагая, что измеренная насыпная плотность (${\displaystyle \rho _{\text{bulk}}}$) зависит только от матрица плотность (${\displaystyle \rho _{\text{matrix}}}$) и плотности жидкости (${\displaystyle \rho _{\text{fluid}}}$), и что эти значения известны по стволу скважины, пористость (${\displaystyle \phi }$) можно вывести по формуле

${\displaystyle \phi ={\frac {\rho _{\text{matrix}}-\rho _{\text{bulk}}}{\rho _{\text{matrix}}-\rho _{\text{fluid}}}}}$

Общие значения плотности матрицы ${\displaystyle \rho _{\text{matrix}}}$ (в грамм / см³) составляют:

• Кварцевый песок - 2,65
• Известняк - 2.71
• Доломит - 2.87

Этот метод является наиболее надежным индикатором пористости песчаников и известняков, поскольку их плотность хорошо известна.^[1] С другой стороны, плотность глинистые минералы Такие как аргиллит сильно варьируется, в зависимости от осадочная среда, перегружать давление, тип глинистого минерала и многие другие факторы. Он может варьироваться от 2,1 (монтмориллонит) до 2,76 (хлорит), поэтому этот инструмент не так полезен для определения их пористости. Объемная плотность жидкости ${\displaystyle \rho _{\text{fluid}}}$ из 1 грамм / см³ уместно, если вода свежая, но соленая вода имеет немного более высокую плотность, поэтому для залежи углеводородов, в зависимости от плотности углеводородов и остаточной насыщенности.

В некоторых случаях на наличие углеводородов указывает наличие аномально высокой логарифмической пористости.

Смотрите также

Звуковой журнал

Рекомендации

1. Дж. Глуйас и Р. Сворбрик (2004) Petroleum Geoscience. Publ. Блэквелл Паблишинг. стр. 32
2. Глоссарий компании Schlumberger Oilfield. Журнал с компенсацией плотности.