Физическая эквивалентность горных пород и пластовых флюидов по нейтронным свойствам

Результаты теоретических расчетов нейтронных характери­стик горных пород можно непосредственно использовать для оп­ределения в реальной системе прибор — скважина — пласт изме­нений показаний нейтронных методов, обусловленных измене­ниями минерального состава скелета пласта, его плотности, гли­нистости, концентрации элементов-поглотителей, водо-, нефте-и газонасыщенности. Возможность такого эффективного исполь­зования нейтронных характеристик обусловлена принципом фи­зической эквивалентности горных пород и пластовых флюидов.

Принцип физической эквивалентности можно сформулиро­вать следующим образом: при фиксированных технических ус­ловиях измерений в скважине породы, имеющие различный со­став и петрофизические параметры (, , , , и т. д.), отмечаются одинаковыми показателями, если совпадают их нейтронные характеристики.

Поля излучения в сравниваемых системах могут оставаться физически эквивалентными и при изменении нейтронных харак­теристик этих систем. В таких случаях в соответствии с принципом подобия трансформируются по известному правилу гео­метрические размеры и параметры всех зон [15].

Способ моделирования, основанный на физической эквива­лентности пород, впервые был предложен и применен Е. И. Крапивским и А. А. Бремом [49]. Эти исследователи показали, что при экспериментальных исследованиях можно добиться совпа­дения нейтронных свойств породы (L_s, P_a, D, t) с натурной мо­делью, добавляя в насыпную среду-наполнитель (кварцевый пе­сок, мраморную муку) вещества, хорошо рассеивающие (вода, парафин, полиэтилен, бериллий, углерод) и поглощающие (бор, литий, ртуть и др.) нейтроны, а также изменяя плотность мо­дельной среды добавлением специальных утяжелителей (свинцовой или чугунной дроби, барита, галенита и т. д.). Соотноше­ние компонентов модельной смеси подбирается таким образом, чтобы ее нейтронные характеристики: полный возраст нейтро­нов и вероятность избежать поглощения при замедлении, сече­ния рассеяния и поглощения тепловых нейтронов совпадали с характеристиками изучаемой среды (породы). При одинаковой весовой влажности и плотности сред параметры L_s, , D оказы­ваются близкими. Добавление поглотителей нейтронов позво­ляет добиться совпадения параметров Р_а,t, характеризующих поглощающие свойства.

Изменение водородосодержания (пористости) горных пород существенно влияет на величину нейтронных характеристик, как правило, значительно сильнее, чем изменение их химического состава.

Длина замедления быстрых нейтронов зависит от водо­родосодержания через замедляющую способность (и средний косинус угла рассеяния).

Однако погрешность определения т по величине , обус­ловленная неконтролируемым изменением минералогического состава пласта, может быть значительной. Так, =12 см соответствует песчанику с т = 21 % или доломиту с т =16 %, или ангидриту и известняку с . Соответствующая макси­мальная относительная погрешность определения объемного водонасыщения по длине замедления достигает 30 % отн.

Коэффициент диффузии с изменением минералогического со­става изменяется почти так же, как и длина замедления. Время жизни тепловых нейтронов в первую очередь определяется кон­центрацией сильно поглощающих элементов. При малых кон­центрациях аномальных поглотителей на величину t оказывает заметное влияние также водородосодержание породы.

Из анализа нейтронных характеристик и закономерностей поля излучения в системе скважина — пласт следует, что при количественном определении водородосодержания (водо-, нефте- и газонасыщенности) стационарными методами нейтронометрии скважин критерием физической эквивалентности служит совпадение длин замедления нейтронов в пласте (для ННМнт) или длин миграции тепловых нейтронов (для ННМт). Обосно­ванность этого вывода можно проиллюстрировать результа­тами прямых расчетов методом Монте-Карло, выполненных Ф. X. Еникеевой и Б. К. Журавлевым для различных литотипов при реальной скважинной геометрии (рис. 74), а также экспериментальными данными зарубежных исследователей (рис.75) для одозондового (а) и двухзондового (б) приборов.

В системе скважина-пласт длина переноса захватного гамма-излучения для нейтронного гамма-метода физического смысла не имеет, ине может служить даже приближенным критерием физической эквива­лент­ности пластов раз­личного состава. При одинаковых { , , }разные зоны в систе­ме прибор — скважина—пласт могут сильно различаться по величине излучающей способности и соотношению вкладов в ре­зультирующую зависимость . Если основной вклад дает излучение скважины (например, при регистрации жесткого гамма-излуче­ния с кадмиевым фильтром, усиливающим поглощение тепловых нейтронов в корпусе прибора), то длина миграции тепловых нейтронов может служить приближенным критерием физической эквива­лентности и для НГМ.

