Гамма-спектрометрия в комплексе геофизических исследований нефтегазовых скважин

5.1 Выделение зон доломитизации

Для стандартного комплекса ГИС изучение карбонатных отложений с аномально высокой радиоактивностью и, в особенности, - задача выявления коллекторов в таких отложениях -- оказывается сложной проблемой. Эта сложность обусловлена невозможностью разделить глинистые отложения с преимущественно (K+Th) - активностью от трещиноватых карбонатов с высокими содержаниями доломитов, обогащенных ураном.

Для гамма-спектрометрии эта задача оказывается очень простой.

На рис. приведен пример выделения зон вторичной доломитизации в карбонатном разрезе нижнего девона (Варктнавская пл., месторождение им. Требса, Тимано-Печорье). Задача решается только по данным ГМ-С посредством классификации пластов в пространстве содержаний калия, урана и тория (по программе Е.А.Неймана).

При самом грубом делении (на два класса) выделяются покрывающие глинистые отложения - флюидоупоры (темная заливка) и карбонатная толща, включающая продуктивные коллекторы (светлая заливка). Разбиение пластов на 5 классов дифференцирует карбонатную толщу более детально. Принадлежность пластов к определенному классу обозначена числом вертикальных полосок. Продуктивным коллекторам соответствуют пласты 1-го и 5-го классов: причем 5-й класс отмечается более низкими содержаниями урана по сравнению с первым при сопоставимых содержаниях калия и тория.

Доломитизация отложений, обусловленная вторичными процессами выщелачивания, тесно связана с трещинноватостью пород. Высокие содержания доломита соответствуют зонам со значительным вкладом урана в величину общей радиоактивности. Эти зоны приурочены к зонам унаследованной трещинноватости. Трещинные интервалы диагностируются по диаграмме изменения содержаний урана с обязательным учетом пористости пластов. По данным кернового анализа, встречаются трещины как открытые, так и залеченные вновь образовавшимся кальцитом.

Количественная оценка содержаний доломита в карбонатном разрезе дает информацию о направлениях древней миграции пластовых флюидов

5.2 Калий и бор

Бор является представителем элементов, очень сильно поглощающих тепловые нейтроны. Присутствие бора даже в небольших количествах проявляется в занижении показаний всех нейтронных методов (включая НГМ и ННМнт), то есть приводит к существенному завышению нейтронной пористости.

Бор интенсивно адсорбируется глинистыми минералами, тонкорассеянным ОВ и осаждается с гидроокислами некоторых металлов. Адсорбция его глинами зависит от pH среды, концентрации в растворе, температуры и солености вод. Морские отложения содержат бора больше, чем континентальные. Содержание бора характеризует палеосоленость бассейна осадконакопления. Известно, что между содержаниями бора (обусловленным присутствием в породе глинистого материала) и РОВ, существует тесная прямая корреляция.

Рис. 10. Поле корреляции содержаний бора с содержаниями калия в карбонатных нижнедевонских отложениях Варктнавской площади (Тимано-Печорье) -- точки 1; и в терригенных пермских отложениях одного из битумных месторождений Татарстана, -- точки 2

Гидрослюдизация каолинита происходит в условиях, благоприятных для накопления бора. Гидрослюда --единственный из минералов глин, содержащий значительные количества калия (до 12-14 %), одновременно являющийся геохимическим концентратором бора. Гидрослюда может присутствовать как в полиминеральных терригенных отложениях, так и в нерастворимом остатке карбонатных отложений. При малых содержаниях К-шпатов обнаруживается тесная корреляционная связь между содержаниями бора и калия. Если основной вклад в естественную радиоактивность вносится калием, это проявляется в тесной корреляции между содержаниями гидрослюды (бора) и суммарной радиоактивностью, выраженной в единицах уранового эквивалента eU (рис. 20). При построении зависимостей использованы данные лабораторных анализов керна, выполненных в КазГУ и ВНИГИК.

5.3 Выявление обводняющихся пластов в обсаженных скважинах

Содержание радия в пластовых водах резко повышается с приближением к контуру нефтеносности. Это явление обусловлено накоплением и переносом Ra226 и Ra228, являющихся продуктами распада U232 и Th232. Поэтому гамма-спектрометрия позволяет решать такие задачи, как:

· определение первоначального положения ВНК в поисковых, разведочных и добывающих скважинах;

· контроль обводнения продуктивных пластов;

· определение заколонных перетоков жидкости в добывающих скважинах;

· определение приемистости пластов и заколонных перетоков жидкости в нагнетательных скважинах.

Решение перечисленных задач основано на использовании радиогеохимического эффекта, открытого и объясненного М.Х. Хуснуллиным [42].

На рис.11 показана радиогеохимическая аномалия по отношениям U/Th и U/K, зарегистрированная в обсаженной скважине одного из месторождений Зап. Сибири. Измерения выполнены партией ВНИИЯГГ (аппаратура "Спектр") под руководством А.И.Кедрова.

