Импульсные нейтронные методы

    Качественное  выделение газонасыщенных пластов  производится по следующим признакам:

1. превышение показаний дальнего зонда над показаниями ближнего при нормализации интегральных скоростей счета по опорным пластам глин и нефтенасыщенным (водонасыщенным) пластам-коллекторам;
2. заниженные значения декремента затухания (завышенные времена жизни) тепловых нейтронов;

      3  заниженные значения пористости по ИНК по сравнению с данными ГИС при бурении (в необсаженных скважинах);

    4   завышенные значения коэффициента нефтенасыщенности (более 1,0) при рассмотрении двухфлюидальной модели насыщения (нефть-вода) коллекторов.

    Примеры качественного выделения газонасыщенных пластов на основе ИНК приведены на рис. 1-2.

    Скв. 109 пл. Тенге (Юго-Западный Казахстан) (рис. 1) является эксплуатационной газовой. Дополнительные исследования скважины методом ИНК проводились с целью уточнения насыщенности пластов-коллекторов выше эксплуатируемых объектов. Газонасыщенные пласты хорошо выделяются по всем вышеназванным признакам, в том числе по завышенному значению к_{н каж} (расчет этого параметра производился для случая двухфлюидальной модели насыщения - вода + нефть).

    В скв. 3061 пл. Кумколь (Центральный Казахстан) (рис. 2) газосодержащие пласты выделяются по расхождению значений коэффициента пористости, рассчитанных по акустическому каротажу (АК) необсаженного ствола при бурении скважины и по ИНК.

    Сопоставление результатов оценки коэффициентов начальной нефтегазонасыщенности коллекторов по данным ГИС при бурении скважины и текущей нефтенасыщенности по ИНК позволяет выявить газосодержащие и обводняющиеся в результате эксплуатации пласты.

    Для количественного определения коэффициента газонасыщенности (к_г) при двухфазном насыщении коллекторов - вода-газ; нефть-газ необходимы следующие сведения о геолого-технической ситуации:

     1  декремент затухания плотности (время жизни) тепловых нейтронов в скелете породы и глинах; 

Рис. 1. Выделение  газонасыщенных пластов по качественным признакам (скв. 109, пл. Тенге)

3. минерализация пластовых вод;
4. состав газа;
5. пластовое давление и температура;
6. данные о глинистости и общей пористости или методика их определения по данным ГИС в рассматриваемом разрезе. 
   Примеры количественного определения к_г в эксплуатационных и наблюдательных скважинах различных регионов и ПХГ приводятся на рис. 3 и 4

 

 

Рис. 2. Выделение газосодержащих пластов  в нефтедобывающей скважине (скв. 3061, пл. Кумколь) 

    Скв. 249 Северо-Ставропольского ПХГ (рис. 3) является эксплуатационной. Расположена она ближе к центральной части эксплуатируемого объекта. Исследования методами ГК + НГК и ИНК проводились в один день. К_г по НГК определялся с использованием палеточных зависимостей, к_г по ИНК - с учетом пористости и глинистости коллекторов по данным ГИС необсаженного ствола скважины. Результаты сопоставления этих параметров показывают, что они хорошо согласуются против наиболее "чистого" пласта. Против пласта с ухудшенными коллекторскими свойствами - несколько расходятся.

    Наблюдательная  скв. 374 С.-Ставропольского ПХГ (рис. 4) находится на черте контура продуктивности объекта. Здесь в дополнение к ИНК проведены спектрометрический гамма-каротаж (СГК) и при интерпретации результатов - полный литологический анализ с определением объемного содержания глинистых минералов для уточнения их водородосодержания. По результатам исследований хорошо видно, что в одном пласте к концу цикла закачки появился газ. ИНК в комплексе методов ГИС позволяет не только определять текущую газонасыщенность основного объекта эксплуатации на ПХГ, но и выявлять техногенные залежи газа, образовавшиеся в процессе его циклической эксплуатации.

  На  основе проведенных работ по оценке информативности ИНК при исследовании газовых скважин можно сделать следующие выводы. 

