Содержание

   

     1. ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………...1

  2. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИМПУЛЬСНЫХ НЕЙТРОННЫХ МЕТОДОВ……………………………………………………………………………..2

3. ИМПУЛЬСНЫЙ НЕЙТРОН-НЕЙТРОННЫЙ МЕТОД ПО ТЕПЛОВЫМ НЕЙТРОНАМ………………………………………………………………………..3

4.  АППАРАТУРА И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ ИННМ-Т……………….5

5. ОБЛОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ИННМ-Т И РЕШАЕМЫЕ ИМ  ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАДАЧИ………………………………………………………………………………..8

  6.ИМПУЛЬСНЫЙ НЕЙТРОННЫЙ КАРОТАЖ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ……………………………………………………………………10

 

 7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕКУЩЕЙ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ НА ОСНОВЕ ИНК………………………………………………………………………………..15

  8.МЕТОДИКА ЭТАЛОНИРОВОЧНЫХ ИЗМЕРЕНИЙ И ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ………………………………………………………………………15

    9.МЕТОДИКА СКВАЖИННЫХ ИЗМЕРЕНИЙ И ОБРАБОТКИ  МАТЕРИАЛОВ……………………………………………………………………….17
10.КОМПЛЕКСНАЯ ОБРАБОТКА И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ…………………………………………………………………………18

   

    11.ТЕРМОСТОЙКАЯ АППАРАТУРА ИМПУЛЬСНОГО НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА АИНК43-120/ЗЦ И ПЕРВЫЙ ОПЫТ ЕЕ ПРИМЕНЕНИЯ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ………………..30
12.АППАРАТУРА ИНМ…………………………………………………………...32
ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………………….33
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………………………….35



1.Введение

Нейтронными методами исследования разрезов скважин с использованием стационарных ампульных источников нейтро­нов, когда горная порода непрерывно облучается потоком бы­стрых нейтронов, изучается постоянный во времени процесс взаимодействия нейтронов с породой, результаты которого фиксируются или по плотности надтепловых нейтронов ННМ-НТ, или по плотности тепловых нейтронов ННМ-Т, или по интенсивности гамма-излучения радиационного захвата НГМ. При этом теряется информация о поведении нейтронов или гамма-квантов во времени и, таким образом, затрудняется или почти полностью исключается возможность раздельного из­учения отдельных процессов взаимодействия исследуемых ча­стиц с горной породой. Это снижает общую информативность этих методов. От указанного недостатка свободны методы, ос­нованные на переменном  (импульсном)  нейтронном поле.

2. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИМПУЛЬСНЫХ НЕЙТРОННЫХ МЕТОДОВ

При импульсных нейтронных методах исследования сква­жин горная порода облучается кратковременными потоками бы­стрых нейтронов длительностью , следующими один за дру­гим через определенные промежутки времени  (рис. 116). Через некоторое время ₃ (время задержки) после окончания гене­рируемого нейтронного импуль­са в течение времени  (вре­менное окно) производится из­мерение плотности нейтронов  или продуктов их взаимо­действия с горной породой. Последовательно   изменяя ₃ при постоянном  , можно получить зависимость плотности нейтронов от интенсивности ра­диационного гамма-излучения от ₃.

Таким образом, при помощи импульсных нейтронных методов можно изучить: 1) зависимость плотности нейтронов n или интен­сивности вторичного гамма-излучения I_n от времени t
, измеряя n_т и I_n в различное время t
(задержка) после окончания импульса нейтронов; 2) закономерности взаимодействия нейтронов с веще­ством в фиксированный момент времени t
, регистрируя элемен­тарные частицы в течение промежутка t
.

Таким образом, исследуется не только пространственно-энергетическое, но и временное распределение нейтронов в скважине, пересекающей исследуемый пласт, после оконча­ния импульса быстрых нейтронов. Интерпретируя такого рода зависимости интенсивности исследуемых частиц от времени по соответствующим методикам, можно получить нейтронные ха­рактеристики пород по разрезу скважины.


Рис. 116. Схема, поясняющая принцип измерений импульсными методами
При переменном нейтронном поле процессы замедления и диффузии нейтронов происходят, грубо говоря, последовательно и могут быть исследованы раздельно, в зависимости от времени задержки, прошедшего с момента испускания нейтронов источ­ником.

