Задачи нефтегазопромысловой геологии, решаемые на измерений нейтронных характеристик горных пород

С помощью двухзондовых приборов стационарных ННМнт и ННМт определяется пространственный декремент a или непо­средственно пористость (объемная влажность) породы. Из-за влияния скважины величина не совпадает с обратной длиной миграции тепловых нейтронов в пласте (в ННМт).

Анализ результатов математического и физического модели­рования двухзондовой модификации ННМт показал, что вели­чина

оказывается близкой к обратной длине замедления нейтро­нов в пласте (а в некоторых случаях совпадает с ней). Наряду с анализом пространственного распределения тепловых нейтро­нов в однородной среде в двухгрупповом приближении [см. фор­мулу (92)] эти наблюдения послужили основанием для предпо­ложения о совпадении a*(т) с (т) при выборе достаточно больших зондов (Z₁,Z₂).

Декремент пространственного спада показаний прибора a (Z) аддитивен относительно декрементов спада a_k в каждой из зон, взвешенных со своими геометрическими факторами G_k [см. (117)]. Поскольку всегда (исключая случай сухих скважин) , то . Чем больше диаметр скважины, тем силь­нее ее влияние и тем заметнее превышает . При увеличении диаметра прибора влияние скважины ослабевает (благода­ря уменьшению слоя воды вокруг прибора), и уменьшается. С повышением температуры G_c уменьшается и соответственно уменьшается .

Таким образом, совпадение с обусловлено исключи­тельно влиянием скважины и различной скоростью изменения и (зависимости пересекаются); вообще говоря, . Чем сильнее проявляется влияние скважины, тем при большей пористости пласта достигается равенство .

Сравнение расчетных зависимостей и показы­вает, что они различаются на константу С, зависящую от диаметра (и конструкции) скважины и конструкции прибора:

Возможность решения геологических задач путем измерения диффузионных характеристик D и t горных пород основана на том, что некоторые минералы, являющиеся полезными ископаемыми, а также флюиды, насыщающие пласты, характеризуются аномально большими сечениями поглощения или переноса по сравнению с вмещающими породами.

Для типичных пород осадочного комплекса (песчаник, известняк, доломит и т. д.) величина колеблется в пределах . У минералов, включающих такие элементы, как В, Hg, C1, редкоземельные и др., достигает 1 и более.

Для осадочных пород, не содержащих связанной воды и поровой жидкости, величина близка к 0,2 , а для пластовых вод и нефтей — около 2 . Если учесть, что пластовые воды часто содержат соли хлора и отличаются значительно большими сечениями поглощения, чем нефть, то можно указать следующие основные геологические задачи, которые могут быть решены путем измерения параметров диффузии тепловых нейтронов в горных породах.

Определение пористости. Измеряя коэффициент диффузии D (время жизни) нейтронов в породе и зная его величины для скелета и флюида , можно определить пористость :

Здесь предполагается, что все поровое пространство заполнено водой или нефтью. Очевидно, что точность определения тем выше, чем меньше погрешность измерения величин , , и чем больше разность и . Это зна­чит, что точность повышается с увеличением пористости и ве­личины (последнее связано главным образом с уменьше­нием количества связанной воды).

При определении пористости требования к точности определения величины меньше, чем к точности определения и , поэтому может быть получено путем расчета на основании данных об элементном составе скелета.

Определение коэффициента нефтенасыщенности . Если из­вестна величина , то, измеряя среднее время жизни тепло­вых нейтронов t в пласте и зная t _ск (скелета), t _в (пластовой воды) и t _н (нефти), можно в случае, когда (минерализованная вода), определить коэффициент нефтенасыщенности

(10.262)

При данной точности определения величин t _в, t _н, t _ск, t по­грешность определения тем меньше, чем выше пористость пласта, чем больше величина t _ск и чем меньше величина t _в (т. е. чем больше минерализация пластовых вод). По аналогичной формуле можно определить коэффициент газонасыщенности (заменяя на и t _н на t _г).