По величине отношения U/Th аномалия в обводняющемся коллекторе среди вмещающих пород терригенного разреза является практически бесфоновой. По сравнению с U/K -- аномалией огромная (превышение составляет около трех порядков) амплитуда U/Th -- отношения обусловлена не только высоким содержанием изотопов радия, но и очень малыми содержаниями Th в неглинистом коллекторе (калий входит в состав матрицы). При этом изменение величины U/Th -- отношения по мощности пласта-коллектора четко выявляет его фильтрационную неоднородность (фактически здесь выявляются не один, а несколько коллекторов).

Рис.11. Радиогеохимические аномалии по отношениям U/Th и U/K, зарегистрированные в обсаженной скважине одного из нефтяных месторождений Зап. Сибири

6. Интерпретация данных ГМ-С в комплексе ГИС (адаптивный компонентный анализ)

Ни одна геологическая задача (литологическое расчленение разреза; оценка фильтрационно-емкостных свойств пород, параметров измененных прискважинных зон; выявление продуктивных коллекторов и оценка извлекаемых запасов; определение газожидкостных водо-нефтяных контактов; оценка насыщения; выделение заводненных интервалов; корреляция разрезов; проектирование разработки месторождений и др.) не может быть решена каким-то одним из методов ГИС в отдельности.

Адаптивный компонентный анализ решает проблему интерпретации данных комплекса ГИС как проблему создания интерпретирующей системы с геологическим интеллектом.

Процедура интерпретации данных ГИС включает:

· определение интерпретационных параметров отдельных методов ГИС (“индивидуальная” интерпретация);

· классификацию пластов и определение их минерально-компонентного состава (комплексная интерпретация);

· определение динамической пористости коллекторов.

Точность количественных результатов работы системы комплексной интерпретации данных ГИС обеспечивается:

· настройкой алгоритмов интерпретации данных методов радиометрии на индивидуальные метрологические характеристики аппаратуры;

· использованием аналитического аппарата для учета свойств промежуточных зон в системе скважина-пласт вместо экспериментальных (или “теоретико-экспериментальных”) палеток;

· использованием точных петрофизических моделей методов вместо эмпирических связей;

· адаптивной технологией комплексной интерпретации;

· использованием универсального количественного критерия (величины динамической пористости) для выделения коллекторов.

Потенциальная геологическая информативность ГМ-С в нефтегазовой геофизике оценивалась, главным образом, на основе обширной геохимической информации о закономерностях распределения естественно-радиоактивных элементов (ЕРЭ) в горных породах. Однако использовать эту информацию в большинстве случаев чрезвычайно сложно, так как уровень естественной гамма-активности отложений определяется рядом факторов: содержанием и минералогическим составом глинистого материала и акцессориев; концентрацией радионуклидов в породообразующих минералах; доломитизацией карбонатов радийсодержащими сульфатными рассолами; присутствием ураносодержащей органики и др. Их количественные характеристики и степень влияния на коллекторские свойства пород определяются изменяющимися по разрезу условиями залегания пород.

Новый подход к интерпретации данных комплекса ГИС, включающего гамма-спектрометрию, основан на использовании адаптивной технологии настройки системы петрофизических уравнений с учетом качественной седиментологической и петрофизической информации [7,18,19,20,24]. Схема интерпретации приведена на рис.19. Адаптивная настройка учитывает изменение геохимической обстановки и условий осадконакопления по разрезу посредством смены компонентной модели. При этом могут изменяться как компонентная модель, так и петрофизические характеристики одной и той же компоненты.

Технология адаптивного компонентного анализа не имеет “ручных” аналогов и отличается от известных методик комплексной интерпретации тремя принципиальными особенностями.

Во-первых, процедура интерпретации не требует введения гипотетических зависимостей (между радиоактивностью и глинистостью, пористостью и водородосодержанием и др.).

Во-вторых, содержания всех компонент определяются одновременно без последовательного введения многочисленных поправок.

В третьих, различные петрофизические связи (например, между пористостью и глинистостью, общей глинистостью и парциальными вкладами различных глинистых минералов, и др.) выявляются в результате петрофизической интерпретации.

Компонентный анализ по данным комплекса методов радиометрии, включающего ГМ-С, позволяет надежно решать следующие задачи:

-- количественное определение пористости, глинистости, углистости, содержания полевых шпатов и др.;

-- литологическое расчленение разрезов;

-- определение типов и содержаний основных глинистых минералов;

-- выявление геохимических и геологических закономерностей, присущих изучаемому разрезу.