Время замедления быстрых нейтронов (10—10² мкс) харак­теризует водородосодержание горных пород. Время диффузии тепловых нейтронов (10²—10⁴ мкс) определяется водородосодержанием и наличием в среде ядер с большим сечением захвата тепловых нейтронов (в частности, содержанием хлора в пластовой жидкости).

В силу большого различия во временах замедления быстрых нейтронов и диффузии тепловых нейтронов с увеличением вре­мени задержки регистрируемая плотность тепловых нейтронов однозначно определяется только поглощающими нейтронными свойствами среды. При малых временах задержки плотность тепловых нейтронов определяется замедляющими нейтронными свойствами  среды.

В зависимости от того, какие ядерные реакции взаимодей­ствия нейтронов с горной породой используются, какие при этом элементарные частицы регистрируются и при каких временных задержках исследуются импульсные нейтронные поля, разли­чают: импульсный нейтрон-нейтронный метод по надтепловым нейтронам (ИННМ-НТ), импульсный нейтрон-нейтронный ме­тод по тепловым нейтронам (ИННМ-Т), импульсный нейтрон­ный гамма-метод радиационного захвата (ИНГМ), спектромет­рический импульсный нейтронный гамма-метод радиационного захвата    (ИНГМ-С),    импульсный    нейтронный    гамма-метод неупругого рассеяния нейтронов  (ИНГМР), импульсный нейт- ронный гамма-метод наведенной активности  (ИНГМ-НА), импульсный нейтрон-нейтронный метод резонансного поглощения тепловых нейтронов   (ИННПМ-Т).    Импульсный нейтрон-нейт­ронный метод по надтепловым нейтронам в практике геолого­разведочных работ не нашел применения.

3. ИМПУЛЬСНЫЙ НЕЙТРОН-НЕЙТРОННЫЙ МЕТОД ПО ТЕПЛОВЫМ НЕЙТРОНАМ

Наиболее широко применяется импульсный нейтрон-нейтрон­ный метод, при котором регистрируется плотность тепловых нейтронов.

Пространственно-временное распределение плотности теп­ловых нейтронов от импульсного источника быстрых нейтронов определяется нейтронными параметрами исследуемой среды, зависящими как от коэффициента диффузии горных пород D и среднего времени жизни тепловых нейтронов , так и от длины замедления L_з, характеризующей их замедляющие свой­ства. Таким образом, данные импульсного нейтрон-нейтронного метода несут в себе информацию о водородосодержании по­род—через коэффициент диффузии и длину замедления, о со­держании в породах элементов с повышенными сечениями за­хвата - через среднее время жизни тепловых нейтронов.

Величина коэффициента диффузии различных пород варьирует в относительно небольших пределах (0,4*10^-5 – 3*10^-5см²/с), зависит главным образом от водородосодержания и не зависит от минерализации пластовых вод.

Среднее время жизни тепловых нейтронов горных пород определяется их поглощающими свойствами и изменяется в значительно больших пределах (4,6—1065 мкс), чем коэф­фициент  диффузии.

В общем случае двух сред с разным водородосодержанием (D₁D₂) и с разными поглощающими свойствами, т. е сред­нее время жизни тепловых нейтронов первой среды  не равно  второй среды на заданном расстоянии от источника, отно­шение плотностей тепловых нейтронов этих сред



(116)
Величина n₁/n₂ в большей степени зависит от поглощающих свойств горных пород, чем от замедляющих, что и находит свое отражение при использовании ИННМ-Т для изучения разрезов скважин. Основной замеряемой величиной в ИННМ-Т является среднее время жизни тепловых нейтронов. Из формулы (116) следует, что, изменяя время задержки, можно получить сколь угодно различающиеся значения плотности нейтронов (рис 117) против нефтеносного и водоносного пластов. В этом одно из основных преимуществ импульсного нейтрон-нейтронного ме­тода.



Рис. 117. Определение ВНК в песчаном коллекторе по диаграммам ИННМ-Т и ННМ-Т с разными задержками.

1 - нефтеносный   песчаник;   2 - водоносный   песчаник.   Штриховые    кривые - контроль­ные замеры

Радиус зоны исследования ИННМ-Т определяется водо­родосодержанием среды и временем задержки: .

