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 ak в каждой из зон, взвешенных со своими геометрическими факторами Gk [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 Gc 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 tск (скелета), tв (пластовой воды) и tн (нефти), можно в случае, когда (минерализованная вода), определить коэффициент нефтенасыщенности
(10.262)
При данной точности определения величин tв, tн, tск, t погрешность определения тем меньше, чем выше пористость пласта, чем больше величина tск и чем меньше величина tв (т. е. чем больше минерализация пластовых вод). По аналогичной формуле можно определить коэффициент газонасыщенности (заменяя на и tн на tг).
Величины tн, tв, tск 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 , , tв, tн, tск. Величина может быть вычислена, если известен химический состав скелета, и tн — по известной плотности нефти (при нормальных условиях) и ее газовому фактору, tв — по известной минерализации пластовой воды (по хлору) , tск 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: 2020-08-31; просмотров: 464;