7. Информативность гамма-спектрометрии в комплексе ГИС

Включение в комплекс ГИС гамма-спектрометрии позволяет разрубать самые сложные узлы по принципу “чем хуже для стандартного комплекса, -- тем лучше для гамма-спектрометрии”. В качестве примеров можно указать:

· определение природы радиоактивности горных пород;

· выявление сингенетичности обогащения осадков различными радионуклидами;

· определение фракционного состава терригенных отложений;

· выделение проницаемых доломитизированных разностей в карбонатном разрезе;

· выявление непроницаемых барьеров и выклинивания коллекторов;

· разделение коллекторов и флюидоупоров;

· выделение зон, обогащенных твердым органическим веществом;

· существенное повышение точности результатов комплексной интерпретации данных ГИС.

7.1 Терригенные полиминеральные отложения

Выделение и оценка коллекторов.

В отложениях тюменской свиты Зап. Сибири решение задачи выделения коллекторов и оценки их коллекторских свойств осложнено, в первую очередь, полиминеральным составом цемента и матрицы пород. Результаты компонентного анализа и последующей петрофизической фильтрации разреза выявили связь вклада каолинита в величину общей (минералогической) глинистости с коллекторскими свойствами отложений. По данным ГИС определено содержание аутигенного каолинита, приуроченного к матрице породы (структурная глинистость) и мелкодисперсного, входящего в цемент и заполняющего емкостное пространство коллекторов. Определено содержание отдельных глинистых минералов и показано, что фильтрационно-емкостные свойства коллекторов контролируются их соотношением, как это видно на петрофизических картах коллекторов [8].

Разбухающие минералы глин

В девонских отложениях Татарстана с полиминеральным составом глинистого цемента определены содержания разбухающей (гидрослюдистой и гидрослюдисто-монтмо-риллонитовой) и неразбухающей (каолинит-гидрослюдистой) компонент и их вклады в величину общей (минералогической) глинистости. Присутствие смешанослойных структур типа гидрослюда-монтмориллонит, способных к разбуханию, контролирует фильтрационные свойства отложений, резко ухудшающиеся при закачке в пласты пресной воды.

Динамическая пористость

Количественная оценка динамической пористости и вклада разбухающей компоненты позволяет прогнозировать фильтрационные свойства коллекторов, что дает ценную информацию для проектирования разработки месторождений (в особенности на ее завершающей стадии, см. табл.6).

Оценка битумонасыщения.

Трудности решения этой задачи в битумонасыщенных терригенных отложениях обусловлены сложным полимиктовым составом скелета пород, наличием в цементе полиминерального глинистого и карбонатного материалов, изменяющейся по разрезу минерализацией пластовых вод. Выделение битумонасыщенных, водонасыщенных и глинистых пластов возможно посредством классификации в пространстве объемных содержаний компонент и УЭС. Пористость, глинистость и битумонасыщенность определяются по данным радио- и электрометрии.

7.2 Вулканогенно-осадочные отложения

Процессы глинизации и цеолитизации эффузивных и вулканокластических пород при формировании коллекторов приводят к увеличению содержания связанной воды при уменьшении содержания калия. Поэтому комплекс ГИС обязательно должен включать нейтронный метод, гамма-спектрометрию естественной радиоактивности и (желательно, как всегда) гамма-гамма плотностной.

Вулканогенно-осадочные породы, в которых преобладают свойства осадочных пород, характеризуются увеличением содержания связанной воды с ростом содержания калия. В эффузивных и вулканокластических породах кислого и среднего состава образование емкостного пространства сопровождается выносом калия, что приводит к уменьшению его содержания с ростом нейтронной пористости (суммарного водородосодержания). В породах основного состава отмечается увеличение содержания калия с ростом водородосодержания. Т.Ф.Соколова и Н.Н.Томилова показали, что эти закономерности позволяют определять состав и генотип вулканических образований. В свою очередь генетический тип вулканических пород определяет морфологический тип формирующегося емкостного пространства. В эффузивных и вулканокластических породах преобладают коллекторы трещинного и кавернозно-трещинного типов, в вулканоосадочных породах преобладают коллекторы межзернового типа.

Разделение толщ вулканических пород на литотипы позволяет проводить детальное построение геологических моделей залежей. Полученная таким образом пространственная модель коллектора в вулканических образованиях нижнетриасового возраста на одном из газовых месторождений Восточной Сибири приведена в [53]. Модель учитывает литологический состав пород, их генотип и преобладающий тип коллектора.

Опыт применения ГМ-С в вулканогенно-осадочном разрезе восточной Грузии показал широкие возможности этого метода при изучении и прогнозировании минерального состава туфов. Комплексирование ГМ-С с данными плотностного и акустического методов позволяет выявлять структурные особенности туфов, играющие основную роль в формировании коллекторских свойств вулканокластических и вулканогено-обломочных пород [37].

