Поправочная интерпретация данных ННМ

Поправочная методика была разработана более пятидесяти лет назад, когда теория находилась на эмпирическом этапе своего развития. Определяемым в ней параметром является «нейтронная пористость» или «кажущаяся пористость по известняку» («apparent limestone porosity»). Так называется водонасыщенная пористость чистого кальцита СаСО₃, статические амплитуды показаний в котором при «стандартных» условиях измерений такие же, как в реальной системе скважина-пласт при текущих условиях измерений.

Под «стандартом» понимается совокупность фиксированных значений параметров (характеризующих условия измерений, включая метрологические характеристики аппаратуры), для которых определяется базовая интерпретационная зависимость («палетка»). По базовой зависимости рассчитываются значения «кажущихся» нейтронных пористостей, в которые далее вводится множество поправок за отличия фактических условий измерений от принятых за «стандарт». За таковой принимается гранулярный кальцит без цемента, насыщенный пресной водой, без каверн и глинистой корки на стенке скважины. Скважина диаметром 200 мм необсажена, заполнена пресной водой, прибор прижат к стенке скважины; температура окружающей среды 20^оС, давление 0.1 МПа.

Рис.9.16 Поправочные палетки для приведения значений «кажущейся нейтронной пористости» к текущим условиям измерений (Schlumberger, 1997).

Двухзондовая аппаратура ННМ не содержит принципиально новой элементной базы или новых детекторов. Преимущества обусловлены использованием нового (по сравнению с однозондовой модификацией) интерпретационного параметра A=N₁/N₂— отношения показаний двух зондов. Этот параметр не требует «опорных» пластов и обладает помехоустойчивостью относительно неконтролируемых изменений ряда помех в прискважинной зоне системы скважина-пласт.

Принцип адаптивности нацелен на исключение из числа настроечных параметров таких, которые неизвестны вообще или известны с большой погрешностью. На качественном уровне этот принцип впервые был реализован Ю.А.Гулиным и спецлабораторией МНИ им. И.М.Губкина при определении пористости — по данным нейтронных методов, и глинистости — по данным гамма метода, введением двойного разностного параметра

ΔJ = (J — J_min)/(J_max — J_min),

и двух «опорных» пластов: с минимальным и максимальным водородосодержанием (для ННМ и НГМ), минимальной и максимальной глинистостью (для ГМ), а также Н.Г.Заляевым для разделения коллекторов по литологическому составу (или насыщению) по методике «функциональных преобразований диаграмм».

Широко применяемая до сих пор (и прогрессивная для своего времени) методика настройки алгоритмов интерпретации данных ГИС по «опорным» пластам или их статистическим аналогам[8] обладает принципиальными ограничениями. Во-первых, «опорные» пласты имеются в геологическом разрезе далеко не всегда. Во-вторых, эта методика реализует принцип: «в огороде бузина, а в Киеве — дядька»: объектом изучения является пласт–коллектор, но «опорные» пласты не имеют с ним никакого сходства ни по минеральному составу, ни по условиям образования, и не являются коллекторами. Например, пласт с минимальными водородосодержанием и глинистостью — плотный ангидрит; пласт с высоким водородосодержанием — размытая каверна; пласт с максимальной глинистостью — пласт размытых глин или зацементированная каверна, не имеющие ничего общего с глинистым цементом, заполняющим емкостное пространство коллектора.

Интерпретация данных однозондовых модификаций ННМ всегда сводится к интерполяции между двумя априорно заданными значениями нейтронной пористости. Интерпретатор сам задает динамический диапазон изменения искомой величины, опираясь на имеющуюся геологическую и петрофизиче­скую информацию и собственный опыт. Поэтому дефекты интерпретационного обеспечения однозондовой модификации остаются как бы «замаскированными», и проявляются только в случае двухзондовой, когда «опорные» пласты или их статистические аналоги не используются.

Нейтронная пористость характеризует не только общее водородосодержание (эквивалент «водонасыщенной пористости») породы независимо от того, входит ли водород в состав флюида, или присутствует в молекулярно - или кристаллизационно-связанном состоянии (гидроокислы минералов, гидроксильные группы ОН⁺). Она учитывает также поглощение тепловых нейтронов, которое, занижая показания, проявляется как кажущееся увеличение водородосодержания. Поэтому нейтронная пористость полиминеральных глинистых отложений может не отражать общую.

Базовые палетки (для «стандартных» условий) дополняются многочисленными «поправочными» зависимостями, по крайней мере, для наиболее распространенных геолого-технических условий измерений, отличающихся от стандартных (рис.1, [27]). Поправки необходимо вносить не только за изменение диаметра скважины, но и за отличие от «стандартного» литологического и петрохимического (макро — и микрокомпонентного) состава пород — за присутствие пирита, цеолитов, гидроокислов железа и алюминия, содержаний различных типов глинистых минералов, присутствие аномальных поглотителей — бора, гадолиния, лития, самария, и др. Известно, что микропримеси этих элементов увеличивают макросечение поглощения твердой фазы породы в несколько раз. Учет влияния этих факторов обязателен при количественной оценке пористости. Но, даже располагая поправочными зависимостями за присутствие таких микропримесей, учесть их в принципе невозможно, поскольку неизвестны их содержания в изучаемом пласте. Автоматически действующая помехоустойчивость интерпретационного параметра не распространяется на изменения содержаний элементов-поглотителей. Систематически завышенные значения нейтронной пористости пород свидетельствуют, что помехоустойчивость к помехам ближней зоны не устраняет влияния поглощения тепловых нейтронов в пласте.