С повышением водородосодержания среды уменьшается ко­эффициент диффузии тепловых нейтронов и, следовательно, радиус исследования. С увеличением времени задержки непре­рывно возрастает глубинность ИННМ-Т, но падает скорость счета импульсов, что приводит к большим статистическим по­грешностям измерений.

Благодаря большой энергии нейтронов, испускаемых скважинным генератором нейтронов (до 14 МэВ), при соответст­вующем выборе времени задержки (1000—1200 мкс) радиус исследования ИННМ-Т (60—80 см) намного превышает глу­бинность нейтронных методов с ампульными нейтронными ис­точниками. В этом существенное преимущество ИННМ-Т.

Размер зонда оказывает влияние на расчленяющую способ­ность ИННМ-Т против маломощных пластов и точность опреде­ления среднего времени жизни тепловых нейтронов. Длина зонда равна расстоянию от мишени генератора нейтронов до середины индикатора. Точка записи условно относится к ми­шени прибора. При работе в нефтяных скважинах используется зонд длиной =30 см, в газовых скважинах - зонд с = 50 см.

Влияние на величину плотности тепловых нейтронов в ИННМ-Т положения прибора в скважине относительно ее оси, обсадной стальной колонны и цементного кольца, зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости и других факторов подчинено примерно тем же законам, что и в стандартной модификации ННМ-Т. Однако при достаточно больших временах задержки на характере временного распределения плотности тепловых нейтронов скважинные условия почти не сказываются.

4. АППАРАТУРА И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ ИННМ-Т

Наиболее современной аппаратурой импульсных нейтронных методов исследования нефтяных и газовых скважин является импульсный генератор нейтронов ИГН-4, состоящий из скважинного прибора / и наземной аппаратуры, включающей па­нель управления // и блок пересчета /// (рис. 118). Скважинный прибор состоит из блока генератора нейтронов и электрон­ного блока. Блок генератора нейтронов представляет собой герметизированный контейнер с ускорительной трубкой 2 и высоковольтным трансформатором 1, заполненный изоляцион­ной кремнийорганической жидкостью. В электронном блоке для регистрации тепловых нейтронов размещены восемь парал­лельно включенных пропорциональных счетчиков 3, заполнен­ных трехфтористым бором, импульсы которых после усилителя 4, формирователя 5 и смесителя 7 вместе с маркерными им­пульсами по трехжильному геофизическому кабелю поступают на панель управления //. Блок 6 служит для управления уско­рительной  трубкой  УГК-1.

В селекторе 9 панели управления // производится разделе­ние счетных и маркерных импульсов.





Рис.   119.     Принципиальная     схема генератора               нейтронов
Рис. 118. Блок-схема аппаратуры импульсных нейтронных методов ИГН-4
Счетные импульсы поступают в канал интегрального счета 10 и на выходы четырех дифференциальных каналов 11-14. Маркерные импульсы, от­мечающие начало каждого нейтронного импульса, служат для запуска схем «задержки» и временного «окна» каждого диф­ференциального канала. Выходные импульсы каналов, преоб­разованные с помощью интенсиметров в постоянный ток, за­писываются в виде геофизических диаграмм фоторегистрато­рами серийных геофизических станций. В панели управления размещаются также устройства управления работой скважинного прибора.

Счет импульсов в каналах панели управления производится с помощью пятиканального блока пересчета ///, содержащего транзисторные пересчетные декады и электромеханические счет­чики.

Работа скважинного прибора контролируется осциллогра­фом VI
геофизической станции, на экране которого можно на­блюдать счетные и маркерные импульсы.

Питание аппаратуры осуществляется от унифицированного выпрямителя УВК-2 {IV
) и унифицированного генератора УГ-1 (
V
) через фильтр 8.

Наземное оборудование выполнено в виде отдельных бло­ков, которые размещаются в типовых стойках серийных гео­физических станций. Обмен командами управления и инфор­мации между наземным оборудованием и скважинным прибо­ром и питание глубинного прибора обеспечиваются с помощью трехжильного геофизического кабеля 15.

Принцип действия аппаратуры основан на облучении горных пород импульсами быстрых нейтронов и анализе временного распределения плотности тепловых нейтронов в зависимости от характера насыщения и элементного состава горных пород.