Величины t _н, t _в, t _ск должны определяться экспериментально на образцах вещества, поскольку расчеты могут привести к зна­чительным погрешностям (при отсутствии данных о концентра­ции аномально поглощающих микропримесей).

Таким образом, для получения величин , по измерен­ным D, t необходимо дополнительно знать , , t _в, t _н, t _ск. Величина может быть вычислена, если известен химиче­ский состав скелета, и t _н — по известной плотности нефти (при нормальных условиях) и ее газовому фактору, t _в — по из­вестной минерализации пластовой воды (по хлору), t _ск целе­сообразно определять экспериментально. Вопросы оценки точ­ности определения петрофизических параметров пласта при до­пустимых погрешностях измерения D и t рассмотрены в работах [80, 81].

Наиболее высокая геологическая эффективность достигается при использовании ИННМ в комплексе с другими геофизическими методами.

По значениям параметров D и t с добавлением еще одного геофизического параметра — интервального времени распро­странения упругих колебаний (или показаний метода рассеян­ного гамма-излучения) однозначно решается задача группиров­ки пластов по литологическому составу. Для оценки литологии пласта по величине кажущейся пористости (определенной в предположении, что порода — известняк) и разделения пластов по характеру насыщения (кажущаяся пористость определена по , D и t в предположении, что пластовый флюид — вода), В. Н. Моисеев предложил следующие критерии.

Критерии разделения пластов по литологическому составу: известняк — доломит — песчаник кварцевый — песча­ник кварцево-полевошпатовый

Критерии разделения пластов по типу флюида: вода - нефть — газ -

Опыт применения этих критериев показал, что эффектив­ность разделения нефтеносных и водоносных пластов не зави­сит от глубины их залегания, а разделение газоносных и водоносных — ухудшается. В обсаженных скважинах для выделе­ния продуктивных пластов по скорости расформирования зоны проникновения используются временные замеры. Критерием неф­теносности, водоносности или газоносности коллектора служит характер изменения со временем параметров D и t: для газо­носного — увеличение D и t; для нефтеносного — постоянное (или слабо меняющееся) t и неизменная величина D; для во­доносного — уменьшение t при неизменном D.

Практический интерес представляло использование корреляцион­ных зависимостей между нейтронными и другими петрофизическими характеристиками горных пород. Д.М.Сребродольский впервые от­метил и изучил связи времен жизни тепловых нейтронов t с удельным элект­рическим сопротивлением горных пород , их плотностью и скоростью распростра­нения упругих колебаний, а также с естествен­ной радиоактивностью.

В неглинистых (или слабоглинистых) породах удельное электрическое сопротивление и время жизни тепловых нейтро­нов при фиксированной пористости определяются главным обра­зом хлоросодержанием пластовой жидкости, поэтому между па­раметрами и (декремент временного спада) существует довольно тесная коррелятивная связь. В работе [24] сопоставле­ны значения кажущегося сопротивления и t для нефтегазонасыщенных пород продуктивных отложений месторождений Украины. Значения t получены по диаграммам ИННМ, значения — по данным БЭЗ; между величинами t и установлена линейная зависи­мость. При равномерном распределении глины (например, в ви­де глинистого цемента) аналогичная линейная зависимость, по-видимому, должна сохраниться и для глинистых песчаников; с увеличением глинистости величины и t будут умень­шаться.

Измеряемая величина определяется выражением (108) с заменой на . Если предположить, что, несмотря на различие глубинностей исследования, ИННМ и БЭЗ определяют одинаковую водонасыщенность , то величину можно исключить с помощью уравнения Дахнова — Арчи

(10.263)

где а, т, п — коэффициенты; , — удельные электрические сопротивления пластовой воды и породы. Для неглинистых пластов [94]

(10.264)

Рис.10.4. Поле корреляции I (ИННМ) - по разрезу скважины одного из место­рождений Азербайджана (по Л.А.Путкарадзе). 1 –опорные пласты; 2 — испытуемые пласты, не изменившие первоначального насыще­ния; 3 — испытуемые (нефтеносные) плас­ты, обводнившиеся в процессе разработки залежи

т. е. при фиксированной пористости есть линейная функция (соответственно время жизни t линейно относительно ).