7.3 Карбонатные отложения

Гамма-активность карбонатных пород определяется содержаниями пелитовой фракции и акцессориев; концентрациями радиоактивных элементов в кристаллической решетке породообразующих минералов; присутствием урансодержащих битумов, составом нерастворимого остатка, осаждением радиоактивных элементов (преимущественно радия) при образовании доломитов; вторичными процессами, связанными с доломитизацией карбонатов радийсодержащими слабосульфатными рассолами хлоркальциевого типа.

Продуктивные коллекторы многих нефтегазовых месторождений представлены известняками и доломитами с аномально высокой радиоактивностью. Они характерны, в частности, для кембрия Сибирской платформы, девона Припятской впадины, карбона Прикаспийской впадины, нижнего девона Тимано-Печорской низменности и других регионов.

Известняки и доломиты с высокой гамма-активностью одновременно отличаются повышенной трещинноватостью и кавернозностью. Только данные гамма-спектрометрии позволяют четко различать коллекторы и непроницаемые глинистые разности: первые отличаются относительно высокими содержаниями урана, вторые -- повышенными содержаниями калия и тория. Калий входит в состав глинистых минералов; содержания урана и тория зависят от условий осадконакопления и сорбционной способности пород.

Добавление в комплекс ГИС гамма-спектрометрии позволяет выявлять различные по составу карбонатные коллекторы, в том числе коллекторы, приуроченные к зонам вторичной доломитизации со значительным вкладом урана в величину общей радиоактивности [1,8,12]. Достоинством адаптивного компонентного анализа является учет присутствия бора в цементе при оценке пористости (в частности, правильность алгоритмического определения пористости коллекторов Варктнавской площади подтверждена данными ЯМР). Таким образом, задача определения емкостных свойств коллекторов эффективно решается адаптивным компонентным анализом.

Рассмотрим некоторые методики и результаты более детально (подробные сведения можно найти в цитированных публикациях).

8. “Петрофизическая фильтрация” и выделение коллекторов

Для сложных коллекторов понятия “гра-ничных” или “кондиционных” значений пористости и проницаемости теряют смысл.

Однозначным критерием коллекторов является наличие динамической пористости. Динамическая пористость Кпд представляет собой долю емкостного пространства, открытого для свободного движения пластовых флюидов [7]: для коллекторов Кп дин > 0; для неколлекторов Кп дин=0.

Кпд = Кп (1-Коф)

Коф = Ков + Кон

где Ков - содержание остаточной, не участву-ющей в фильтрации, воды; Кон -- содержание остаточной нефти. Обе характеристики коллектора (Ков и Кон) зависят не только от свойств породы (пористости и структуры), но и от способа вытеснения флюида и градиента давления, то есть являются физико-техно-логическими.

Для межзерновых коллекторов величины Ков и Кон интенсивно коррелируют с общей пористостью, однако корреляция ослабевает и исчезает с увеличением трещинноватости и кавернозности. Таким образом, величина Кп дин зависит от целого ряда факторов (общая пористость, глинистость, структура емкостного пространства, состав флюида и его свойств, и т.д.. Поскольку многие факторы не являются независимыми, их совокупное действие можно синтезировать в виде петрофизической модели коэффициента остаточного флюидонасыщения [20,31,32].

Параметры петрофизической модели зависят, в первую очередь, от типов и содержаний различных глинистых минералов и задаются на основании обобщения конкретной петрофизической информации. В результате адаптивного компонентного анализа пористость и содержания минеральных компонент определяются одновременно. Это позволяет настроить параметры модели непосредственно по данным компонентного анализа.

Рис.12. Петрофизическая карта расположения коллекторов тюменской свиты на плоскости “минералогическая глинистость -- относительный вклад содержания каолинита в величину суммарного содержания глинистых минералов”

Условие Кп дин > 0 является петрофизическим фильтром, надежно выявляющим пла-сты-коллекторы в терригенных и карбонатных отложениях. Высокая эффективность Кп дин как критерия выявления коллекторов впервые была выявлена результатами интерпретации данных индикаторного метода по радону [41] при подсчете запасов Тенгизского нефтяного месторождения.

В тюменской свите Зап.Сибири петрофизическая фильтрация однозначно выявляет пласты-коллекторы (ЮК2, ЮК3, ЮК4, ЮК5а, ЮК5б, ЮК6, ЮК7, ЮК8 и др.). Коллекторы обладают различными кондиционными значениями пористости и минералогической глинистости (здесь под кондиционными понимаются значения Кп и Кгл, соответствующие заданному порогу чувствительности по динамической пористости), а также различными значениями Кп дин.

В частности, для горизонтов ЮК3 и ЮК7 кондиционные значения пористости составляют соответственно около 13% и 6%. Наибольшими величинами Кп дин обладают пласты ЮК4 и ЮК8 (5.4% и 5.7% соответственно).

