Импульсные нейтронные методы

    Существующие  и находящиеся в распоряжении интерпретационных служб геофизических организаций программные системы (АРМ, КТ ОИ ГИС, КАМЕРТОН и др.) позволяют легко реализовать расчеты геологических параметров исследуемых объектов по вышеприведенным алгоритмам. Результаты расчета К_Г с использованием К_п-инк  приведены на рис. 6.

    Важным  звеном методики количественной интерпретации  материалов комплекса ГИС являются сбор и первичная (методная) обработка материалов ГИС. Поскольку при количественной интерпретации материалов текущих измерений (например, ИНК) используются и старые материалы ГИС, полученные при бурении скважины часто аналоговыми регистраторами, необходимо их предварительно скорректировать за инерционность регистрирующей системы ( ), влияние скважинных условий (плотность бурового раствора, диаметр

      

Рис. 6. Пример определения коэффициента газонасыщенности пластов по разности К_П -ГК (CGR) и К_П-2ИНК (скв. 338-6 С.-Ставропольского ПХГ)

скважины, ограниченную мощность пластов и  т. д.). Так, например, изменение диаметра скважины против опорных пластов глин существенно искажает показания ГК, используемого для определения как глинистости, так и пористости коллекторов (например, зеленой свиты С.-Ставропольского ПХГ).

  Учет  диаметра скважины при исправлении  данных ГК производится по зависимости:   

 (14)

 где Дс - диаметр скважины в см. Значения коэффициентов а и b для растворов (ПЖ) различной плотности (р_пж) следующие:

    

    Однако  исправление показаний методов  ГИС на влияние диаметра скважины следует производить аккуратно, необходимо учитывать конфигурацию ствола скважины и возможную траекторию движения прибора в нем. В случае образования "желобов" в наклонных скважинах за Дс необходимо принимать минимальные значения кривых профилемера, поскольку прибор в таком стволе движется по минимальной траектории, то есть по острому углу "желоба".

    В случае измерений в обсаженных скважинах показания ГК исправляются на ослабление потока гамма-излучения элементами обсадки - колонной труб и цементным камнем между трубой и породой. При этом в простейшем случае можно воспользоваться следующей экспериментальной зависимостью (для аппаратуры СРК):

    

(15)

    где Bs - коэффициент учета ослабления потока гамма-излучения элементами обсадки, который для диаметра колонны 146 мм принимается равным 1,25, для диаметра 245 мм — 1,31; Кр — коэффициент ослабления потока гамма-излучения промывочной жидкостью в стволе скважины. Для диаметра колонны 146 мм он равен 0,3, для диаметра 245 мм - 0,35; р_пж - плотность промывочной жидкости, г/см³.

    Таким образом, технология комплексной интерпретации  результатов измерений ИНК и комплекса ГИС сводится к следующим операциям:

1. увязка диаграмм ИНК по глубине с диаграммами комплекса ГИС;
2. расчет коэффициента глинистости пластов по установленным для 
   данного разреза зависимостям;
3. расчет коэффициента общей пористости коллекторов К_П;
4. расчет параметров L_{H, Г} и L_B;
5. расчет параметра L_TB;
6. расчет коэффициента нефте- или газонасыщенности К_Н,Г.

    При этом для получения окончательной  диаграммы коэффициента текущей нефте- или газонасыщенности и построения сводного планшета объемной модели (рис. 3 и 6 ) необходимо внести соответствующие ограничения, например, обнулить отрицательные значения К_Н,Г, получаемые из-за неточных знаний изменения петрофизических параметров глин и скелета породы, по коллекторским свойствам пластов типа: К_НТ =0, если А_ПС < 0,3; К_ПО < 0,15 и т. д.

  Для оценки произошедших изменений в  характере насыщения коллекторов со времени бурения скважины полученные значения текущей нефтегазонасыщенности следует сопоставить с данными ГИС по открытому стволу. При этом необходимо учесть, что данные открытого ствола могут быть искажены за счет глубокого проникновения фильтрата бурового раствора, в особенности против низкопористых коллекторов. Характер искажения зависит как от свойств (фильтрующаяся способность, минерализация) бурового раствора, так и условий вскрытия (величина депрессии) коллекторов. Сопоставление результатов ГИС открытого ствола и дополнительных исследований скважин методом ИНК после расформирования зоны проникновения (рис. 7) позволит избежать принятия ошибочных решений при возврате на эксплуатацию ранее не вскрытых перфорацией вышезалегающих пластов.

  Особые  приемы следует применять при  исследовании разрезов, представленных сложными полимиктовыми коллекторами и слабоминерализованными пластовыми водами (типа Западно-Сибирского). Как было отмечено выше, параметр К_ГЛ, определенный по принятой для Западно-Сибирского региона методике, во вмещающих глинах определяется явно заниженно, что приводит к неправильной оценке общей пористости и большим отрицательным значениям параметра К_НТ против заглинизированных пластов. Поэтому учет водородосодержания глин при определении К_П - НКт в этих условиях следует производить по следующей зависимости:

                                                                                                                       (16)

где С_гл = 0,76* _ГК.

