Импульсные нейтронные методы

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нейтронными методами исследования разрезов скважин с использованием стационарных ампульных источников нейтронов, когда горная порода непрерывно облучается потоком быстрых нейтронов, изучается постоянный во времени процесс взаимодействия нейтронов с породой, результаты которого фиксируются или по плотности надтепловых нейтронов ННМ-НТ, или по плотности тепловых нейтронов ННМ-Т, или по интенсивности гамма-излучения радиационного захвата НГМ. При этом теряется информация о поведении нейтронов или гамма-квантов во времени и, таким образом, затрудняется или почти полностью исключается возможность раздельного изучения отдельных процессов взаимодействия исследуемых частиц с горной породой. Это снижает общую информативность этих методов. От указанного недостатка свободны методы, основанные на переменном (импульсном) нейтронном поле.



1. Физические основы импульсных нейтронных методов

При импульсных нейтронных методах исследования скважин горная порода облучается кратковременными потоками быстрых нейтронов длительностью ?ф, следующими один за другим через определенные промежутки времениф (рис. 1). Через некоторое время ф₃ (время задержки) после окончания генерируемого нейтронного импульса в течение времени ?ф_зам (временное окно) производится измерение плотности нейтронов n_nф или продуктов их взаимодействия с горной породой. Последовательно изменяя ф₃ при постоянном?ф_зам, можно получить зависимость плотности нейтронов от интенсивности радиационного гамма-излучения от ф₃

Рис.1 Схема, поясняющая принцип измерений импульсными методами

При помощи импульсных нейтронных методов можно изучить:

Зависимость плотности нейтронов n или интенсивности вторичного гамма-излучения Inот времени t, измеряя nТ и In в различное время t (задержка) после окончания импульса нейтронов.

Закономерности взаимодействия нейтронов с веществом в фиксированный момент времени t, регистрируя элементарные частицы в течении промежутка ?t.

Таким образом, исследуется не только пространственно-энергетическое, но и временное распределение нейтронов в скважине, пересекающей исследуемый пласт, после окончания импульса быстрых нейтронов. Интерпретируя такого рода зависимости интенсивности исследуемых частиц от времени по соответствующим методикам, можно получить нейтронные характеристики пород по разрезу скважины.

При переменном нейтронном поле процессы замедления и диффузии нейтронов происходят, грубо говоря, последовательно и могут быть исследованы раздельно, в зависимости от времени задержки, прошедшего с момента испускания нейтронов источником. Время замедления быстрых нейтронов (10--10²мкс) характеризует водородосодержащие горных пород. Время диффузии тепловых нейтронов (10²--10⁴мкс) определяется водородосодержанием и наличием в среде ядер с большим сечением захвата тепловых нейтронов (в частности, содержанием хлора в пластовой жидкости).

В силу большого различия во временах замедления быстрых нейтронов и диффузии тепловых нейтронов с увеличением вре¬мени задержки регистрируемая плотность тепловых нейтронов однозначно определяется только поглощающими нейтронными свойствами среды. При малых временах задержки плотность тепловых нейтронов определяется замедляющими нейтронными свойствами среды.

В зависимости от того, какие ядерные реакции взаимодействия нейтронов с горной породой используются, какие при этом элементарные частицы регистрируются и при каких временных задержках исследуются импульсные нейтронные поля, различают: импульсный нейтрон-нейтронный метод по надтепловым нейтронам (ИННМ-НТ), импульсный нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам (ИННМ-Т), импульсный нейтронный гамма-метод радиационного захвата (ИНГМ), спектрометрический импульсный нейтронный гамма-метод радиационного захвата (ИНГМ-С), импульсный нейтронный гамма-метод неупругого рассеяния нейтронов (ИНГМР), импульсный нейтронный гамма-метод наведенной активности (ИНГМ-НА), импульсный нейтрон-нейтронный метод резонансного поглощения тепловых нейтронов (ИННПМ-Т). Импульсный нейтрон-нейтронный метод по надтепловым нейтронам в практике геологоразведочных работ не нашел применения.

2. Импульсный нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам

Наиболее широко применяется импульсный нейтрон-нейтронный метод, при котором регистрируется плотность тепловых нейтронов.