  

Рис. 3. Сопоставление к_г по палеткам НГК и количественных оценок по ИНК (скв. 249 С.-Ставропольского ПХГ)

Рис. 4. Учет минерального состава и объемного  содержания глин по данным СГК при оценке газонасыщенности коллекторов (скв. 374 С.-Ставропольского ПХГ)

7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕКУЩЕЙ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ

КОЛЛЕКТОРОВ В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ

НА ОСНОВЕ ИНК

    На  основе проведенных исследований на моделях пластов и производственного опыта применения ИНК в различных нефтегазодобывающих регионах России и Казахстана описывается методика определения текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов в разрезе обсаженных нефтяных и газовых скважин. При этом рассматриваются вопросы метрологического обеспечения, оценки качества и обработки результатов измерений, методики определения глинистости и пористости коллекторов, методики определения декремента затухания плотности тепловых нейронов в пластовых водах, нефти и газе. Описываются методика и технология количественной интерпретации результатов измерений с оценкой погрешностей определения коэффициента нефте- и газонасыщенности коллекторов в зависимости от минерализации пластовых вод.

    Для определения коэффициента нефтегазонасыщенности  коллекторов кроме данных ИНК, зарегистрированных в цифровом формате при соблюдении условий информативного применения метода (минерализация пластовых вод известна и составляет не менее 30 г/л, скважина в интервале исследований заполнена минерализованной водой, пласты не задавлены водой при остановке скважины), обычно требуются также оцифрованные с соответствующим шагом квантования по глубине данные о пористости и глинистости или отработанная для условий исследуемого объекта методика их определения по комплексу ГИС при бурении скважины, петрофизические данные о декременте затухания плотности (времени жизни) тепловых нейтронов в скелете породы и глинах (глинистом цементе).

    8.МЕТОДИКА ЭТАЛОНИРОВОЧНЫХ ИЗМЕРЕНИЙ И ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ

    Результаты  измерений с двухзондовой аппаратурой ИНК используются для определения нейтронных характеристик горных пород - декрементов затухания плотности , или сечения захвата тепловых нейтронов , где v - скорость тепловых нейтронов (при нормальных условиях она равна 2,2*10**5 см/с), и кажущегося водородосодержания, равного, в известных условиях, водонасыщенной пористости в диапазоне 1- 40 ед. пористости (%).

    С целью получения качественных результатов  требуются калибровка и эталонировка аппаратуры путем проведения измерений в эталонных средах.

    В качестве эталонных (стандартных) сред используются емкость (бак) с пресной водой, имитаторы пористого пласта или модели пластов с неизменными характеристиками.

    Значения  декрементов затухания плотности  тепловых нейтронов по измерениям прибором ИННК (ИНК-9, РГН-1, АИНК-43) в баке с пресной (из водопровода) водой должны составлять 505 дс ^-1 ± 4 % отн. для ближнего зонда и 501 дс ^-1 ± 5% отн. для дальнего.

    Эталонировка  аппаратуры в емкости  с водой должна проводиться перед каждым выездом на каротаж.

    Для более точной (качественной) оценки работоспособности аппаратуры, кроме бака с водой, может использоваться также имитатор пористого пласта (ИПП), имеющий средние значения декрементов затухания и пористости, характерных для горных пород в разрезах нефтегазовых скважин.

    Обработка результатов измерений производится по имеющейся программе обработки данных двухзондового ИНК, например, по программе

    

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Рис. 1. Пример неискаженных сигналов

спада плотности  тепловых нейтронов   во времени, регистрируемых при ИНК 
 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Рис. 2. Пример типичных искаженных сигналов спада плотности тепловых нейтронов

    разложения сигнала на две компоненты – скваженный и пластовый –“INNK” [1] или по интегральной методике [2].

    Качественная оценка правильности работы аппаратуры производится по форме (характеру временного распределения импульсов) сигналов (рис. 1 и 2).        

    Предварительная оценка правильности работы аппаратуры по форме сигнала может производиться непосредственно при регистрации данных на компьютеризированном регистраторе (например, КСК), на экране монитора которого отображается сигнал спада за  каждый квант времени (глубины, при скважинных измерениях). Окончательная оценка правильности работы аппаратуры производится после обработки зарегистрированной информации с учетом величины среднеквадратичного отклонения измеренных параметров от паспортных данных. 
 