Линейная корреляция между и t описана, в частности, для газоносных пластов [11]. При этом показано, что изменение и t обусловлено изменением газонасыщенности (через водородосодержание).

На рис. 71 приведено сопоставление показаний ИННМ и по данным БЭЗ для пластов, сохранивших и изменивших первоначальное насыщение в процессе разработки месторождения. Для пластов первой группы связь между I (ИННМ) и описывается уравнением линейной регрессии I (ИННМ) = а+b с коэффициентом корреляции от 0,85 до 0,95 (по разным скважинам). Коэффициенты (а,b) этого уравнения вычисляются по пластам, характер насыщения которых заведомо не изменился по геологическим данным и видимой корреляции между и I (ИННМ). В коллекторах, обводнившихся пластовыми или смешанными водами, корреляция нарушается тем сильнее, чем выше степень обводнения [65].

Время жизни тепловых нейтронов зависит не только от величины микроскопических сечений поглощения элементов, входящих в состав породы, но и от ее плотности. Плотность минералов и горных пород изменяется в значительно более узких пределах, чем сечения поглощения тепловых нейтронов, вследствие чего влияние плотности на величину времени жизни не является определяющим. Однако в том важном случае, когда емкостное пространство осадочных горных пород насыщено пластовой жидкостью, может наблюдаться определенная зависимость между t и . Объемное содержание т флюида в породе (при полном насыщении флюидом емкостного про­странства) связано с плотностью скелета , породы и флюида соотношением

(10.265)

Поскольку времена жизни тепловых нейтронов в скелете породы и флюиде обычно заметно различаются, то в коллекторе величина t определяется теми же факторами, что и ее плотность. Этим объясняется наличие корреляции между и для коллекторов, содержащих воду, нефть и газ.

Скорость распространения упругих колебаний вгорных породах зависит от тех же факторов, что и время жизни тепловых нейтронов: от минерального состава ске­лета породы, количественного содержания и типа флюида, за­полняющего емкостное пространство. Общность факторов, опреде­ляющих и t, обусловливает корреляционную связь между эти­ми параметрами.

Коэффициент пористости породы может быть выражен через скорость распространения продольных волн в породе , скелете , а также в жидкости (флюиде) , заполняющей ее поры, с помощью формулы средних времен:

(10.266)

Через соответствующие декременты (времена жизни) вы­ражается аналогично:

(10.267)

Аналогичная формула справедлива и при замене на соответст­вующие величины D — коэффициенты диффузии тепловых нейт­ронов в породе, скелете и флюиде.

Сравнивая приведенные выше выражения для одного и того же пласта, получим

(10.268)

где А и В — постоянные величины (при неизменной литологии, пластов, обусловливающей постоянство , , ).

Если диаграммы ультразвукового метода и декремента за­тухания «нормализованы» так, что совпадают в пластах, насы­щенных минерализованной жидкостью, то расхождение этих диаграмм позволяет выделить нефтеносные (или опресненные) пласты.

Тесная коррелятивная связь между и наблюдается в нефтяных пластах с большим коэффициентом нефтенасыщения, поскольку в этом случае влияние на величину связанной минерализованной воды незначительно. Наличие в пластовых во­дах солей угольной и серной кислот не вызывает нарушение связи между и .

Коррелятивная связь между временем жизни тепловых нейт­ронов и скоростью распространения упругих волн обеспечивает возможность оценки по результатам измерения последней на образцах пород терригенного комплекса.

Д. М. Сребродольский показал возможность использования этой связи для составления скоростной характеристики геологического разреза, весьма полезной при интерпретации данных сейсморазведки.

Рис.10.5.Разделение нефтеносных и водоносных пластов комплексом методов - ИННМ+­ГМ+­ННМТ. Декремент определен по ИННМ и исправлен за изменение пористости по данным НИМт-50; Кгл определен по данным ГМ (по Я. Н. Басину, Н. К. Кухаренко и др.). 1 — 3 — водоносные, нефтеносные и плотные глинистые пласты.