Пространственно-временное распределение плотности тепловых нейтронов от импульсного источника быстрых нейтронов определяется нейтронными параметрами исследуемой среды, зависящими как от коэффициента диффузии горных пород D и среднего времени жизни тепловых нейтронов ф_n, так и от длины замедления L₃ , характеризующей их замедляющие свойства. Таким образом, данные импульсногонейтрон-нейтронного метода несут в себе информацию о водородосодержании пород - через коэффициент диффузии и длину замедления, о содержании в породах элементов с повышенными сечениями захвата у₃ - через среднее время жизни тепловых нейтронов.

Величина коэффициента диффузии различных пород варьирует в относительно небольших пределах (0,4*10^-5 - 3*10^-5 см²/с), зависит главным образом от водородосодержания и не зависит от минерализации пластовых вод.

Среднее время жизни тепловых нейтронов горных пород пределяется их поглощающими свойствами и изменяется значительно больших пределах (4,6 - 1065 мкс),чем коэффициент диффузии.

В общем случае двух сред с разным водородосодержанием (D₁ ?D₂) и с разными поглощающими свойствами, т.е. среднее время жизни тепловых нейтронов первой среды ф_n1не равно ф_n2 второй среды на заданном расстоянии от источника, отношение плотностей тепловых нейтронов этих сред приблизительно равно:



Величина n₁/n₂в большей степени зависит от поглощающих свойств горных пород, чем от замедляющих, что и находит свое отражение при использовании ИННМ-Т для изучения разрезов скважин. Основной замеряемой величиной в ИННМ-Т является среднее время жизни тепловых нейтронов. Из формулы (1) следует, что, изменяя время задержки, можно получить сколь угодно различающиеся значения плотности нейтронов (рис. 2) против нефтеносного и водоносного пластов. В этом одно из основных преимуществ импульсного нейтрон-нейтронного метода.

Рис.2. Определение ВНК в песчаном коллекторе по диаграммам ИННМ-Т и ННМ-Т с разными задержками. 1 - нефтеносный песчаник; 2 - водоносный песчаник. Штриховые кривые -контрольные замеры.

Радиус зоны исследования ИННМ-Т определяется водородосодержанием среды и временем задержки: . С повышением водородосодержания среды уменьшается коэффициент диффузии тепловых нейтронов и, следовательно, радиус исследования. С увеличением времени задержки непрерывно возрастает глубинность ИННМ-Т, но падает скорость счета импульсов, что приводит к большим статистическим погрешностям измерений.

Благодаря большой энергии нейтронов, испускаемых скважинным генератором нейтронов (до 14 МэВ), при соответствующем выборе времени задержки (1000--1200 мкс) радиус исследования ИННМ-Т (60--80 см) намного превышает глубинность нейтронных методов с ампульными нейтронными источниками. В этом существенное преимущество ИННМ-Т.

Размер зонда оказывает влияние на расчленяющую способность ИННМ-Т против маломощных пластов и точность определения среднего времени жизни тепловых нейтронов. Длина зонда равна расстоянию от мишени генератора нейтронов до середины индикатора. Точка записи условно относится к мишени прибора. При работе в нефтяных скважинах используется зонд длиной =30 см, в газовых скважинах - зонд с =50 см.

Влияние на величину плотности тепловых нейтронов в ИННМ-Т положения прибора в скважине относительно ее оси, обсадной стальной колонны и цементного кольца, зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости и других факторов подчинено примерно тем же законам, что и в стандартной модификации ННМ-Т. Однако при достаточно больших временах задержки на характере временного распределения плотности тепловых нейтронов скважинные условия почти не сказываются.

3. Аппаратура и методика исследований ИННМ-Т

Наиболее современной аппаратурой импульсных нейтронных методов исследования нефтяных и газовых скважин является импульсный генератор нейтронов ИГН-4, состоящий из скважинного прибора и наземной аппаратуры, включающей панель управления и блок пересчета (рис.3).



Рис.3Блок-схема аппаратуры импульсных нейтронных методов ИГН-4

Скважинный прибор состоит из блока генератора нейтронов и электронного блока. Блок генератора нейтронов представляет собой герметизированный контейнер с ускорительной трубкой 2и высоковольтным трансформатором 1, заполненный изоляционной кремнийорганической жидкостью. В электронном блоке для регистрации тепловых нейтронов размещены восемь параллельно включенных пропорциональных счетчиков 3, заполненных трехфтористым бором, импульсы которых после усилителя 4, формирователя 5и смесителя 7 вместе с маркерными импульсами по трехжильному геофизическому кабелю поступают на панель управления. Блок 6служит для управления ускорительной трубкой УГК-1.