Петрофизические карты на рис.20 и 21, построенные по результатам АКА, показывают связь динамической пористости с относительным вкладом каолинита в суммарное содержание глинистых минералов. Она показывает, что качество коллекторов определяется содержанием каолинита. Наилучшие коллекторы существуют в области относительных содержаний каолинита более 60 % и значений минералогической глинистости от 20% до 40%. При этом содержания глинистых минералов до 18 % входят в состав матрицы (“структурная” глинистость).

9. Определение пористости

Введением последовательных поправок в величину пористости, определяемой по какому-либо одному "методу пористости" в принципе невозможно с достаточной точностью учесть влияние литологического состава и геохимических особенностей отложений (пиритизация, присутствие бора, цеолитов, гидроокислов железа и т.п.).

В адаптивном компонентном анализе общая пористость пластов (содержание флюида) определяется одновременно с содержанием других минеральных компонент. Учет литологии и петрохимических особенностей отложений при определении пористости пород производится программно посредством:

-- выделения полевых шпатов как отдельной компоненты в терригенных отложениях;

-- разделения доломита и кальцита, учета влияния ангидрита и гипса на показания методов ГИС в карбонатных и сульфатизированных разрезах;

-- определения содержаний отдельных глинистых минералов (гидрослюды, каолинита, монтмориллонита);

-- выделения твердых битумов в емкостном пространстве коллекторов.

Данные гамма-спектрометрии позволяют также существенно повысить точность определения пористости по данным нейтронометрии скважин благодаря возможности учета содержания бора. Бор является аномально сильным поглотителем тепловых нейтронов в (n,? )-реакции, не сопровождающейся гамма-излучением. Содержание бора, в свою очередь, определяется содержанием гидрослюды, являющейся его геохимическим концентратором. Одновременно гидрослюда обогащена калием, и при относительно низких содержаниях урана и тория наибольший вклад в суммарную гамма-активность (величину eU) дает именно калий.



Рис.13. Зависимость суммарного содержания ЕРЭ (в единицах уранового эквивалента eU) от содержания калия: 1 - для пермских отложений (уфимский ярус) битумных месторождений Татарстана; 2 -- для нижнедевонских отложений Варктнавской площади; (месторождение имени Требса, Тимано-Печорье). По данным анализа керна

Рис.13, построенные по данным лабораторного элементного анализа (выполнены во ВНИГИК и КГУ), показывают интенсивную корреляцию между содержаниями калия и бора и суммарным массовым содержанием ЕРЭ в единицах уранового эквивалента (коэффициенты корреляции r=0.93 и 0.92 соответственно). Значения пористости, полученные без учета содержания бора, оказывались существенно завышенными (иногда на 10-15%) при сдвиге всего диапазона изменения (относительно данных петрофизического анализа керна).

10. Определение типов глинистых минералов и минералогической глинистости

Высокая петрофизическая информативность ГМ-С обусловлена определяющим влиянием глинистых минералов на ФЕС пород и их особой ролью в формировании залежей углеводородов. Именно глинистостью контролируются процессы фильтрации пластовых флюидов, вытеснение нефти в процессе эксплуатации, эффективность поступления вод из нагнетательных скважин в коллектор при искусственном заводнении; возникновение и развитие пористости в терригенных и карбонатных коллекторах. Определение типов и содержаний глинистых минералов по данным только ГМ-С возможно лишь в редких случаях мономинерального состава глинистого материала. При наличии К-полевых шпатов, ториевых акцессориев, органического вещества и смеси глинистых минералов, данных ГМ-С для решения этой задачи недостаточно. Однако глинистые минералы различаются не только по содержаниям ЕРЭ, но и по многим другим петрофизическим характеристикам (таблица 4). Поэтому задача их идентификации надежно решается по данным ГМ-С в комплексе ГИС. При этом выявляются связи между содержаниями отдельных минералов и определяются их парциальные вклады в общую минералогическую глинистость. В коллекторах с преобладанием монтмориллонита и других разбухающих глинистых минералов содержится и добывается больше нефти, чем в коллекторах с преобладанием неразбухающих минералов. Чем ниже гидрофильность, тем выше коэффициент нефтенасыщенности. От смачиваемости пород зависит вытеснение нефти водой, распределение остаточной нефтенасыщенности в коллекторах и эффективность воздействия на них с целью снижение остаточных запасов (повышения нефтеотдачи). При вскрытии пластов на пресных растворах разбухание глин может полностью "запечатать" продуктивные коллекторы. Поэтому информация о разбухающей фазе необходима для составлении проектов разработки.

11. Определение содержаний разбухающих минералов

Задача решалась для девонских отложений Татарстана. Они представлены кварцевыми песчаниками с полиминеральным составом глинистого цемента. Наличие последнего существенно осложняет разработку месторождений. Хотя содержание цемента не превышает нескольких процентов по объему, даже столь незначительное его количество влияет на изменение фильтрационных свойств коллекторов в процессе разработки. Степень и характер этого влияния определяются составом глинистых минералов (каолинит, гидрослюда, смектит, ССО). Разбухающая фаза (р.ф.) цемента также полиминеральна и образована разбухающими пакетами гидрослюды и смектита.

