Інтерпретація даних нейтронного гамма-каротажу

Контрольні питання

1. Чим обумовлена висока природна радіоактивність глинистих порід?

2. В яких одиницях вимірюється природна радіоактивність?

В даний час у промисловому масштабі в нафтових і газових свердловинах виконуються дослідження: нейтронним гамма-методом НГК в однозондовому варіанті (апаратура ДРСТ-3-90 і СП-62) із зондом НГК-60, нейтрон-нейтронним методом по теплових нейтронах ННК-Т в однозондовому варіанті (апаратура ДРСТ-3-90) із зондом НК-Т-50; нейтрон-нейтронним методом по теплових нейтронах у багатозондовому варіанті (апаратура К-7) і двозондовому варіанті (апаратура РК4-841, РКС-2 і РКС-3).

Матеріали цих досліджень використовуються для літологічного розчленовування розрізу свердловини, виділення продуктивних колекторів, визначення коефіцієнта загальної пористості порід K _{п заг}.

Визначення коефіцієнта пористості виконується відповідно до положень методичного керівництва, яке складене для конкретного виду апаратури. Незважаючи на деякі відмінності прийомів, що рекомендуються в цих посібниках, усі вони дають єдину логічну схему, яка складається з виконання різних процедур для одержання на підставі результатів виміру величин I _ng, I _nn значення K _{п заг}.

Розглянемо основні етапи інтерпретації діаграм, які отримані за допомогою зондів НГК-60 і НК-Т-50.

Залежність показів I_ng і I_nn від водневого індексу середовища. Покази I _ng на діаграмі НГК і I _nn на діаграмі НК-Т у розрізах нафтових і газових свердловин визначаються, в основному, об’ємним вмістом водню С _H у породах. Як еталонне середовище із С _H=1 прийнята дистильована вода при атмосферних умовах (р =0.1 МПа, t =20°С). Вміст водню в інших середовищах, зокрема, у гірських породах, характеризують водневим індексом і позначають w або ВІ. Водневий індекс w визначає відношення об’ємного вмісту водню С _{H х} у даному середовищі до об’ємного вмісту його у воді :

. (9.1)

Величину w можна розглядати як об’ємний водневий вміст або об’ємну вологість середовища.

Покази приладу НГК I _ng або НК-Т I _nn в еталонному середовищі приймаються за одиницю і позначаються “ умовною одиницею ”. Всі об’єкти, які досліджуються в розрізах свердловин нейтронними методами, звичайно мають w <1. Основою кількісної інтерпретації діаграм НГК, НК-Т є залежності показів I _ng, I _nn, які виражені в умовних одиницях, від величини w. Для побудови залежностей використовують відношення I _ng= I _ng/ I _{ng ет}, I _nn= I _nn /I _{nn ет}, де: I _ng, I _{ng ет} – швидкості рахунку в досліджуваному та еталонному середовищах при дослідженні НГК; I _nn, I _{nn ет} – аналогічно при дослідженнях НК-Т. Ці залежності отримані на природних моделях для стандартних умов: порода – чистий вапняк із густиною скелету d _ск=2,71 г/см³, насичена прісною водою з густиною d _в=1 г/см³ і мінералізацією С _в=3 г/л, свердловина заповнена такою ж водою. Для цих умов параметр w дорівнює коефіцієнту загальної пористості K _п, тому на палетці приведені залежності I _ng, які виражені в умовних одиницях, від lgK _п для різних d _c=const. Залежності I _ng= f (K _п) випологуються в області низьких (K _п<5%) і високих (K _п>25%) значень коефіцієнта пористості. Залежності I _nn= f (K _п) виглядають так само, як і залежності I _ng= f (K _п) (Рис. 9.1).

Залежності на рисунку 9.1 є еталонними. Ними можна користуватись для визначення K _п за відомою величиною I _ng або I _nn тільки для умов, при яких вони отримані. Якщо умови в свердловині (густина і мінералізація бурового розчину, наявність глинистої кірки) і в пласті (склад і густина мінерального скелету, мінералізація пластової води) відрізняються від еталонних, то шукана величина K _п розраховується за формулою

, (9.2)

де K _п^** – уявний (ефективний) коефіцієнт пористості; D K _п – сумарне виправлення в значення K _п^**, яке враховує вплив технічних умов і відмінність літології досліджуваного пласта від чистого вапняка, який використовується в еталонній моделі.

Величину D K _п можна виразити сумою:

, (9.3)

де кожен доданок суми може мати знак «+» або «-». Ця сума звичайно розбивається на дві складові, з яких одна забезпечує врахування технічних умов вимірювання, інша – врахування літології породи.

Розглянемо послідовність процедури кількісної інтерпретації діаграм НГК і НК-Т, які отримані за допомогою відповідних однозондових приладів.

Визначення границь пластів. Границі пластів з аномальними показами відносно вміщуючих порід I _ng, I _nn (максимум або мінімум) визначають за правилом, яке використовується при інтерпретації діаграм ГК, а саме: границі пластів-колекторів за даними НГК або НК-Т проводяться по точках, які лежать на середині аномалії даної кривої.

Зняття показів. Покази із діаграм НГК, НК-Т знімають так само, як і з діаграм ГК: 1) у потужних пластах з h > V · t /1200, знімається середнє значення I_{n γ.ср}, за винятком зони товщиною h = V · t /1200, де покази спотворені інерційністю радіометра; 2) у пластах з 1< h < V · t /1200 максимальне або мінімальне.