В селекторе 9панели управления производится разделение счетных и маркерных импульсов.

Счетные импульсы поступают в канал интегрального счета 10и на выходы четырех дифференциальных каналов 11-14. Маркерные импульсы, отмечающие начало каждого нейтронного импульса, служат для запуска схем «задержки» и временного «окна» каждого дифференциального канала. Выходные импульсы каналов, преобразованные с помощью интенсиметров в постоянный ток, записываются в виде геофизических диаграмм фоторегистраторами серийных геофизических станций. В панели управления размещаются также устройства управления работой скважинного прибора.

Счет импульсов в каналах панели управления производится с помощью пятиканального блока пересчета, содержащего транзисторные пересчетные декады и электромеханические счетчики.

Работа скважинного прибора контролируется осциллографом VIгеофизической станции, на экране которого можно наблюдать счетные и маркерные импульсы.

Питание аппаратуры осуществляется от унифицированного выпрямителя УВК-2 {IV) и унифицированного генератора УГ-1 (V) через фильтр 8.

Наземное оборудование выполнено в виде отдельных блоков, которые размещаются в типовых стойках серийных геофизических станций. Обмен командами управления и информации между наземным оборудованием и скважинным прибором и питание глубинного прибора обеспечиваются с помощью трехжильного геофизического кабеля 15.

Принцип действия аппаратуры основан на облучении горных пород импульсами быстрых нейтронов и анализе временного распределения плотности тепловых нейтронов в зависимости от характера насыщения и элементного состава горных пород.

Основными конструктивными узлами генераторов нейтронов являются ускорительная трубка и источник питания высокого напряжения (рис.4).

Рис.4 Принципиальная схема генератора нейтронов



Ускорительная трубка представляет собой стеклянный баллон, заполненный дейтерием (изотопом водорода ²Н). Ионизация дейтерия производится электронами, эмиссируемыми накаленным вольфрамовым катодом 2. Электроны ускоряются цилиндрическим анодом 4и под действием продольного магнитного поля, образованного катушкой 3, перемещаются вдоль него по спиральным траекториям. Высоковольтный электрод 5, в котором расположена мишень 6, питается переменным синусоидальным напряжением со вторичной обмотки высоковольтного трансформатора. При отрицательном потенциале на электроде 5электроны, не доходя до конца цилиндрического анода, отражаются и таким образом совершают внутри цилиндра колебательные движения, ионизирующие дейтерий. В это же время образовавшиеся положительно заряженные дейтроны ускоряются и, бомбардируя мишень 6из циркония или титана, насыщенных дейтерием или тритием, генерируют нейтроны соответствующих энергий.

Расход дейтерия в ускорительной трубке восполняется с помощью натекателя 1, который представляет собой спираль из титановой проволоки, насыщенной дейтерием. При работе генератора натекатель нагревается током, и сорбированный дейтерий выходит из него в объем трубки.

Генератор нейтронов может работать в непрерывном и импульсном режимах. Импульсный режим работы обеспечивается подачей положительного потенциала. На цилиндрический анод 4подается переменное напряжение в виде прямоугольных импульсов требуемой длительности от специального генератора, синхронизированного с высоковольтным трансформатором. Имеются и другие конструкции генераторов нейтронов.

В аппаратуре ИГН-4 используется генератор нейтронов, основанный на реакции ³T(d, n)⁴Не и обеспечивающий энергию нейтронов 14,1 МэВ и средний выход (1-2)*10⁷нейтр./с. Длина зонда для регистрации тепловых нейтронов равна 43 см.

Аппаратура ИГН-4 обеспечивает частоту повторения импульсов нейтронного излучения 360--440 Гц, задержки , равные 50, 150, 250, 400, 600, 1000, 1300, 1600, 1900, 2200 мкс, ширину фиксированных временных окон 100 и 200 мкс и постоянные времени интегрирования _я равные 6, 12, 24, 48 с.