Показания отдельных методов ГИС (акустического, нейтронного, интегрального ГМ, и др.) плохо дифференцируют продуктивную толщу, что препятствует выделению коллекторов, оценке их ФЕС и прогнозу поведения при разработке. Для решения этой задачи в комплекс ГИС был подключен ГМ-С. Измерения выполнялись сотрудниками ВНИИгеосистем и ОМП треста Татнефтегеофизика.

Таблица 5

Задачи	Примечания
Выбор местоположения нагнетательных скважин	Под нагнетание, как правило, выбирают скважины, лучшие по коэффициенту продуктивности. При существенной латеральной неоднородности коллекторов это приводит к снижению фильтрационного сопротивления всей системы разработки
Выбор интервалов перфорации	В нагнетательных скважинах необходимо перфорировать 1-2 пласта, отличающихся по Кпр не более, чем в 1.5 раза, и вскрывать при этом не более 6-8 м толщины пластов.
Разукрупнение объектов (выделение слабопроницаемых пластов для закачки воды через самостоятельные системы нагнетательных скважин)	Совместное вскрытие продуктивных пластов различной проницаемости приводит к снижению проницаемости малопроницаемых пород из-за уменьшения в них давления существенно ниже начального пластового и создания перепада давления между пластами (в результате чего происходит смыкание трещин и уменьшение объема пор за счет уплотнения укладки зерен кварца)
Прогноз участия вскрытых пластов в работе скважины и установление источников обводнения продукции	Опережающее заводнение пластов “снизу вверх” по разрезу происходит при снижении проницаемости и толщины пластов от подошвы к кровле; “сверху вниз” - при снижении проницаемости и толщины пластов от кровли к подошве. Опережающее заводнение средних пластов относительно верхних и нижних происходит, когда последние сложены коллекторами худшей проницаемости.
Прогноз трещинообразования и динамики продуктивности в процессе разработки месторождений	Проницаемость определяет давление начала раскрытия трещин (трещинообразование).При закачке воды в многопластовые объекты в первую очередь в более проницаемых пластах образуется одна или несколько горизонтальных трещин. Одновременно эта деформация передается через непроницаемый раздел на смежные менее проницаемые пласты и их продуктивность уменьшается.

Интерпретация выполнялась по методике компонентного анализа с адаптивной настройкой и петрофизической фильтрацией. Впервые по данным ГИС удалось не только выделить различные глинистые минералы в глинисто-алевритистых разностях, но и определить содержания разбухающей фазы.

В табл. приведены задачи, решаемые на основе использования параметра динамической пористости при оптимизации разработки стадии (составлено по данным [39]).

Петрофизическая основа решения таких задач: -- тесная корреляционная связь между проницаемостью Кпр. и динамической пористостью. Обнаружено существенное изменение по разрезу вкладов отдельных минералов в величину общей глинистости.

Коллекторы отмечаются преобладанием в глинистом цементе каолинит-гидрослюдистой компоненты и пониженным вкладом гидрослюдисто-смешанослойно-смектитовой компоненты.

По данным АКА выявлены связи содержаний отдельных радионуклидов с парциальными вкладами разбухающей фазы в величину общей глинистости.

С увеличением содержания р.ф. в глинисто-алевритистой составляющей увеличивается содержание калия и уменьшается содержание урана. Сопоставление данных анализов керна (выполнены в КГУ под руководством В.Г.Изотова) и данных АКА показывает хорошую сходимость. Результаты компонентного анализа отличаются значительно большей дифференциацией петрофизических характеристик, поскольку керн отбирается в основном из интервалов коллекторов и плохо характеризует вмещающие отложения.

12. Определение содержания гранулометрической глинистости (пелитовой фракции)

В терригенных отложениях хорошая корреляция между содержаниями тория и калия означает их принадлежность одному и тому же носителю, обладающему адсорбционным механизмом накопления радионуклидов, то есть высокой удельной поверхностью.

Методика количественного определения объемного содержания пелитовой фракции основана на возможности надежного определения содержаний гидрослюды и каолинита в горных породах по данным АКА и наличию тесной корреляционной связи между содержаниями этих минералов в пелитовой фракции [23].

Корреляционные связи между содержаниями каолинита и гидрослюды в пелитовой фракции, определенными по данным рентгеноструктурного анализа (данные В.Г.Изотова, КазГУ).

