ПОПРАВОЧНАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ННМ

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.

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.

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.