Существуют два варианта скважинных измерений ИННМ-Т - непрерывная запись и запись по точкам. При точечной записи получают более точные значения среднего времени жизни тепловых нейтронов в пласте . Точки замеров выбирают по дифференциальным кривым ИННМ-Т (при фиксированном окне и на различных задержках ₃). Расстояния между точками замеров в однородных нефтеносных пластах большой мощности должны быть 0,6-0,8 м, в литологически неоднородных пластах малой мощности 0,4-0,5 м, в водоносных пластах 0,8-1,0 м. Время замера в каждой точке должно обеспечивать скорость счета в интегральном канале 5(10⁵-10⁶) импульсов.

Среднее время жизни тепловых нейтронов в пласте можно определить и по непрерывным кривым ИННМ-Т, записанным при различных задержках и фиксированном временном окне, хотя погрешность измерений в этом случае больше.

При выборе времени ₃ и временного окна должно соблюдаться условие ₃>_пп>. С целью уменьшения статистических погрешностей измерения при записи кривых ИННМ-Т в нефтяных и газовых скважинах ограничиваются временами задержек ₃= 1000 ч-1300 мкс.

С увеличением при выбранном ₃ повышается скорость счета в канале, а следовательно, уменьшаются погрешности измерений. Учитывая диапазон изменения в продуктивных пластах, для газоносных пластов следует брать больше, чем для нефтеносных. Обычно при изучении продуктивных пластов принимают = 200 мкс.

Масштабы записи кривых ИННМ-Т выбираются такими, чтобы в исследуемом интервале разреза скважины была максимальная дифференциация пластов в пределах ширины диаграммной ленты.

В методе ИННМ-Т, как и в других методах радиометрии скважин, от скорости записи vи постоянной интегрирования _я зависят статистическая точность измерений и влияние на форму кривых инерционности аппаратуры, поэтому при выборе этих величин руководствуются теми же требованиями, что и при проведении гамма-метода. Обычно v = 100-120 м/ч при_я=12 с.

Наиболее близкие к истинным коэффициент диффузии переднее время жизни нейтронов получают при достаточно больших временах задержки и при условии > (- время жизни тепловых нейтронов в скважине), когда характер связи n_nT=f(x) перестает зависеть от параметров скважины. В первый момент времени после действия импульса быстрых нейтронов в скважине плотность тепловых нейтронов в ней становится выше, чем в пласте, следовательно, диффузия нейтронов направлена преимущественно из скважины в пласт. В следующий момент времени тепловые нейтроны быстрее поглощаются в скважине, так как . Затем наступает момент, когда плотность тепловых нейтронов в пласте становится выше, чем в скважине, и они диффундируют, наоборот, в скважину. Регистрируемая плотность тепловых нейтронов в этот момент времени будет пропорциональна плотности нейтронов в горной породе, т. е. будет отражать нейтронные характеристики исследуемых пластов.

В случае, когда <, промывочная жидкость в скважине должна быть заменена более минерализованной, чтобы выполнялось неравенство >

4. Области применения иннм-т и решаемые им геологические задачи

Импульсный нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам применяется для литологического расчленения разрезов скважин, выделения полезных ископаемых, определения характера насыщения и пористости пород, положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов.

Для литологического расчленения разреза скважин используют среднее время жизни тепловых нейтронов, определяющее поглощающие свойства горных пород, так как коэффициент их диффузии варьирует в относительно небольших пределах. Наиболее высокими значениями характеризуются такие основные породообразующие минералы, как кварц (1065 мкс), доломит (956 мкс) и кальцит (630 мкс). Из осадочных горных пород повышенные значения характерны для существенно кварцевых песчаников, низкопористых разностей известняков и доломитов (около 800 мкс), пониженные - для глинистых и полимиктовых песчаников и глинистых пород (300--330 мкс), а также хлорсодержащих солей, горных пород, обогащенных элементами с аномально высокими сечениями захвата нейтронов (В, Li, Cd и др.), и горных пород, содержащих марганец, железо, титан. Достаточно контрастно выделяются повышенными значениями угольные пласты.

Пониженными значениями отличаются пласты-коллекторы. Однако они более уверенно выделяются в комплексе с другими методами промысловой геофизики.

