Теория нейтронного гамма-метода

ВЛИЯНИЕ ИЗЛУЧЕНИЯ СКВАЖИНЫ НА ХАРАКТЕР ЗАВИСИМОСТИ ПОКАЗАНИЙ НГМ ОТ ПОРИСТОСТИ ПОРОД И ХЛОРОСОДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ

НГМ отличается от других нейтронных методов наибольшей сложностью физических закономерностей, обусловленной последовательным преобразова­нием различных полей излучений и наложением («интерференцией») нескольких физических процессов в системе скважина-пласт. Сначала происходит замедление быстрых нейтронов и генерация гамма-излучения неупругого рассеяния, далее — термализация, диффузия и поглощение тепловых нейтронов, генерация захватного и активационного гамма-излучения и его многократное комптоновское рассеяние с последующей регистрацией в сцинтилляционном детекторе. Модель однородной среды даже для качественного объяснения интерпретационных зависимостей НГМ неприменима в принципе.

Характер зависимости обусловлен рядом факторов. К факторам, определяющим процессы замедления и диффузии нейтронов в пласте, относятся изменение водородосодержания (вызванное изменением пористости, нефте-, водо-, газонасыщен­ности и глинистости) и макроскопического сечения поглощения (вследствие изменения пористости и минерализации пластовой воды). К факторам, определяющим перенос гамма-излучения, относятся вариации плотности и излучающей способности с изменением пористости, газонасыщенности, глинистости и минерализации воды.

Регистрируемая прибором НГМ результирующая зависимость является суперпозицией зависимостей для интенсивностей (плотностей потока) гамма-излучений неупругого рассеяния быстрых нейтронов , радиационного захвата тепловых нейтронов , и естественной радиоактив­ности I_γ(m):

(9.215)

Компонента гамма-излучения резонансного поглощения здесь опущена, как нетипичная для минеральных составов терригенных и карбонатных коллекторов нефти и газа.

Компонента — сумма компонент, среди которых можно выделить собственно излучение пласта и «излучение скважины» :

(9.216)

причем

Излучение скважины в свою очередь включает ряд компонент обусловленных активацией натрия в сцинтилляционном кристалле NaI тепловыми нейтронами, резонансным поглощением надтепловых нейтронов иодом в кристалле, поглощением тепловых нейтронов в корпусе глубинного прибора, глинистом растворе, глинистой корке, зоне проникновения, а в обсаженных скважинах, кроме того, — в стальной обсадной колонне и цементном камне.

Компонента гораздо слабее зависит от водородосодержания породы, чем компонента : плотность потока быстрых нейтронов, испытывающих неупругое рассеяние, менее чувствительна к m, чем плотность потока тепловых нейтронов, испытывающих радиационный захват (при высоких энергиях нейтронов мало сечение рассеяния на водороде). Вклад компоненты существенно зависит от размера зонда: с увеличением Z он быстро уменьшается и при см на величину коэффициента дифференциации уже практически не влияет. Тем не менее замена «жестких» источников Ро—Be или Pu—Be в приборе НГМ источником с «мягким» спектром типа ²⁵²Cf, вообще говоря, увеличивает коэффициент дифференциации показаний НГМ по водороду. Выигрыш в чувствительности при этом достигается не за счет уменьшения вклада , а благодаря ослаблению влияния неупругого рассеяния и поглощения быстрых нейтронов в пласте (по компоненте ).

На определяющую роль излучения скважины указывалось уже в ранних работах О.А. Барсукова, Ю.А.Гулина, В.П.Иванкина, И.Л.Дворкина, и др. Излучение скважины дифференцирует пласты по водородосодержанию не хуже, а лучше, чем соб­ственно излучение пласта, поскольку излучение скважины, обязанное своим возникновением диффузии тепловых нейтронов из пласта, поступает из близкой к индикатору части пространства. Величина пропорциональна плотности тепловых нейтронов в скважине, т. е. компонента отражает показания нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам, при котором индикатором является сама скважина и ее заполнение в области детектора.

