Импульсные нейтронные методы

    Измеряемый  при ИНК параметр - декремент затухания  тепловых  нейтронов L( ) = 1/ в случае двухфазного насыщения коллекторов (вода-нефть или вода-газ) связан с петрофизическими параметрами пласта следующим уравнением:

    

(1)

    где к_П - общая пористость; к_Н,Г - коэффициент нефте- или газонасыщенности; L_CK, L_ГЛ, L_B и L_H,Г - декременты затухания плотности тепловых нейтронов в скелете горной породы, глинах, пластовой воде и нефти или газе, соответственно. Таким образом, для того чтобы определить искомый параметр - коэффициент нефте- или газонасыщенности (к_Н,Г) коллекторов, необходимо знать вещественный состав пород исследуемых отложений и их содержание или определить их по комплексу ГИС с использованием установленных для данных отложений петрофизических зависимостей.

    

    

    Для условий пласта с температурой 93°С и давлением 6,9 МПа зависимость декремента затухания от минерализации описывается уравнением:

                                                                                                      (2)

    где С_в - минерализация пластовой воды, г/л. 

    

Рис. 3. Пример определения коэффициента текущей  нефтенасыщенности коллекторов  с учетом литологии (скв. 261 Унвинской пл.) 

    Приближенное  значение L_B без точного учета пластовых условий определяется [6]:

     (3)

    или по результатам прямых измерений  в баке с пластовой водой, внеся  соответствующие поправки за пластовые условия.

    Если  сведения о солености пластовых вод отсутствуют, но известна ее плотность, то L_B определяется [7]:

(4)

где р_в - плотность пластовой воды, г/см ³**.

  Декремент затухания плотности тепловых нейтронов  в нефти в пластовых условиях зависит от ее плотности и газового фактора.

  В общем случае декремент затухания нейтронов в нефти с низким газовым фактором определяется:

(5)

где р_н - плотность нефти в пластовых условиях, г/см³**.

  Декремент затухания плотности тепловых нейтронов  в газе зависит от его состава, а также от температуры и давления. Для метана зависимость L_Г от давления при температуре пласта 52°С описывается уравнением 

(6)

    для Т_пл = 93 °С:

    

(7)

    где Р - пластовое давление, МПа.

    Пористость  коллекторов должна определяться в  основном по комплексу ГИС при бурении (в открытом стволе). Однако иногда проведение исследований в необсаженных скважинах затрудняется из-за технических условий скважины и исследования нейтронными методами приходится производить сразу после ее обсадки эксплуатационной колонной труб. В этом случае для определения пористости необходимо пользоваться зависимостями, полученными путем измерений аппаратурой СРК на моделях пластов известняка. Они правомерны, если кажущееся водородосодержание исследуемых пород не превышает 36,4%. Против пластов глин, кажущееся водородосодержание которых по НК превышает указанную величину, необходимо ввести соответствующее ограничение по пористости, например, измеряемое значение К_П-НК не должно превышать 42% (максимальное водородосодержание глинистых минералов). Такое ограничение правомерно потому, что чувствительность нейтронных методов к изменению водородосодержания выше 36% становится ничтожной. Для аппаратуры СРК, реализующей 2ННКт, ограничительная зависимость описывается уравнением 

 

  Для аппаратуры АИНК-43 при начальной временной задержке t₃ = 512 мкс:

  Если  условия измерений отличаются от стандартных, то в результаты измерений необходимо вносить соответствующие поправки (К_п = К_п - НК + dk_П).

  В случае если в исследуемом разрезе  имеются опорные пласты с известной пористостью, то пористость по данным однозондовых методов НК (в особенности НГК) может определяться по двойному разностному параметру:

(8)

где К_{П max} и К_{П min} - пористость опорных пластов в [VIV], HK_min и HK_max - показания НК против этих пластов.

  Поскольку все вышеприведенные зависимости показаний нейтронных методов от водонасыщенной пористости получены для пласта известняка, измеренные значения К_П-НК должны быть исправлены за влияние литологии путем введения соответствующих поправок (К_П = К_П-НК - К_пм). Согласно [8] поправки за влияние минерального состава породы ( К_пм) зависят от самой пористости и для разных зондов (методов) различны.

    Пористость  газонасыщенных пластов по данным нейтронных методов не определяется, так как эти данные зависят от величины самой пористости и от коэффициента газонасыщенности. Для оценки пористости таких пластов одна из указанных величин должна быть постоянной и известной. Особенно сложной является ситуация, когда исследования ведутся в наполненных газом скважинах. В этих случаях пористость газонасыщенных пластов должна быть определена по не зависящим от их насыщенности методам или по данным измерений при бурении скважины, когда влияние газа из-за наличия зоны проникновения было минимально. Однако даже в этом случае полностью исключить влияние газа на измеряемые нейтронные параметры или же быть уверенным в этом не всегда удается (рис. 4). Поэтому при комплексной интерпретации материалов ГИС, включающих ИНК, приходится пользоваться такими эмпирическими зависимостями:

     Рис. 4. Пример расхождения определений пористости по различным методам каротажа в газоносных интервалах терригенного разреза (скв. 66 Щелковского ПХГ)

                                                                                                                            (9)

    где dJ_ГK = J_ГK / J_{ГK оп} ; J_ГK - текущие показания ГК; J_{ГK оп} - показания ГК против опорного пласта глин, залегающего над продуктивной пачкой зеленой свиты Северо-Ставропольского ПХГ, полученные путем сопоставления данных типа "керн-ГИС". При изучении других отложений необходимо иметь соответствующие зависимости для них. Например, для условий щигровских отложений Щелковского ПХГ получена зависимость, описываемая уравнением

    

(10)

    Глинистость коллекторов вносит существенный вклад при определении их пористости и насыщенности из-за высоких значений водородосодержания и декремента затухания (сечения захвата) нейтронов глинистого материала. Поэтому правильное определение глинистости имеет решающее значение при комплексной интерпретации материалов ГИС для количественной оценки насыщенности коллекторов.