Определение характера насыщения коллекторов и установление ВНК, ГВК и ГНК основаны на различномводородосодержании и хлоросодержании продуктивных и водоносных пластов (см. рис.2).Различное водородосодержание фиксируется величинами Dи , а хлоросодержание только _п. Однако в отличие от стационарных нейтронных методов импульсный нейтронный метод по тепловым нейтронам позволяет решать эти задачи даже при пониженной минерализации пластовых вод (20--50 г/л).

При высокой минерализации пластовых вод ИННМ-Т можно определить также коэффициент нефтенасыщения коллекторов, а следовательно, следить за текущим нефтенасыщением разрабатываемых месторождений.

Импульсный нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам дает положительные результаты при поиске и разведке промышленных скоплений ртути, марганца, меди и железа, обладающих высоким сечением поглощения тепловых нейтронов.

5. Импульсный нейтронный каротаж в газовых скважинах

Одной из основных задач при контроле за выработкой газовых залежей и эксплуатацией подземных хранилищ газа (ПХГ) является определение положения газожидкостного контакта (ГЖК) и текущего коэффициента газонасыщенности (к_г) коллектора (резервуара). На большинстве газодобывающих объектов и ПХГ эта задача решается на основе периодических измерений комплексом нейтронного гамма-каротажа (однозондовый и двухзондовый варианты НГК), термометрии (Т_о), диэлькометрии (Д), барометрии (Р). При этом текущее значение к_гопределяется по палеткам, построенным статистико-эмпирическим способом для конкретных объектов эксплуатации. Палетки построены для условий наблюдательных (неперфорированных) и эксплуатационных скважин с учетом характера заполнения ствола скважины и наличия (отсутствия) НКТ в зоне исследований и опорных пластов.

Для обеспечения требуемой точности оценки текущего к_г требуются контроль стандартности применяемой аппаратуры и надлежащее метрологическое обеспечение измерений. Однако даже при обеспечении названных условий такая методика может давать достоверные результаты в основном об изменении ГЖК и газонасыщенности пласта, а абсолютные значения к_гопределяются с большой погрешностью, поскольку в ней не учитываются такие важные для определения к_гпараметры, как пористость и глинистость объекта. Методика оценки начального и текущего к_гдля многих отложений отсутствует.

В связи с этим на основе проведенных опытных и методических работ с применением двухзондовой аппаратуры ИННК - ИНК-9М, РГН-1, АИНК-43 и АИНК-42Т проведена оценка возможности количественного определения текущего значения к_гпласте с учетом их коллекторских свойств.

Рассмотрим следующие вопросы:

1. Оценка влияния скважинных условий (конструкция и заполнение скважин) на измеряемые параметры.

2. Методика калибровочных и скважинных измерений, оценка качества измерений.

3. Методика и программное обеспечение обработки результатов измерений.

4. Качественная и количественная оценка газонасыщенности коллекторов.

5. Преимущества и ограничения применения ИНК при исследовании разрезов газовых скважин.

Результаты измерений на моделях пластов показали:

1. Наличие НКТ в обсаженной скважине, заполненной водой, мало влияет на измеряемые декременты затухания (табл. 1), увеличивая лишь среднеквадратичную ошибку измерения (СКО) за счет снижения статистики. Зависимости относительного параметра Rот пористости также близки и описываются близкими к линейной уравнениями. Различие литологии мало (не более ±3%) сказывается в случае заполнения порового пространства флюидом на углеводородной основе. В случае заполнения порового пространства пресной водой влияние литологии при отсутствии НКТ отмечается занижением пористости с 39,6 до 37,81% (на 4,5%). При наличии НКТ пористость занижается на 19,4% (с 39,6 до 31,9% на задержке 560 мкс).

2. В случае сухой скважины информативность ИННК ухудшается, что приводит к увеличению погрешности измерения декремента затухания плотности тепловых нейтронов до 11,7%.

Декременты затухания плотности тепловых нейтронов (1/дс)в моделях пласта различной пористости в зависимостиот скважинных условий (Д_с- 196 мм, _КОЛ - 146 мм,), скважина заполнена пресной водой.

Таблица 1. Результаты измерения пластов

Примечания. 1. Модели пластов известняка пористостью 0,8; 14,9 и 36,4% насыщены пресной водой; 2. СО-ПР - составная модель с использованием стеклянных шариков (к_п = 39,4%) насыщена пресной водой; 3. СО-УВ - составная модель насыщена жидкостью на углеводородной основе.