Рис.10.6. Поле корреляции показаний ИННМ-700 и гамма-метода в безрудной части разреза скважины. Уравнение регрессии: декремент I (ИННМ) = 13,53—1,29; коэффициент корреляции r=-0,99; погрешность уравнения регрессии (по Л.А.Путкарадзе).

В глинистых породах возможна корреляция между величи­ной и естественной радиоактивностью. Наличие этой связи обусловлено, главным образом, сравнительно большим сечением поглощения тепловых нейтронов калием, присутствием железистых алюмо­силикатов, ассоциацией бора с глинистыми минералами калия. Из определения следует, что зависимость от объемной глинистости для пластов различной глинистости, но оди­наковых пористости и насыщения должна быть линейной. Эта зависимость может быть использована для внесения поправки в показания ИННМ за изменение глинистости.

На рис. 72 представлен корреляционный график сопоставле­ния величины , с глинистостью по результатам измерений в од­ной из скважин Мегионского месторождения. Для разделения пластов на нефтеносные и водоносные (и определения положе­ния ВНК) на корреляционном графике проведены опорные ли­нии по точкам, соответствующим группам пластов известного (одинакового) насыщения. Повышение содержания тонкоди­сперсной фракции в породе, как правило, повышает ее есте­ственную радиоактивность. Появление в породе элементов-по­глотителей нейтронов, генетически не связанных со скоплениями естественных радиоактивных элементов, не влияет на , но на­рушает корреляцию между показаниями ИННМ и гамма-мето­да. Корреляция показаний ИННМ и гамма-метода (рис. 73) по­ложена, например, в основу методики выделения и количествен­ной оценки интервалов ртутного оруденения в разрезах сква­жин [68].

Иллюстрацией эффективного использования отмеченной вы­ше корреляции I (ИННМ) и (БЭЗ) (см. рис. 71) может служить методика оценки нефтенасыщенности, разработанная Л. А. Путкарадзе, суть которой состоит в следующем.

Для величин , измеренных в нефтеносном коллекторе при начальном и текущем нефтенасыщении, при отсут­ствии свободного газа справедливы соотношения:

(10.269)

(10.270)

где величины определяются макросечениями поглоще­ния тепловых нейтронов солями, растворенными в связанной во­де, и солями, растворенными в воде, вытесняющей нефть; — коэффициент остаточной водонасыщенности (связанная вода); — изменение коэффициента нефтенасыщенности коллектора в результате частичного замещения нефти водой за время между двумя измерениями.

При низкой минерализации пластовых вод кроме того, поэтому

С другой стороны,

где — показания ИННМ при начальном и текущем нефтенасыщении; t — время задержки.

Количественная оценка нефтенасыщенности коллекторов peaлизуется алгоритмом

( в долях объема пор) или

где — в долях первоначальной нефтенасыщенности; — ус­ловное среднее значение I, прогнозируемое уравнением регрессии I ().

Обычно сведения о величине для каждого конкретного пласта отсутствуют, поэтому целесообразно вычислять величину , характеризую­щую относительные изменения коэффициента нефтенасыщенности. Результат интерпретации по описанному алгоритму представляется в виде гистограммы которая используется для выбора интервала перфорации.

Использование корреляционных связей при комплексном изу­чении продуктивных коллекторов с помощью промыслово-геофизических исследований, проводящихся в открытом стволе и обсаженной скважине, позволяет оценивать коллекторские свой­ства пород (пористость, проницаемость, глинистость), опреде­лять насыщенность коллектора пластовыми флюидами, разде­лять в разрезе нефтеносные и газоносные зоны, устанавливать степень выработанности продуктивных горизонтов по оценке те­кущей нефтенасыщенной и обводнившейся мощностей, просле­живать текущее гипсометрическое положение в разрезе водонефтяного (газоводяного) и газонефтяного контактов, контроли­ровать результаты солянокислотной обработки пластов.

Дата добавления: 2014-12-29