Основными конструктивными узлами генераторов нейтронов являются ускорительная трубка и источник питания высокого напряжения (рис. 119). Ускорительная трубка представляет со­бой стеклянный баллон, заполненный дейтерием (изотопом во­дорода ²Н). Ионизация дейтерия производится электронами, эмиссируемыми накаленным вольфрамовым катодом 2. Элект­роны ускоряются цилиндрическим анодом 4 и под действием продольного магнитного поля, образованного катушкой 3, пе­ремещаются вдоль него по спиральным траекториям. Высоко­вольтный электрод 5, в котором расположена мишень 6, пита­ется переменным синусоидальным напряжением со вторичной обмотки высоковольтного трансформатора Тр. При отрицатель­ном потенциале на электроде 5 электроны, не доходя до конца цилиндрического анода, отражаются и таким образом совер­шают внутри цилиндра колебательные движения, ионизирующие дейтерий. В это же время образовавшиеся положительно заря­женные дейтроны ускоряются и, бомбардируя мишень 6 из цир­кония или титана, насыщенных дейтерием или тритием, генери­руют нейтроны соответствующих энергий.

Расход дейтерия в ускорительной трубке восполняется с помощью натекателя 1, который представляет собой спираль из титановой проволоки, насыщенной дейтерием. При работе генератора натекатель нагревается током, и сорбированный дейте­рий выходит из него в объем трубки.                                                                         

Генератор нейтронов может работать в непрерывном и им­пульсном режимах. Импульсный режим работы обеспечивается подачей положительного потенциала. На цилиндрический анод 4 подается переменное напряжение в виде прямоугольных им­пульсов требуемой длительности от специального генератора, синхронизированного с высоковольтным трансформатором Тр. Имеются и другие конструкции генераторов нейтронов.

В аппаратуре ИГН-4 используется генератор нейтронов, ос­нованный на реакции ³T
(
d
,
n)⁴  Не и обеспечивающий энергию нейтронов 14,1 МэВ и средний выход (1-2)*10⁷ нейтр./с. Длина зонда для регистрации тепловых нейтронов равна 43 см.

Аппаратура ИГН-4 обеспечивает частоту повторения им­пульсов нейтронного излучения 360—440 Гц, задержки , рав­ные 50, 150, 250, 400, 600, 1000, 1300, 1600, 1900, 2200 мкс, ши­рину фиксированных временных окон  100 и 200 мкс и постоянные времени интегрирования _я равные 6, 12, 24, 48 с.

Существуют два варианта скважинных измерений ИННМ-Т - непрерывная запись и запись по точкам. При точечной записи получают более точные значения среднего времени жизни теп­ловых нейтронов в пласте . Точки замеров выбирают по дифференциальным кривым ИННМ-Т (при фиксированном окне   и на различных задержках ₃). Расстояния между точками замеров в однородных нефтеносных пластах большой мощности должны быть 0,6-0,8 м, в литологически неоднородных пластах малой мощности 0,4-0,5 м, в водоносных пластах 0,8-1,0 м. Время замера в каждой точке должно обеспечивать скорость счета в интегральном канале 5(10⁵-10⁶) импульсов.

Среднее время жизни тепловых нейтронов в пласте можно определить и по непрерывным кривым ИННМ-Т, записанным при различных задержках и фиксированном временном окне, хотя погрешность измерений в этом случае больше.

При выборе времени ₃ и временного окна   должно со­блюдаться условие ₃ >_п  п >. С целью уменьшения ста­тистических погрешностей измерения при записи кривых ИННМ-Т в нефтяных и газовых скважинах ограничиваются вре­менами задержек ₃ = 1000 ч-1300 мкс.

С увеличением  при выбранном ₃  повышается скорость счета в канале, а следовательно, уменьшаются погрешности из­мерений. Учитывая диапазон изменения  в продуктивных пластах,  для газоносных пластов следует брать больше, чем для нефтеносных. Обычно при изучении продуктивных пла­стов принимают  = 200 мкс.

Масштабы записи кривых ИННМ-Т выбираются такими, чтобы в исследуемом интервале разреза скважины была максимальная дифференциация пластов в пределах ширины диаграм­мной ленты.