Наличие НКТ в стволе обсаженной скважины несколько улучшает условия измерений и, соответственно, приводит к снижению погрешности измерения этого параметра. Однако оценка пористости пластов при отсутствии в скважине жидкости сопряжена с большими погрешностями, так как зависимости относительного параметра Rот пористости выше значений 15% сильно выполаживаются и показания ИННК (параметр R) становятся мало чувствительными к изменению пористости. В этих условиях увеличивается и влияние литологии, занижая определяемую пористость более чем в два раза.

Условия измерений в случае отсутствия в скважине жидкости (то есть в газовой среде) для ИННК являются неоптимальными и результаты могут привести в заблуждение.

Оценка работы аппаратуры и качества измерений ИНК производится по:

1. Характеру спада плотности тепловых нейтронов и значению его параметра при измерениях в стандартных средах (в баке с пресной водой), а также по квантовым сигналам скважинных измерений.

2. Повторяемости диаграмм измеряемых параметров.

Качественное выделение газонасыщенных пластов производится по следующим признакам:

1. Превышение показаний дальнего зонда над показаниями ближнего при нормализации интегральных скоростей счета по опорным пластам глин и нефтенасыщенным (водонасыщенным) пластам-коллекторам.

2. Заниженные значения декремента затухания (завышенные времена жизни) тепловых нейтронов.

3. заниженные значения пористости поИНК по сравнению с данными ГИС при бурении (в необсаженных скважинах).

4. завышенные значения коэффициента нефтенасыщенности (более 1,0) при рассмотрении двухфлюидальной модели насыщения (нефть-вода) коллекторов.

Примеры качественного выделения газонасыщенных пластов на основе ИНК приведены на (рис.6-7).

Скв. 109 пл. Тенге (Юго-Западный Казахстан) (рис. 6) является эксплуатационной газовой. Дополнительные исследования скважины методом ИНК проводились с целью уточнения насыщенности пластов-коллекторов выше эксплуатируемых объектов. Газонасыщенныепласты хорошо выделяются по всем вышеназванным признакам, в том числе по завышенному значению к_нкаж (расчет этого параметра производился для случая двухфлюидальной модели насыщения - вода + нефть).



Рис.6 Выделение газонасыщенных пластов по качественным признакам (скв. 109, пл. Тенге)

В скв. 3061 пл. Кумколь (Центральный Казахстан) (рис. 7) газосодержащие пласты выделяются по расхождению значений коэффициента пористости, рассчитанных по акустическому каротажу (АК) необсаженного ствола при бурении скважины и по ИНК.

Рис.7 Выделение газосодержащих пластов в нефтедобывающей скважине (скв. 3061, пл. Кумколь)



Сопоставление результатов оценки коэффициентов начальной нефтегазонасыщенности коллекторов по данным ГИС при бурении скважины и текущей нефтенасыщенности поИНК позволяет выявить газосодержащие и обводняющиеся в результате эксплуатации пласты.

Для количественного определения коэффициента газонасыщенности (к_г) при двухфазном насыщении коллекторов - вода-газ; нефть-газ необходимы следующие сведения о геолого-технической ситуации:

1. декремент затухания плотности (время жизни) тепловых нейтронов в скелете породы и глинах;

2. минерализация пластовых вод;

3. состав газа;

4. пластовое давление и температура;

5. данные о глинистости и общей пористости или методика их определения по данным ГИС в рассматриваемом разрезе.

Примеры количественного определения к_гв эксплуатационных и наблюдательных скважинах различных регионов и ПХГ приводятся на рис. 8 и 9

Скв.249 Северо-Ставропольского ПХГ (рис.8) является эксплуатационной. Расположена она ближе к центральной части эксплуатируемого объекта. Исследования методами ГК + НГК и ИНК проводились в один день. К_гпо НГК определялся с использованием палеточных зависимостей, к_гпоИНК - с учетом пористости и глинистости коллекторов по данным ГИС необсаженного ствола скважины. Результаты сопоставления этих параметров показывают, что они хорошо согласуются против наиболее "чистого" пласта. Против пласта с ухудшенными коллекторскими свойствами - несколько расходятся.



