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

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%.