13. Определение содержания твердого органического вещества

В присутствии твердого органического вещества (кероген) обычный комплекс ГИС не позволяет выделять в разрезах продуктивные коллекторы, оценивать их фильтрационно-емкостные свойства, прогнозировать продуктивность скважин. Неэффективность электрических, акустического, гамма-гамма плотностного и нейтронного методов для количественной оценки пористости терригенных отложений обусловлена высоким водородосодержанием ТОВ, его низкой плотностью (около единицы), сложностью учета влияния глинистости. Данные анализов керна особенно сложно использовать в качестве опорной информации из-за плохой сохранности образцов вследствие слабой сцементированности пород, несовершенства технологии отбора, сложности привязки керна к разрезу скважин из-за чередования пластов различного литологического состава. Дополнительная сложность состоит в том, что обычно твердая фаза представлена смесью минералов (включая ТОВ) с различными водородными индексами. Наконец, определяемые значения нейтронной пористости оказываются сильно завышенными из-за неучитываемого содержания в породах минералов железа (сидерит, пирит) и аномально-сильных поглотителей тепловых нейтронов (главным образом, бора). Включение гамма-спектрометрии в комплекс ГИС резко упрощает проблему благодаря однозначной связи ТОВ с ураном.

14. Определение битумонасыщения

Основными задачами геофизических исследований на битумных месторождениях являются:

· выделение коллекторов;

· определение структуры емкостного пространства (межзерновой, каверновой и трещинной пористости) с учетом рассеянной и структурной глинистости, пиритизации и наличия аномальных поглотителей нейтронов;

· оценка битумонасыщения с учетом изменения минерализации пластовой воды по разрезу и степени гидрофобизации коллекторов;

· выделение водоносных пропластков и положения водобитумного контакта;

· оконтуривание битуминозных толщ.

Стандартный комплекс ГИС не дает достаточной информации для однозначного выделения промышленно-продуктивных интервалов. Низкая эффективность стандартного комплекса ГИС при количественной оценке ФЕС и битумонасыщения обусловлена:

· полиминеральным составом матрицы пород (в частности, присутствием калиевых полевых шпатов);

· наличием различных морфологических типов распределений глинистого материала и меняющимся составом глинистых минералов;

· петрохимическими особенностями отложений -- пиритизацией и наличием элементов-аномальных поглотителей тепловых нейтронов;

· тонкослоистым и частично анизотропным строением разреза;

· сложной структурой емкостного пространства;

· переменной минерализацией флюида;



Сказывается также несовершенство интерпретационно-метрологического обеспечения. В частности, в условиях битумных месторождений несостоятельно использование традиционных интерпретационных параметров гамма-метода -- мощности экспозиционной дозы или двойного разностного параметра, для которых в принципе отсутствуют строго обоснованные петрофизические модели.

Применение ГМ-С в комплексе ГИС на ряде битумных месторождений Татарстана позволило количественно оценить битумонасыщение коллекторов.

Измерения методом ГМ-С были выполнены скважинным спектрометром, созданным во ВНИИГеосистем и ФМИ (г.Львов) на базе аппаратуры СГСЛ-6М, изготовленной заводом “Геофизприбор”. Аппаратура обеспечивает запись полного спектра гамма-излучения естественной радиоактивности, в диапазоне энергий 0,4 -- 3,0 МэВ. Измерения выполняли сотрудники ОМП треста Татнефтегеофизика и ВНИИГеосистем (фирма "Геокон").

Удельное электрическое сопротивление пород оценивалось по данным фокусированных зондов БМ и ИМ после корректировки масштабов их записи по результатам БЭЗ с помощью изорезистивной методики ВНИГИК (интерпретация данных электрометрии была выполнена Т.Ф.Соколовой).

По данным ГМ-С пермские отложения заметно дифференцированы по содержаниям калия, урана и тория. Коллектора казанского яруса отмечаются минимальными содержаниями калия и тория и повышенными содержаниями урана. В терригенных отложениях уфимского яруса наиболее дифференцирована диаграмма содержаний тория при минимальных содержаниях калия.

Интерпретация включала следующие вычислительные процедуры:

- обработку данных отдельных методов ГИС для определения петрофизических характеристик (удельного электрического сопротивления пластов, содержаний K, U и Th, общей радиоактивности eU и суммарного водородосодержания W);

- классификацию пластов в пространстве петрофизических характеристик;

- комплексную интерпретацию для определения коллекторских свойств отложений и их битумонасыщения.

15. Интерпретационное обеспечение гамма-метода (интегрального канала гамма-спектрометра)

Гамма-метод (ГМ) как интегральная модификация метода естественной радиоактивности характеризуется высокой геолого-геохимической информативностью, простотой и надежностью ИИС, высоким вертикальным разрешением, широким промышленным применением.

Несмотря на более чем полувековой опыт изучения естественной радиоактивности горных пород в нефтегазовых скважинах, ГМ до сих пор интерпретируется только как "метод глинистости".