    Для оценки глинистости коллекторов  по показаниям ГК установлены различные линейные (по двойному разностному параметру) и нелинейные петрофизические зависимости (В. В. Ларионов).

    На  месторождениях нефти Западной Сибири глинистость коллекторов по данным ГК определяется по зависимости

    

(11)

    Аl=0,01*(62,7-0,01848*DEPTH),А2 = 0,01*(28,2-0,01134*DEPTH). Следует иметь в виду, что глинистость вмещающих пород (глин), определенная по зависимости, получается явно заниженной, что приводит к получению больших отрицательных значений (вместо нуля при правильном определении параметров глинистости и декремента затухания плотности тепловых нейтронов в глинах) коэффициента нефтенасыщенности. Однако содержание не всех радиоактивных элементов связано с глинистостью [11]. Качественная оценка отсутствия связи повышенной радиоактивности отдельных пластов в разрезе с глинистостью может производиться при отсутствии корреляции между кривыми L и J_ГK (рис. 5, 3-я колонка), то есть если увеличение J_ГK не

    

 

Рис. 5. Пример выделения интервалов повышенной радиоактивности пород, не связанной с глинистостью (скв. 14024 Абдрахмановской пл.)

сопровождается  соответствующим повышением параметра L-ИНК. Такие несоответствия чаще всего связаны с повышенным содержанием урана и в большинстве случаев наблюдаются против битуминозных пород (доманикиты в Приуралье) и керогенов (бажениты в Западной Сибири). Кроме того, содержание калия в полевых шпатах также существенно повышает радиоактивность пород. Вносит свой вклад и различие содержания естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ) в различных горных породах и глинистых минералах.

  Наиболее  точно глинистость и влияние  ее минерального состава определяются по данным спектрометрического гамма-каротажа [9], поэтому на практике пользуются обобщенными данными максимальных показаний параметра L против неразмытых глин (аргиллитов).

  Декремент затухания нейтронов в скелете  породы (L_ск) может определяться по результатам прямых измерений на керне из изучаемых отложений [10] или петрофизических исследований.

    Однако  в скелете породы часто содержатся микропримеси с высоким сечением захвата тепловых нейтронов, такие, как турмалин, пирит, редкоземельные элементы и др., содержание которых по применяемому комплексу ГИС не определяется, и они существенно влияют на параметр L_CK. Поэтому L_CK часто определяют по результатам измерений параметра L против чисто водоносных пластов того же горизонта, например, в скважинах, которые находятся за контуром продуктивности:

(12)

  Другой  способ экспериментального определения  L_CK заключается в обобщении результатов скважинных измерений по конкретным пластопересечениям на разных гипсометрических отметках (то есть против водоносных и продуктивных пластов одного и того же горизонта) и установлении коэффициентов зависимости типа [7]: L_CK = n/(a + Ь*С_ГЛ), где п - масштабный коэффициент, зависящий от единицы измерения

С_ГЛ и L_CK.

    Результаты  измерений ИНК (параметры декремента затухания плотности тепловых нейтронов – L1 и L2, скорости счета - S1 и S2 по ближнему и дальнему зондам) могут самостоятельно интерпретироваться на качественном уровне при решении таких задач, как контроль изменения положения водонефтяного и газожидкостного контактов (ВНК, ГВК, ГНК), выделение нефтенасыщенных и газонасыщенных пластов. При этом используются известные методики "нормализации" кривых скоростей счета на двух зондах при одинаковых и различных временных задержках (компенсационная методика), кривых НГК и (рис. 5). Контроль изменения положения ВНК и ГЖК лучше производить по параметрам L1 и L2 (или их обратным величинам - времени жизни тепловых нейтронов 1 и 2), так как они меньше зависят от нестабильности выхода нейтронов во времени и от изменения скважинных условий.

    Количественная  интерпретация данных ИНК при  определении коэффициента текущей насыщенности пластов и решении других задач на количественном уровне производится в комплексе с данными других методов ГИС.

    Для простоты расчетов при количественной интерпретации материалов исследований скважины петрофизическую зависимость (1) удобно преобразовать

    

(13)

    Поскольку параметр водородосодержания W, определяемый по данным ИНК (как, впрочем, и других нейтронных методов), в газосодержащих пластах искажен за счет дефекта плотности (различия водородосодержания газа и воды), общая пористость К_П определяется по одному из перечисленных выше слабо зависящих от газонасыщенности способов (например, по кинематическим параметрам АК в необсаженной скважине или по относительному параметру А_ПС). При наличии такого, не зависящего от содержания газа в пласте параметра пористости появляется возможность оценки текущей газонасыщенности коллекторов на основе разности общей и нейтронной пористости, не привлекая таких трудно определяемых параметров, как L_CK и L_ГЛ.