В методе ИННМ-Т, как и в других методах радиометрии скважин, от скорости записи v
и постоянной интегрирования _я зависят статистическая точность измерений и влияние на форму кривых инерционности аппаратуры, поэтому при выборе этих величин руководствуются теми же требованиями, что и при проведении гамма-метода. Обычно v = 100-120 м/ч при _я=12 с.

Наиболее близкие к истинным коэффициент диффузии перед­нее время жизни нейтронов получают при достаточно больших временах задержки и при условии > (- время жизни тепловых нейтронов в скважине), когда характер связи n_nT
=
f
(
x
) перестает зависеть от параметров скважины. В пер­вый момент времени после действия импульса быстрых нейтро­нов в скважине плотность тепловых нейтронов в ней становится выше, чем в пласте, следовательно, диффузия нейтронов на­правлена преимущественно из скважины в пласт. В следующий момент времени тепловые нейтроны быстрее поглощаются в скважине, так как . Затем наступает момент, когда плотность тепловых нейтронов в пласте становится выше, чем в скважине, и они диффундируют, наоборот, в скважину. Ре­гистрируемая плотность тепловых нейтронов в этот момент вре­мени будет пропорциональна плотности нейтронов в горной породе, т. е. будет отражать нейтронные характеристики ис­следуемых пластов.

В случае, когда <, промывочная жидкость в сква­жине должна быть заменена более минерализованной, чтобы выполнялось неравенство >

5.ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ИННМ-Т И РЕШАЕМЫЕ ИМ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАДАЧИ

Импульсный нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейт­ронам применяется для литологического расчленения разрезов скважин, выделения полезных ископаемых, определения харак­тера насыщения и пористости пород, положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов.

Для литологического расчленения разреза скважин исполь­зуют среднее время жизни тепловых нейтронов, определяющее поглощающие свойства горных пород, так как коэффициент их диффузии варьирует в относительно небольших пределах. На­иболее высокими значениями  характеризуются такие основ­ные породообразующие минералы, как кварц (1065 мкс), доло­мит (956 мкс) и кальцит (630 мкс). Из осадочных горных по­род повышенные значения  характерны для существенно кварцевых песчаников, низкопористых разностей известняков и доломитов (около 800 мкс), пониженные - для глинистых и полимиктовых песчаников и глинистых пород  (300—330 мкс), а также хлорсодержащих солей, горных пород, обогащенных элементами с аномально высокими сечениями захвата нейтро­нов (В, Li, Cd и др.), и горных пород, содержащих марганец, железо, титан. Достаточно контрастно выделяются повышен­ными значениями   угольные пласты.

Пониженными значениями  отличаются пласты-коллек­торы. Однако они более уверенно выделяются в комплексе с другими методами промысловой геофизики.

Определение характера насыщения коллекторов и установ­ление ВНК, ГВК и ГНК основаны на различном водородосодержании и хлоросодержании продуктивных и водоносных пла­стов (см. рис. 117). Различное водородосодержание фиксиру­ется величинами D
и , а хлоросодержание только _п. Однако в отличие от стационарных нейтронных методов импульс­ный нейтронный метод по тепловым нейтронам позволяет ре­шать эти задачи даже при пониженной минерализации пласто­вых вод (20—50 г/л).

При высокой минерализации пластовых вод ИННМ-Т можно определить также коэффициент нефтенасыщения коллекторов, а следовательно, следить за текущим нефтенасыщением разра­батываемых месторождений.

Импульсный нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейт­ронам дает положительные результаты при поиске и разведке промышленных скоплений ртути, марганца, меди и железа, об­ладающих высоким сечением поглощения тепловых нейтронов.


6.ИМПУЛЬСНЫЙ НЕЙТРОННЫЙ КАРОТАЖ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

Одной из основных задач при контроле за выработкой газовых залежей и эксплуатацией подземных хранилищ газа (ПХГ) является определение положения газожидкостного контакта (ГЖК) и текуще­го коэффициента газонасыщенности (к_г) коллектора (резервуара). На большинстве газодобывающих объектов и ПХГ эта задача решается на основе периодических измерений комплексом нейтронного гам­ма-каротажа (однозондовый и двухзондовый варианты НГК), термо­метрии (Т_о), диэлькометрии (Д), барометрии (Р). При этом текущее значение к_г определяется по палеткам, построенным статистико-эмпирическим способом для конкретных объектов эксплуатации. Палетки построены для условий наблюдательных (неперфорированных) и эксплуатационных скважин с учетом характера заполнения ствола скважины и наличия (отсутствия) НКТ в зоне исследований и опорных пластов.