Количественная оценка соотношения компонент и в результирующей величине в зависимости от водородосодержания пласта была получена методом Монте-Карло [Ю.А.Гулин, И.Л.Дворкин, Ф.X.Еникеева, В.Н.Стариков]. Влияние изменения минерализации пластовой воды в песчанике на показания НГМ в необсаженной скважине при изменении пористости также было изучено при помощи метода Монте-Карло с учетом спектральной чувствительности детекторов [25]. На рис. 68 приведены зависимости и компонент излучения прибора и глинистого раствора для зонда раз­мером 50 см.

Погрешности расчета приведенных в этом разделе зависимостей являются функциями водородосодержания m, минерализации пластовой воды С_п, а также размера зонда. Максимальная величина относительного среднего квадратического отклонения зависимости для зонда Z = 50 см равна 7 %. Зависимости показаний НГМ от минерализации С_п определяются с меньшей погрешностью, не превышающей 5 % Вклад компоненты (прибор диаметром 100 мм прижат к стенке скважины, толщина стенки корпуса прибора 10 мм, диаметр скважины 197 мм) в полное излучение скважины в случае пресного заполнения изменяется от 75 до 80 % при изменении m от 1 до 25%. Вклад в результирующую величину при тех же условиях изменя­ется от 60 до 56%.

Рассмотрим влияние изменения хлоросодержания пластовой воды С_п на зависимости и . Поскольку увеличение С_п снижает компоненту при фиксированном значении пористости, дифференциация по С_п определяется соотношением и . Водоносные пласты, содержащие минерализованную пластовую воду, характе­ризуются повышенными значени­ями и пониженными значениями по сравнению с пластами, насыщенными пресной водой (нефтью). Это приводит к появлению эффекта инверсии показаний НГМ по хлору: при низкой пористости с повышением С_п уменьшается, а при высокой пористости – увеличивается.

Рис.9.14. Зависимости результирующего показания НГМ и его компонент от пористости песчаника, насыщенного пресной и минерализованной водой, для детектора с равномерной эффективностью (величины С_п в указаны в скобках) для зонда Z=50 см.

1 — результирующая зависимость ; 2 и 3 — зависимость от величины m компонент излучения из сква­жины — корпуса прибора и заполне­ния скважины соответственно; 4 — излучение пласта.

Повышение минерализации пластовой жидкости приводит к уменьшению коэффициента дифференциации по водородосодержанию от 2,2 при С_п = 0 до 1,8 при С_п = 250 г NаC1 на 1 л раствора для зонда размером 50см. Коэффициент дифференциации по хлору в области кондиционных значений пористости 6—16 % достигает 1,08 для зондов размером 50 и 70 см. В случае минерализованного заполнения скважины (С_р = 250 г/л) диапазон изменения пористости, в котором убывает с повышением С_п, более широк: 1%< m <12 % для Z = 50 см и 1%< m <16% для Z = 70 см. Это объясняется значительным ростом вклада компоненты для всех m и Z = 50 см].

Анализ энергетических спектров излучения скважины пока­зывает, что плотность потока более жесткого гамма-излучения сильнее зависит от m, чем мягкого гамма-излучения.

Рис.9.15. Вклад излучения пласта в показания НГМ как функция объемного водонасыщения.

а – для песчаника при различной минерализации пластовой воды (шифр кривых в г/л NaCl); скважина необсаженная, Z=60 см, прибор прижат к стенке скважины; б – для ангидрита и известняка при различных размерах зонда Z, см (шифр кривых), =0, диаметр скважины 140 мм, диаметр прибора 102 мм, длина счетчика 30 см (с кадмиевым экраном толщиной 1 мм) прибор прижат к стенке скважины. 1 – известняк; 2 – ангидрит.

