Аппаратура спектрометрического каротажа СГК-1024

Примечание	от автора: Курсовая выполнена в Microsoft Word2018. (При открытии другими версиями возможны искажения в оформлении)
	Загрузить архив:
	Файл: ref-31455.zip (700kb [zip], Скачиваний: 117) скачать

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 Туймазинскоми 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 1,5м. Преобладают западные и северо-западные ветры. Верхний слой земли промерзает на 1,5-2м. в зависимости от суровости зимы и толщины снежного покрова. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 198 дней. Максимальное среднегодовое количество осадков 480мм. 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.

1.1НАЗНАЧЕНИЕ АППАРАТУРЫ СГК-1024

Аппаратура СГК-1024 предназначена для проведения спектрометрического гамма-каротажа естественной радиоактивности породы с получением массовых содержаний тория С_Th, урана С_U и калия С_K. Аппаратуравыпускается 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 Z_эф. 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 находятсяв равновесном состоянии с продуктами распада. Спектры гамма-излучения естественных радиоактивных элементов характеризуются набором линий определенной энергии и интенсивности. В табл. 1 приведены основныелинии 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, оставленнойгамма-квантом в детекторе. Спектр (распределение по амплитуде) электрических импульсов, регистрируемых прибором, называется аппаратурным спектром. Примеры таких спектровв 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).

anesk_rap@mail.ru и ICQ 366940961.