Для обеспечения требуемой точности оценки текущего к_г требу­ются контроль стандартности применяемой аппаратуры и надлежа­щее метрологическое обеспечение измерений. Однако даже при обеспечении названных условий такая методика может давать достоверные результаты в основном об изменении ГЖК и газонасыщенности
 пласта, а абсолютные значения к_г определяются с большой
погрешностью, поскольку в ней не учитываются такие важные для
определения к_г параметры, как пористость и глинистость объекта
Методика оценки начального и текущего к_г для многих отложений
отсутствует.                                                                                                                    

В связи с этим нами на основе проведенных опытных и методических работ с применением двухзондовой аппаратуры ИННК - ИНК-9М, РГН-1, АИНК-43 и АИНК-42Т проведена оценка возможности количественного определения текущего значения  к_г  пласте с учетом их коллекторских свойств.              

Были рассмотрены следующие вопросы:              

1     оценка влияния скважинных условий (конструкция и заполнение скважин) на измеряемые параметры;                                         

2     методика калибровочных и скважинных измерений, оценка качества измерений;     

3     методика и программное обеспечение обработки результатов измерений;        

4     качественная и количественная оценка газонасыщенности коллекторов;

 5 преимущества и ограничения применения ИНК при исследовании
разрезов газовых скважин.

Результаты измерений на моделях пластов показали:

1. Наличие НКТ в обсаженной скважине, заполненной водой, мало влияет на измеряемые декременты затухания (табл. 1), увеличивая лишь среднеквадратичную ошибку измерения (СКО) за счет сниже­ния статистики. Зависимости относительного параметра R
от пори­стости также близки и описываются близкими к линейной уравнени­ями. Различие литологии мало (не более ±3%) сказывается в случае заполнения порового пространства флюидом на углеводородной ос­нове. В случае заполнения порового пространства пресной водой вли­яние литологии при отсутствии НКТ отмечается занижением порис­тости с 39,6 до 37,81% (на 4,5%). При наличии НКТ пористость зани­жается на 19,4% (с 39,6 до 31,9% на задержке 560 мкс).

2. В случае сухой скважины информативность ИННК ухудшается, что приводит к увеличению погрешности измерения декремента за­тухания плотности тепловых нейтронов до 11,7%.
Декременты затухания плотности тепловых  нейтронов (1/дс)

в моделях пласта различной пористости в зависимости

от скважинных условий (Д_с- 196 мм, _КОЛ - 146 мм,)


скважина заполнена пресной водой)
Примечания. 1. Модели пластов известняка пористостью 0,8; 14,9 и 36,4% насыщены пресной водой; 2. СО-ПР - составная модель с использованием стеклянных шариков (к_п = 39,4%) насыщена пресной водой; 3. СО-УВ - составная модель насыщена жидкостью на углево­дородной основе.

  Наличие НКТ в стволе обсаженной скважины несколько улучшает условия измере­ний и, соответственно, приводит к снижению погрешности измере­ния этого параметра. Однако оценка пористости пластов при отсут­ствии в скважине жидкости сопряжена с большими погрешностями, так как зависимости относительного параметра R
от пористости выше значений 15% сильно выполаживаются и показания ИННК (параметр R
) становятся мало чувствительными к изменению пористости. В этих условиях увеличивается и влияние литологии, занижая определяемую пористость более чем в два раза.

Условия измерений в случае отсутствия в скважине жидкости (то есть в газовой среде) для ИННК являются неоптимальными и резуль­таты могут  привести в заблуждение.

Оценка работы аппаратуры и качества измерений ИНК произво­дится по:

1        характеру спада плотности тепловых нейтронов и значению его параметра при измерениях в стандартных средах (в баке с пре­сной водой), а также по квантовым сигналам скважинных изме­рений;

2        повторяемости диаграмм измеряемых параметров.

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.

(4)

(17)