  По результатам  обработки данных исследований ряда скважин Нижневартовского свода значения L_CK и L_ГЛ можно принять равными

  

Рис. 7. Сопоставление данных оценки нефтенасыщенности  коллекторов по комплексу ГИС в открытом стволе и позднее после обсадки скв. 176, пл. Жанажол): L11, L12 -декременты затухания плотности тепловых нейтронов по ближнему зонду по однокомпонентной и двухкомпонентной модели спада сигнала соответственно

(17)

330 и  980 1/дс соответственно. Однако, поскольку эти значения являются среднестатистическими, и, в сущности, являются переменными в зависимости от минерального состава пород и содержания в них сильных поглотителей нейтронов, полученные значения К_НТ  следует нормировать по показаниям против опорных водоносных пластов:

  где КНТ - исправленное значение К_НТ за счет “нормирования” по опорным водоносным пластам; К_{НТ min} - значение параметра против опорного водоносного пласта (при принятых значениях L_CK и L_ГЛ и методике определения глинистости оно обычно отрицательное, например, -2,2 по скв. 558 Южно-Аганской пл.);

    К_{НТ max} - максимальное значение параметра, которое ввиду вышеуказанных причин может быть и выше 1,0, например, 1,32 по упомянутой скважине. Коэффициент 0,8 - максимально возможная насыщенность пласта.

    Возможность обводнения пласта необходимо контролировать путем сопоставления полученных данных с начальным значением этого параметра по результатам ГИС открытого ствола. При этом понижение значения К_НТ по сравнению с К_НГ может означать обводнение пласта пластовыми водами, а повышение - обводнение закачиваемыми пресными водами (рис. 8) или расформирование зоны проникновения минерализованного фильтрата, не подсеченного по данным электрометрии при определении R_ОП.

    Погрешности оценки текущей нефтегазонасыщенности  пластов-коллекторов зависят как от аппаратурно-методических факторов, так и от геологических условий. Среди последних большой вклад в погрешности оценки текущего К_НГ вносит низкая минерализация пластовых вод. Так, при ошибке измерений параметра L (декремента затухания) ±1%, что достигается при измерениях с аппаратурой АИНК-43 со скоростью каротажа не более 50 м/ч и соответствующей обработке результатов измерений по двухкомпонентной модели затухания сигнала против слабоглинистых пластов (коллекторов), и нулевой погрешности определения пористости и глинистости ошибка оценки К_Н для условий Западной Сибири (С_в = 30 г/л) может достигать 13,6%. Если учитывать погрешности определения пористости и глинистости, то абсолютная среднеквадратичная погрешность, определяемая по формуле 

    

(18) 

    

Рис. 8. Пример изменения К_НТ при разработке нефтенасыщенных объектов - обводнение пластов на гл. 1812-1832 м- пластовыми водами, ниже глубины 1890 м - закачиваемыми пресными водами (скв. 709 Аганской пл.)

из-за неточности значений L_CK и L_ГЛ при определении L_TB может достигать 40% и выше. Поскольку последние в зависимости от минерального состава породы и содержания аномальных поглотителей нейтронов варьируют в широком диапазоне, результаты оценки К_Н следует нормировать к показаниям против опорных водоносных пластов

Рис. 9. Погрешности определения К_НТ при высокой минерализации пластовых вод (скв. 19070 Карамалинской пл.)

описанным выше способом. В то же время при  повышенной минерализации пластовых вод (до 230 г/л) погрешность оценки текущей нефтенасыщенности не превышает 10% (рис. 9). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    11.ТЕРМОСТОЙКАЯ АППАРАТУРА ИМПУЛЬСНОГО

НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА АИНК43-120/ЗЦ

И ПЕРВЫЙ ОПЫТ ЕЕ ПРИМЕНЕНИЯ ДЛЯ КОНТРОЛЯ

ЗА РАЗРАБОТКОЙ  МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ

Описывается термостойкая аппаратура импульсного нейтронного  каротажа, разработанная в ОАО "Татнефтегеофизика" в 2003 г. 

  Современное развитие микропроцессоров, увеличение их возможностей, рабочих температур и удешевление стоимости позволяют 
более широко использовать микроконтроллеры в геофизической aппаратуре, а также оптимизировать цифровую обработку и передачу 
информации. Кроме этого, в последние годы перед разработчиками 
скважинной аппаратуры особенно остро стоит сложная задача повышения термостойкости скважинной аппаратуры. Повышение рабочей температуры прибора требует изменения элементной базы, схемных решений, требований к качеству сборки и целому ряду других параметров.

  В 2003 г. в ОАО "Татнефтегеофизика" разработан термостойкий 
аппаратно-программный комплекс (АПК) АИНК43-120/ЗЦ, который 
предназначен для решения следующих геофизических задач: 

1   оценка характера насыщенности коллекторов; 

2 литологическое расчленение разрезов скважин; 

3 оценка коллекторных свойств горных пород;  
4   определение интервалов поглощения воды и притока флюидов в скважине; 

5 привязка к разрезу скважины; 

6 качественная и количественная оценка скорости потока флюида по стволу скважины; 

7 определение источников и причин обводнения скважин

8 определение электрического сопротивления жидкости в стволе  
скважины.

    Скважинный  прибор за один спуск-подъем проводит исследование  скважины следующими методами: импульсный нейтрон-гамма-каротаж на двух зондах (ИНГК), гамма-каротаж естественной радиоактивности (ГК), кислородный нейрон-активационный метод (КНАМ), Индукционная резистивиметрия (ИР).

    Технические данные АИНК43-120/ЗЦ

    Кабель  геофизический одножильный

    Количество  зондов 3 (0,3 м; 0,6 м; зонд ГК) + резистивиметр

    Напряжение  питания, В 200 + 15 %

    Давление, МПа 40

    Температура максимальная, ^СС       120

    Диаметр, мм 43

    Длина, мм 3100

    Код телеметрии Манчестер II

    Длина кабеля, м до 5000