Рис.10.7. Обратные величины показаний ННМнт и ННМт (в единицах пока­заний в пресной воде) в породах различного состава как функции водонасыщенной пористости, выраженной через длину замедления (для ННМнт, зонд Z= 47,5 см; кривая 1) и длину миграции М (для ННМт, зонд Z = 50 см; кривая 2) (по данным Ф.X.Еникеевой и Б.К.Журавлева, расчет методом Монте-Карло).

Скважина необсаженная, d_c = 200 мм, прибор ДРСТ прижат к стенке скважины.

Шифр кривых: 1 — известняк; 2 — кварцевый песчаник; 3 — доломит; 4 — полимиктовый песчаник.

Еще один тип инверсионного эффекта для нейтронных методов, впервые отмеченный Ю.А.Гулиным (рис.76), можно назвать «эффектом литологической инверсии», поскольку он связан с влиянием минерального состава.

Зависимость показаний нейтронных (ННМнт и ННМт) и нейтронного гамма-метода можно описать экспонентами, декременты пространственного затухания в которых определяются обратными длинами замедления надтепловых или миграции тепловых нейтронов (λ):

Рис.10.8 а,б. Показания однозондового прибора ННМнт (по Г.Эдмундсону и Л.Раймеру) а): 1 – кварцевый песчаник; 2 – доломит; 3 – известняк; 4 – вода; и интерпретационного параметра двухзондового прибора ННМнт (по Г.Скотту, С.Флауму и Г.Шерману) б): 1 –песчаник, 2 – известняк, 3 – доломит, 4 – насыщение пресной водой, 5 – насыщение соленой водой; 6 – газ при различных соотношениях газ/вода. как функция длины замедления нейтронов для различных литотипов. Длины замедления рассчитаны теоретически. Необсаженная заполненная водой скважина диаметром 20 см.

N(z) ~ exp(-z/λ). (10.271)

Пусть в изучаемом геологическом разрезе присутствуют пласты различных литотипов, нейтронные характеристики которых λ изменяются в неперекры­вающихся интервалах. Перенумеруем литотипы пород в последовательности изменения величин λ_i, выберем пласт «опорной литологии» λ_оп и сформируем интерпретационный параметр в виде отношения

N_i(z)/ N_оп(z) ~ exp[z(1/λ_оп-1/λ_i)] ~ exp(zD_i), (10.272)

где через D_i обозначена разность

D_i = 1/λ_оп-1/λ_i. (10.273)

При изменении длины зонда (это управляемый параметр) величина интерпретационного параметра () на диаграмме рис.9.76 будет возрастающей при D_i > 0 или убывающей при D_i < 0, причем скорость роста или убывания определяется величиной модуля |D_i|.

Размер зонда z, см

Рис.10.9.«Литологическая инверсия» показаний ННМ и НГМ (по Ю.А.Гулину). Зависимость относительных показаний ННМ_нт и НГМ от длины зонда в пластах разного минерального состава. 1 и 2 – ангидрит; 3 и 4 – каменная соль; 5 и 6 – пористые известняки; 1,3,5 – НГМ; 2,4,6 – ННМ_нт. За единицу приняты показания в плотных известняках.

Необходимость использования физической эквивалентности пластовых флюидов (воды и газа) впервые возникла в связи с задачей определения газонасыщенности коллекторов по данным нейтронометрии скважин. В случае двухфазного флюида (вода, газ) эффективное водонасыщение неглинистого пласта оп­ределяется соотношением [6]

(10.274)

где р — давление газа; р₀ — давление, при котором плотности ядер водорода в воде и в сжатом газе совпадают (при t = 20 °C для воды без растворенного газа р₀ = 62,3 МПа). Это соотноше­ние устанавливает эквивалентность флюидов по плотности ядер водорода. Однако совпадение не обеспечивает совпа­дения параметров замедления , и длины диффузии тепловых нейтронов, т. е. не является условием физической эквивалентности пластовых флюидов (исключение составляет время жизни тепловых нейтронов, поскольку микросечение поглощения у водорода на два порядка больше, чем у углерода, и на три порядка больше, чем у кислорода). Физическая эквивалентность водородного газа и воды в действительности выполняется при давлении , слабо зависящем от начальной энергии нейтронов.

Поскольку нейтронные и термодинамические характеристики углеводородного и водородного газов различаются, физическая эквивалентность воды (нефти) и природного газа будет иметь место при давлении р₀:

(10.275)

где q — атомная единица массы; R — универсальная газовая по­стоянная; v — числа атомов в молекуле газа; Т — температура; Z — коэффициент сжимаемости; п — ядерная плотность газа; и — соответственно возраст (или площадь миграции) нейтронов в газе и воде (нефти) в пластовых условиях.