Врахування впливу інерційності радіометра або приведення показів I_nγ до умов пласта необмеженої товщини виконується так само, як і при інтерпретації діаграм ГК. Виправлене значення I _¥ у пласті розраховують за формулою:

, (9.4)

де I_{nγ .n}, I_{nγ. вм} – інтенсивності, які реєструються напроти пласта і вміщуючих порід, ум.од; n – поправочний коефіцієнт (завжди n £1), який визначається за палеткою (Рис. 9.2) для заданих h і V · t.

Врахування впливу фону природної радіоактивності виконується тільки при інтерпретації діаграм НГК, оскільки при реєстрації діаграм НК-Т вплив природної радіоактивності порід відсутній. Розраховується різниця:

, (9.5)

де I _ngp, I _gp – зареєстровані покази НГК, ГК, які виправлені за вплив інерційності радіометра; k – відношення ефективності рахунку в каналах ГК і НГК. Для приладів з газорозрядними лічильниками величина k визначається відношенням кількості лічильників у каналах ГК, НГК і складає 0,5. Для ДРСТ-1 k =0,3-0,35, для ДРСТ-3 k =0,15. Дана поправка вводиться при умові, що криві ГК та НГК реєструвались в однакових одиницях вимірювання (імп/хв).

Визначення коефіцієнта нейтронної пористості K _пn. Першим кроком цього етапу є відновлення шкали I_{n γ} в умовних одиницях, використовуючи покази НК від опорних пластів розрізу свердловини. Найчастіше використовують опорні пласти, у яких покази НК максимальні (I_{nγ .mах}) і мінімальні (I_{nγ .min}). Значення I_{nγ .mах} характерні для щільних пластів-вапняків з К _п=1-2 %, а також ангідриту, у якого К _п < 1 %. Значення I_{nγ .min} характерні для глинистих пластів, які відмічаються на кавернограмі перевищенням d_c над d _н; для них вводять поняття еквівалентної нейтронної пористості К _{пn екв} із найбільш ймовірним значенням 40 %. Бажано, щоб пласти з I_{nγ .mах} і I_{nγ .min} були не одинарними в досліджуваному інтервалі розрізу і присутні у різних його ділянках та дозволяли б провести на діаграмі НК лінії стійких значень I_{nγ .mах}, I_{nγ .min}, які рівнобіжні осі глибин. На діаграмі НК-Т дані лінії проводять відповідно до показів у щільних пластах і розмитих глинах, на діаграмі НГК за показами в цих же пластах, які виправлені за вплив гамма-фону. На шкалі w фіксують точки із значеннями w =40 % і w =1 %. Шкала I_nγ в умовних одиницях переводиться у шкалу подвійного різнецевого параметра D I _ng або D I _nn:

(9.6)

де I _{ng x} і I _{nn х} – відповідно покази НГК (без впливу гамма-фону) і НК-Т напроти досліджуваного пласта.

Величини D I _ng і D I _nn змінюються від 0 у пласті розмитих глин до 1 у щільних породах. Побудувавши шкалу D I _ng або D I _nn, складають шкалу w, використовуючи для цього відповідну палеточну криву так, як це показано на рисунку 9.3.

Потім, розраховуючи в кожнім пласті, який підлягає інтерпретації, параметр D I _{ng х} або D I _{nn х}, за допомогою графіка (Рис. 9.3) знаходять відповідне значення K _пn. При розрахунку D I _ng, D I _nn у значення I _{ng х}, I _{nn х} вводиться поправка тільки за відмінність d _c від d _н у відповідних пластах.

Врахування впливу технічних умов вимірювання в свердловині – d _р і С _р, d _c, h _гк (при наявності кірки), р і t – виконується шляхом наступної процедури:

, (9.7)

де K ^*_пn – уявна нейтронна пористість, яка знайдена до введення поправки за технічні умови вимірювання; D K _п – сумарне виправлення в значення K ^*_пn, що враховує вплив технічних умов; K _пn – коефіцієнт нейтронної пористості (нейтронна пористість) пласта з врахуванням поправки. Величина D K _п є сумою виправлень:

, (9.8)

які знаходять за спеціальними палетками або номограмами.

Значення K _пn наносять на діаграму у виді площадок напроти окремих проінтерпретованих пластів або у виді безперервного ступінчастого графіка в інтервалі розрізу, де проводиться інтерпретація даних ГДС.

Отримане значення K _пn відповідає шуканому параметру K _{п заг} тільки в розрізі, який представлений чистими вапняками. Для карбонатного розрізу, що містить крім вапняку пласти доломіту і доломітизованого вапняку, карбонатних порід із значним вмістом сульфатів; для теригенного розрізу; для розрізів із значним вмістом елементів з аномальними нейтронними властивостями при визначенні величини K _{п заг} потрібно вводити в значення K _пn виправлення за літологію.

Врахування впливу літології породи при визначенні K _{п заг} проводиться за допомогою наступної формули:

, (9.9)

де D K _{п i} – виправлення, що враховує вплив i-го фактора. На практиці врахування найважливіших літологічних факторів, що викликають розбіжність між K _пn і D K _{п заг}, ведеться окремо.

Врахування вмісту елементів з аномальними нейтронними властивостями. Найбільш розповсюдженими елементами з аномальними нейтронними властивостями, які є присутніми у розрізах нафтових і газових родовищ, є бор В і залізо Fe, якщо не враховувати хлору в складі хлоридів пластової води. Бор входить до складу глинистих мінералів, залізо до складу піриту, а також хлориту, сидериту, лімоніту, гематиту і магнетиту, які зустрічаються в розрізах теригенних відкладів. Складено спеціальні палетки, за допомогою яких знаходять поправку D K _i у значення K _пn для відомих K _пn і вміст у породі В або Fe. Зневажаючи вмістом В і Fe при переході від K _пnдо K _{п заг} приводить до систематичного завищення K _{п заг}.

Дата добавления: 2013-12-14