В принципе поправочная методика интерпретации данных ННМ, основанная на приведении показаний к стандартным условиям, может быть обоснована достаточно строго. Это означает, однако, что исправляться должны не значения фиктивного параметра («кажущейся нейтронной пористости»), а непосредственно зарегистрированные показания. К дефектам поправочной методики необходимо отнести нарушение условия некоммутативности (неперестановочности) процедур учета технических условий измерений, состава пород, свойств пластовых флюидов и промывочной жидкости посредством внесения поправок в определяемые значения нейтронной пористости. Все поправки предполагаются независимыми, что противоречит закономерностям поля нейтронов в системе скважина-пласт.

Результирующая погрешность определения пористости слагается из погрешностей измерений и погрешностей интерпретации. В свою очередь, погрешности интерпретации слагаются из погрешностей методики интерпретации, погрешностей метрологического обеспечения и погрешностей интерпретационных зависимостей («палеток») и соответствующих алгоритмов.

Метод Монте-Карло позволяет рассчитывать интерпретационные зависимости ННМ для системы прибор-скважина-пласт с очень низкой степенью симметрии, и даже для таких условий, которые в принципе невозможно воспроизвести в лабораторных условиях. Однако при этом к перечисленным выше добавляется еще один недостаток поправочной парадигмы. Она навязывает принципиальные ограничения методике и результативности математического и натурного моделирования. Эти ограничения проявляются в виде целого ряда несоответствий моделируемых условий — условиям скважинных измерений. А именно:

1 ^о. По литологическому составу пород. Физическому и математическому моделированию поправочная методика навязывает литотипы, наиболее далекие от реальных: реальный песчаник моделируется кварцем, реальный известняк — кальцитом, и т.д. Для литотипов полиминеральных карбонатных и терригенных отложений нейтронные характеристики реальных пород, содержащих множество минеральных примесей, различаются значительно меньше, чем у «стерильных» кварца, кальцита, ангидрита и доломита [20].

2 ^о. По петрохимическому составу твердой фазы (матрицы и цемента) коллекторов. Макро- и микрокомпонентный состав влияют на замедляющие (неупругое рассеяние и замедление быстрых нейтронов) и диффузионные свойства пород (через водород в кристаллической решетке минералов и эффекты химической связи при рассеянии тепловых нейтронов, присутствие аномальных поглотителей).

3 ^о. По метрологическим характеристикам. Несоответствие между метроло­гическими характеристиками базисной аппаратуры (принятой за стандарт), для которой получено интерпретационное обеспечение, и той рабочей аппаратуры, результаты измерений которой представлены для интерпретации. В серийном производстве радиометрической аппаратуры из-за колебаний размеров деталей и узлов зондовых устройств при механической обработке, сварке, заливке и расточке фильтров, экранов и коллиматоров, влияния других факторов, практически невозможно создать полностью идентичные приборы.

4 ^о. По толщине пластов. Интерпретационные и поправочные зависимости ННМ-2 рассчитываются для пластов, насыщенных по мощности. Для пластов конечной толщины проявляется эффект, отсутствующий в однозондовых модификациях. Этот эффект — следствие различия глубинностей исследования (вертикальных разрешающих способностей) зондов различной длины, показания которых характеризуют различные участки пласта. Диаграмма интерпретационного параметра A = N₁/N₂ из-за этого эффекта осложнена локальными изменениями амплитуд, или так называемыми «ложными выбросами», по форме напоминающими заячьи уши. Изменения диаметра скважины и появление глинистой корки против коллекторов еще более усложняет форму диаграмм А_1,2 в окрестности границ пластов. Для устранения этого эффекта на диаграммах А необходима специальная цифровая фильтрация.

5 ^о. По учету термодинамических условий залегания. Интерпретационные зависи­мости, а также метрологические характеристики зондов определяются в лабораторных условиях отнюдь не при температурах и давлениях естественного залегания пород на глубинах порядка 3-5 и более км (в частности, при температурах порядка 200^оС). При регистрации тепловых нейтронов показания BF₃ - и He³- детекторов включают не только тепловые, но и надтепловые нейтроны. Соотношение между их вкладами в результирующие показания не остается постоянным. Оно изменяется с изменениями температуры, водородосодержания и макросечения поглощения нейтронов. Поскольку условия термостатирования детекторов неидеальны, из-за температурной зависимости их спектральных и счетных эффективностей метрологические характеристики зондов в процессе скважинных измерений отличаются от измеренных в лаборатории [9].

Таким образом, интерпретационное обеспечение создается для аппаратуры в идеализированных условиях (в случае математического моделирования — для упро­щенных моделей зондовых устройств). Получаемые интерпретационные зависимости применимы только для приборов, метрологически тождественных прибору, для которого создано интерпретационное обеспечение (с которым выполнены натурные измерения, или для которого сделан конкретный расчет, математический эксперимент). При поправочной методике задача метрологического обеспечения сводится к стандартизации аппаратуры (см. п. 3 ^о).

Условия применимости поправочной и адаптивной методик интерпретации данных ННМ показаны в табл.1.

Табл.9.2. Условия применимости поправочной и адаптивной методик.

		Методика интерпретации
Аппаратура	Регистрируемые	Адаптивная	Поправочная
	нейтроны	Скважина	Скважина
		необсажена	обсажена	необсажена	обсажена
“Стандартная”	Надтепловые	ü	ü	ü	Методика
	Тепловые	ü	ü	ü	не обеспечена
Модифици-	Надтепловые	ü	ü	Методика
Рованная	Тепловые	ü	ü	неприменима

Дефекты интерпретационного обеспечения ННМ распространяются как на однозондовую, так и на двухзондовую модификации.

Наибольший объем измерений ННМ в настоящее время проводится в обсаженных скважинах, — при контроле разработки и доразведке месторождений, когда информация об открытом стволе или отсутствует, или недостаточна. Но именно в обсаженных скважинах поправочная методика неприменима.

Дата добавления: 2014-12-29