При одинаковом водородосодержании (точнее, при физиче­ской эквивалентности флюидов) газоносные и водоносные кол­лекторы не удовлетворяют условию физической эквивалентности, поскольку они отличаются объемом твердой фазы (плотностью). Этот плотностной эффект называют эффектом замещения или экскавационным эффектом [107].

В задачах рудной геологии Е. И. Крапивский предложил при количест­венном определении концентраций нейтронных поглотителей пользоваться понятием эквивалентной концентрации. Эквивалентными называются такие составы и концентрации различных элементов-поглотителей, которым соответствуют одинаковые макросечения поглощения.

Принцип физической эквивалентности и принцип подобия взаимно дополняют друг друга как способы экспериментально­го и теоретического исследования в задачах ядерной геофизики. При ограниченности палеточного фонда и натурных моделей пластов принцип физической эквивалентности позволяет распро­странить имеющиеся эталонировочные зависимости, получаемые в результате математического и физического моделирования, на большое число разнообразных геологических ситуаций, сущест­венно повышая эффективность геологической интерпретации результатов измерений нейтронными методами.

Контрольные вопросы к главам 7-9

1. Какие величины характеризуют взаимодействия излучений с веществом?
2. Каков физический смысл и размерности микро- и макросечений взаимодействий?
3. Назовите типы мишеней, с которыми взаимодействуют нейтроны и гамма кванты в горных породах.
4. Что такое эффективный атомный номер, и что он характеризует?
5. Как связаны физическая, статическая и динамическая аномалии?
6. В чем проявляется разнообразие во взаимодействиях нейтронов и гамма квантов с породообразующими элементами?
7. Применение принципа подобия при натурном моделировании коллекторов нефти и газа.
8. Что характеризует решение уравнения переноса излучения?
9. Что такое индикатриса рассеяния?
10. Каковы условия применимости «возрастного» приближения?
11. Каковы условия применимости уравнения диффузии?
12. В чем смысл одногруппового диффузионного приближения?
13. Чем полный возраст нейтронов отличается от фермиевского?
14. Что такое «радиус замедления» нейтронов?
15. Какие физические закономерности описывает функция Грина нестационарного уравнения диффузии?
16. Какие особенности энергетического спектра нейтронного гамма излучения используются при дистанционном телеметрическом количественном анализе состава и свойств горных пород и насыщающих их флюидов?
17. Объясните характер зависимости показаний интегрального НГМ от концентрации аномального поглотителя.
18. Чем обусловлен эффект инверсии показаний НГМ по хлоросодержанию (минерализации) пластовой воды?
19. «Геометрическая» и «информационная» глубинности исследования, их смысл.
20. Чем обусловлен механизм автоматической помехоустойчивости интерпретационного параметра двухзондового ННМ в отличие от однозондового?
21. Когда показания НГМ на стандартном длинном зонде возрастают с ростом пористости неглинистого гранулярного коллектора?
22. Охарактеризуйте связь декремента временного затухания импульса тепловых нейтронов со временем жизни нейтронов в пласте.
23. Объясните сущность инверсионных эффектов по водородосодержанию, хлоросодержанию, литологии.
24. Какие физические и петрофизические закономерности определяют информативность гамма-спектрометрии при изучении коллекторов нефти и газа?
25. Чем адаптивная технология интерпретации данных ННМ отличается от поправочной?
26. Принцип действия имитаторов пористых пластов.

[1] Восстановление истинных закономерностей изменения полей по интегральным характеристикам. Изв. АН СССР, сер. Геофизич. 1962, №7.

[2] Не вдаваясь в петрохимические детали (существенные при интерпретации данных нейтронометрии), под этим термином здесь и далее понимается водонасыщенная пористость гранулярного коллектора.

[3] Д.А.Кожевников. Атомная энергия. 1964, №,

[4]расcчитано А. И. Пшеничнюком и Б. Е. Лухминским.

[5] В связи с тем, что неправомерно распространение закона рассеяния надтепловых нейтронов в область тепловых энергий.

[6] Для максвелловского спектра.

[7] В Башкирском государственном университете (задача поставлена Ю. А. Гулиным).

[8] Предполагается устойчивость модальных или средних значений распределений пористости по данным межскважинной корреляции.

[9] на которые нормируются результаты расчетов методом Монте-Карло.

[10] Геофизика, 2005, № 4, с. 31 – 37.

[11] Подчеркнем, что приведенные материалы не претендуют на роль инструкции по интерпретации.

[12] Мартьянов И. А., Старцев А. А., Шиканов А. Е., Федына Е. А., Рудов И. В., «Двухкомпонентная модель показаний импульсного нейтронного каротажа», Геоинформатика, М., 1998, № 2, 31 – 34.

Дата добавления: 2014-12-29