Изменение количественного соотношения между и влечет некоторое изменение коэффициента дифференциации показаний НГМ по водородосодержанию. Для сцинтилляционных индикаторов, обладающих низкой эффективностью в жесткой части спектра, величина составляет 1,9 тогда как для газоразрядных счетчиков в том же диапазоне т.

Табл. 9.1. Относительные вклады излучений отдельных зон в системе прибор—скважина — пласт (песчаник) в результирующие показания НГМ

	Пресный цемент	Соленый цемент
	Коэффициент пористости, %
Зоны
	Коэффициент нефтенасыщенности
Прибор	0,21	0,27	0,22	0,23	0,17	0,20
Раствор	0,04	0,05	0,04	0,05	0,03	0,04
Колонна	0,20	0,27	0,20	0,26	0,13	0,16
Цементное кольцо	0,12	0,20	0,17	0,22	0,30	0,45
Скважина в целом	0,57	0,79	0,63	0,76	0,63	0,85
Пласт	0,43	0,21	0,37	0,24	0,37	0,15

Примечание.

Минерализация пластовой воды —250 г/NaCl на 1 л.

Изучение зависимостей от т отдельных компонент, слагающих показания прибора, при различных С _пи С_р позволяет весьма детально охарактеризовать вклад отдельных зон в реальных условиях измерений для основных типов используемых детекторов гамма-излучения.

На рис.9.15 приведены зависимости геометрического фактора пласта песчаника (а) в необсаженной скважине для НГМ-60 от т для счетчиков ВС-4 и NaI (кристалл размером 30´20 мм) при различной минерализации С_п и пластов ангидрита и известняка (б). Анализ графиков приводит к следующим выводам: 1) вклад излучения пласта в результирующие показания НГМ при пресном заполнении не превышает 30 %; 2) при т >5 % фактор пресного пласта песчаника не зависит от т (для ангидрита и известняка соответственно при т >10%); 3) несмотря на существенное различие спектральных характеристик газоразрядных и сцинтилляционных счетчиков, геометрические факторы пласта (скважины) для этих счетчиков совпадают.

При исследовании обсаженных скважин картина усложняется за счет дополнительного влияния колонны и цементного камня, причем последний обладает способностью аккумулировать хлор из пластовых вод [91]. Для изучения влияния этих факторов были выполнены [7]расчеты методом Монте-Карло для обсаженных скважин различного диаметра. В табл. 19 приведены данные о вкладе в регистрируемые показания НГМ излучения от пласта песчаника , колонны , цементного камня , глинистого раствора и корпуса прибора (скважина диаметром 200 мм с колонной диаметром 160 мм).

По излучению пласта породы с коэффициентом нефтенасыщенности 0 и 1 различаются на 30—60 % в зависимости от пористости и минералогического состава. Излучение цемента и колонны вносит в регистрируемые показания примерно такой же вклад, как пласт; эффект хлоросодержания последнего отрицательный и составляет 20—50 %. По излучению глинистого раствора и корпуса прибора водоносные и нефтеносные пласты разделяются слабо, что свидетельствует о том, что основная часть тепловых нейтронов, выходящих из пласта, поглощается в цементе и колонне и не попадает в прибор. Осолонение цементного камня приводит к заметному увеличению показаний в пластах с 20 %.

В обсаженной скважине доля собственно излучения пласта с пористостью10-20% значительно меньше, чем в необсаженной, и составляет всего 15-45% (вместо 60-70%) в зависимости от условий измерений. Исходя из этого, можно ожидать изменения знака НГМ по хлору при больших значениях т по сравнению с необсаженной скважиной. Наблюдаемый отрицательный эффект в песчанике с т =10% свидетельствует о том, что область инверсий эффекта находится в пределах 12-15%. Этим, в частности, объясняется низкая эффективность НГМ при разделении водоносных и нефтеносных пластов с пористостью ниже 20%.

Дата добавления: 2014-12-29