 
 
 

    9.МЕТОДИКА СКВАЖИННЫХ ИЗМЕРЕНИЙ И ОБРАБОТКИ МАТЕРИАЛОВ

    Информативность метода ИНК обеспечивается, если _скв > _Пл ( _скв < _Пл), то есть если скважина заполнена минерализованной или пресной, для случая газонасыщенных пластов, водой. Необходимо также учитывать, что характер насыщения перфорированных пластов в остановленных путем задавки технологических растворов, включая воду любой минерализации, скважинах по данным ИНК не определяется однозначно. В действующих скважинах, работающих с высоким содержанием воды в продукции, результаты измерений ИНК также могут быть искажены за счет образования "конуса" из подошвенной воды в прискважинной зоне пласта. В этом случае измерения необходимо проводить дважды - в динамическом режиме работы скважины и статическом с необходимой для установления статического режима выдержкой скважины в закрытом состоянии, например, в течение суток.

      Следует отметить полезность  проведения измерений методом  ИНК сразу после обсадки скважины. Эти данные в дальнейшем могут быть использованы как базовые при контроле за характером изменения насыщенности и коллекторских свойств пластов в процессе эксплуатации объекта.

        Измерения на скважине проводятся в непрерывном режиме протяжки кабеля. При этом шаг квантования для аппаратуры типа АИНК-43 (РГН-1) выбирается порядка 10 см. Скорость каротажа выбирается минимальная, не более 100 м/ч. При работе с аппаратурой ИНК-9М (база измерений 2000 мкс) и регистратором КСК ширина временных окон выбирается в пределах 20-40 мкс и, соответственно, 100 или 50 временных каналов. При работе с аппаратурой типа РГН-1 и АИНК-43 ширина временных окон равна 32 мкс, а количество каналов равно 64 (РГН-1) и 60 (АИНК-43).

    Режимы  регистрации кривых скоростей счета  для реализации интегральной методики обработки данных двухзондового ИНК выбираются с учетом характера влияния скважинных условий на регистрируемый сигнал (рис. 1). При этом начальная задержка для первой кривой должна быть не менее 500 мкс, а для второй - 650-700 мкс, В случае применения аппаратуры, реализующей метод ИНГК, необходимо дополнительно производить регистрацию скорости счета в "фоновом" окне (находящемся заведомо дальше времени окончания спада плотности тепловых нейтронов, например, t₃ > 3500 мкс) для соответствующего вычета из показаний информационных каналов фона за влияние естественной радиоактивности пород и активационный эффект.

    При регистрации результатов (в процессе записи) по изображению характера спада плотности тепловых нейтронов на экране монитора компьютеризованного регистратора необходимо оценивать правильность работы аппаратуры по критериям, приведенным на рис.1 и 2. Двойные и тройные перекрытия интервала исследований могут производиться для обеспечения повышенной точности измерений путем осреднения результатов. 

    Результаты скважинных измерений обрабатываются по имеющимся в распоряжении пользователя программам (например, по INNK данных РГН-1, ИНК-9М, АИНК-43). 

    При необходимости производятся осреднение диаграмм по нескольким перекрытиям записи и их фильтрация. При этом количество точек осреднения во избежание больших искажений результатов измерений на границах пластов должно быть не более 3-4. 

    10.КОМПЛЕКСНАЯ ОБРАБОТКА И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

    Наиболее  важным условием корректной количественной интерпретации материалов ИНК в комплексе с данными других методов ГИС  является правильный выбор петрофизической модели объекта исследований. При наличии в интервале исследований различающихся по  литологии разностей материал предварительно разбивается на однотипные по литологии интервалы и для каждого типа выбираются свои петрофизические модели (рис. 3). При выборе модели учитываются минеральный состав пород, в том числе вмещающих глин и глинистого цемента, состав пластовых флюидов, минерализация пластовых вод, пластовое давление и температура, плотность и газовый фактор нефти в пластовых условиях.