Рис.8 Сопоставление к_г по палеткам YUR и количественных оценок по ИНК (скв. 249 С.-Ставропольского ПХГ)

Наблюдательная скв.374 С.-Ставропольского ПХГ (рис. 4) находится на черте контура продуктивности объекта. Здесь в дополнение к ИНК проведены спектрометрический гамма-каротаж (СГК) и при интерпретации результатов - полный литологический анализ с определением объемного содержания глинистых минералов для уточнения их водородосодержания.

По результатам исследований хорошо видно, что в одном пласте к концу цикла закачки появился газ. ИНК в комплексе методов ГИС позволяет не только определять текущую газонасыщенность основного объекта эксплуатации на ПХГ, но и выявлять техногенные залежи газа, образовавшиеся в процессе его циклической эксплуатации.



Рис.9 Учет минерального состава и объемного содержания глин по данным СГК при оценкегазонасыщенности коллекторов (скв.374 С.-Ставропольского ПХГ)

6. Определение текущей нефтегазонасыщенности коллекторов в обсаженных скважинах на основе ИНК

На основе проведенных исследований на моделях пластов и производственного опыта применения ИНК в различных нефтегазодобывающих регионах России и Казахстана описывается методика определения текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов в разрезе обсаженных нефтяных и газовых скважин. При этом рассматриваются вопросы метрологического обеспечения, оценки качества и обработки результатов измерений, методики определения глинистости и пористости коллекторов, методики определения декремента затухания плотности тепловых нейронов в пластовых водах, нефти и газе. Описываются методика и технология количественной интерпретации результатов измерений с оценкой погрешностей определения коэффициента нефте- и газонасыщенности коллекторов в зависимости от минерализации пластовых вод.

Для определения коэффициента нефтегазонасыщенности коллекторов кроме данных ИНК, зарегистрированных в цифровом формате при соблюдении условий информативного применения метода (минерализация пластовых вод известна и составляет не менее 30 г/л, скважина в интервале исследований заполнена минерализованной водой, пласты не задавлены водой при остановке скважины), обычно требуются также оцифрованные с соответствующим шагом квантованияпо глубине данные о пористости и глинистости или отработанная для условий исследуемого объекта методика их определения по комплексу ГИС при бурении скважины, петрофизические данные о декременте затухания плотности (времени жизни) тепловых нейтронов в скелете породы и глинах (глинистом цементе).

7. Методика эталонировочных измерений и обработки результатов

Результаты измерений с двухзондовой аппаратурой ИНК используются для определения нейтронных характеристик горных пород - декрементов затухания плотности , или сечения захвата тепловых нейтронов , где v - скорость тепловых нейтронов (при нормальных условиях она равна 2,2*10**5 см/с), и кажущегося водородосодержания, равного, в известных условиях, водонасыщенной пористости в диапазоне 1- 40 ед. пористости (%).

С целью получения качественных результатов требуются калибровка и эталонировка аппаратуры путем проведения измерений в эталонных средах.

В качестве эталонных (стандартных) сред используются емкость (бак) с пресной водой, имитаторы пористого пласта или модели пластов с неизменными характеристиками.

Значения декрементов затухания плотности тепловых нейтронов по измерениям прибором ИННК (ИНК-9, РГН-1, АИНК-43)в баке с пресной (из водопровода) водой должны составлять 505 дс^-1± 4 % отн. для ближнего зонда и 501 дс^-1± 5% отн. для дальнего.

Эталонировка аппаратуры в емкости с водой должна проводиться перед каждым выездом на каротаж.

Для более точной (качественной) оценки работоспособности аппаратуры, кроме бака с водой, может использоваться также имитатор пористого пласта (ИПП),имеющий средние значения декрементов затухания и пористости, характерных для горных пород в разрезах нефтегазовых скважин.

Обработка результатов измерений производится по имеющейся программе обработки данных двухзондового ИНК, например, по программе спада плотности нейтронов во времени, регистрируемых при ИНК разложения сигнала на две компоненты - скваженный и пластовый -“INNK” [10] или по интегральной методике [11].

Качественная оценка правильности работы аппаратуры производится по форме (характеру временного распределения импульсов) сигналов (рис. 10 и 11).

Рис.10 Пример неискаженных сигналовспада плотности тепловых нейтронов во времени, регистрируемых при ИНК



Рис. 11. Пример типичных искаженных сигналов спада плотности тепловых нейтронов

Предварительная оценка правильности работы аппаратуры по форме сигнала может производиться непосредственно при регистрации данных на компьютерном регистраторе (например, КСК), на экране монитора которого отображается сигнал спада за каждый квант времени (Глубины, при скважинных измерениях). Окончательная оценка правильности работы аппаратуры производится после обработки зарегистрированной информации с учетом величины среднеквадратичного отклонения измеренных параметров от паспортных данных.

8. Методика скважинных измерений и обработки материалов

Информативность метода ИНК обеспечивается, если _скв>_Пл(_скв<_Пл), то есть если скважина заполнена минерализованной или пресной, для случая газонасыщенных пластов, водой. Необходимо также учитывать, что характер насыщения перфорированных пластов в остановленных путем задавки технологических растворов, включаяводу любой минерализации, скважинах по данным ИНК не определяетсяоднозначно. В действующих скважинах, работающих с высоким содержанием воды в продукции, результаты измерений ИНК также могут быть искажены за счет образования "конуса" из подошвенной воды в прискважинной зоне пласта. В этом случае измерения необходимо проводить дважды - в динамическом режиме работыскважины и статическом с необходимой для установления статического режима выдержкой скважины в закрытом состоянии, например, в течение суток.

Следует отметить полезность проведения измерений методом ИНК сразу после обсадки скважины. Эти данные в дальнейшем могут быть использованы как базовые при контроле за характером изменения насыщенности и коллекторских свойств пластов в процессе эксплуатации объекта.

Измерения на скважине проводятся в непрерывном режиме протяжки кабеля. При этом шаг квантования для аппаратуры типа АИНК-43 (РГН-1) выбирается порядка 10 см. Скорость каротажа выбирается минимальная, не более 100 м/ч. При работе с аппаратурой ИНК-9М (база измерений 2000 мкс) и регистратором КСК ширина временных окон выбирается в пределах 20-40 мкси, соответственно, 100 или 50 временных каналов. При работе с аппаратурой типа РГН-1 и АИНК-43 ширина временных окон равна 32 мкс, а количество каналов равно 64 (РГН-1) и 60 (АИНК-43).

Режимы регистрации кривых скоростей счета для реализации интегральной методики обработки данных двухзондового ИНК выбираются с учетом характера влияния скважинных условий на регистрируемый сигнал. При этом начальная задержка для первой кривой должна быть не менее 500 мкс, а для второй - 650-700 мкс, В случае применения аппаратуры, реализующей метод ИНГК, необходимо дополнительно производить регистрацию скорости счета в "фоновом" окне (находящемся заведомо дальше времени окончания спада плотности тепловых нейтронов, например, t₃>3500 мкс) для соответствующего вычета из показаний информационных каналов фона за влияние естественной радиоактивности пород и активационный эффект.

При регистрации результатов (в процессе записи) по изображению характера спада плотности тепловых нейтронов на экране монитора компьютеризованного регистратора необходимо оценивать правильность работы аппаратуры по критериям, приведенным на рис.10 и 11. Двойные и тройные перекрытия интервала исследований могут производиться для обеспечения повышенной точности измерений путем осреднения результатов.

Результаты скважинных измерений обрабатываются по имеющимся в распоряжении пользователя программам (например, по INNKданных РГН-1, ИНК-9М, АИНК-43).

При необходимости производятся осреднение диаграмм по нескольким перекрытиям записи и их фильтрация. При этом количество точек осреднения во избежание больших искажений результатов измерений на границах пластов должно быть не более 3-4.

9. Термостойкая аппаратура импульсного нейтронного каратажа аинк43-120/зц и первый опыт ее применения для контроля за разработкой месторождения нефти

Описывается термостойкая аппаратура импульсного нейтронного каротажа, разработанная в ОАО "Татнефтегеофизика" в 2003 г.

Современное развитие микропроцессов, увеличение их возможностей, рабочих температур и удешевление стоимости позволяют более широко использовать микроконтроллеры в геофизической аппаратуре, а также оптимизировать цифровую обработку и передачу информации.

импульсный нейтронный скважина газовый

Размещено на Allbest.ru