Гамма-метод может служить примером того, что хорошо разработанная теория метода для решения прямой задачи и возможность использования результатов физического и математического моделирования еще не гарантируют успешного решения обратной задачи.

Применяемая в качестве интерпретационного параметра ГМ величина двойного разностного отношения ? J? ("двойной разностный параметр") исключает возможность анализа абсолютного уровня радиоактивности и, как и мощность экспозиционной дозы (МЭД), не имеет никакого петрофизического смысла.

Поэтому для оценок глинистости по ГМ используются эмпирические зависимости, если их удается предварительно установить с помощью лабораторных исследований на образцах горных пород. К сожалению, это возможно лишь в редких случаях из-за сложной геохимической природы метода, интегрального способа регистрации (не позволяющего раздельно изучать вклады излучений от различных радионуклидов) и несовершенства метрологического обеспечения, исключающего сопоставимость результатов лабораторных и скважинных измерений. При этом само понятие "глинистость" может рассматриваться в трех различных смыслах -- гранулометрическом, минералогическом и петрофизическом.

Естественная радиоактивность горных пород может быть обусловлена не только “глинистостью”, но и присутствием К -- шпатов, ТОВ, наличием акцессорных минералов, и т.д. Пелитовая фракция (гранулометрическая “глинистость”) включает в себя не только диспергированные глинистые минералы, но и неактивные “пылеватые” частицы, в частности, дробленый кварц.

Неопределенность интерпретационного (петрофизического) параметра метода влечет за собой отсутствие строго обоснованной петрофизической модели. Вынужденное использование вместо нее гипотетических зависимостей, установленных на образцах керна, недопустимо не только потому, что при этом используется “не та” глинистость. Строгая петрофизическая модель показывает, что ГМ является “методом пористости” в равной степени, как и “методом глинистости”. Корреляционные связи, установленные в лабораторных условиях, неприменимы в скважинных условиях [Ю.А.Гулин и др.]. Использование при комплексной интерпретации гипотетических палеток типа ? J? = ? (Кгл), хотя бы и заданных в виде формул, означает внесение количественной дезинформации.

Разработанный автором алгоритм интерпретации данных ГМ свободен от перечисленных недостатков. Он использует оригинальную интерпретационную модель и специальные метрологические характеристики: концентрационную чувствительность по урану, радиальную чувствительность канала ГМ и геометрический фактор полупространства. При соответствующей метрологической настройке этот алгоритм обеспечивает:

· количественное определение суммарного массового содержания ЕРЭ в горных породах в петрофизически обоснованных единицах (в единицах уранового эквивалента eU) по результатам измерений в необсаженных и в обсаженных скважинах;

· количественный учет (исключение) влияния изменений технических условий измерений;

· абсолютную сопоставимость результатов измерений, выполненных с разнотипной скважиной аппаратурой;

· сопоставимость результатов измерений в лабораторных и скважинных условиях;

· формализованную экспертную оценку качества результатов измерений в моделях -- государственных стандартных образцах содержаний ЕРЭ (ГСО-ЕРЭ) и полевых калибровочных устройствах (ПКУ).

Метрологическое обеспечение алгоритма интерпретации заключается в его настройке на метрологические характеристики используемого радиометра -- концентрационную чувствительность по урану и радиальную чувствительность. При необходимости метрологические характеристики могут быть определены отдельным программным модулем по результатам измерений в ГСО-ЕРЭ или ПКУ, а при отсутствии таковых -- рассчитаны теоретически по оригинальной методике.

Входными данными и результатами алгоритмической интерпретации являются следующие величины.

Входные данные:

1) концентрационная чувствительность по урану;

2) радиальная чувствительность;

3) текущая статическая амплитуда показаний (имп/мин или мР/час);

4) плотность промывочной жидкости (г/см3) и ее тип (обычный глинистый раствор или утяжеленный баритом);

5) текущий диаметр скважины (данные кавернометрии);

6) плотность и толщина стенки обсадной колонны;

7) плотность и толщина глинистой корки (определяются программно);

8) плотность цементного камня;

9) скорость v регистрации диаграмм (м/час) и постоянная времени ? интегрирующей ячейки (сек) (при ее наличии).

Величины v и ? вводятся для преобразования динамических аномалий в статические. Параметры промежуточных зон используются при определении геометрических факторов зон в системе скважина-пласт (для обсаженных скважин плотность цементного камня вводится по умолчанию; при некачественном цементировании возможна корректировка).

Программные модули предварительной обработки осуществляют:

· преобразование динамических аномалий в статические с учетом нелинейности аппаратуры;

· расчленение разреза на пласты по диаграмме ГМ и учет конечной мощности пластов;

· сопоставление границ пластов, выделенных по всем диаграммам комплекса ГИС, формирование сводной попластовой таблицы абсолютных амплитуд статических аномалий (эта процедура необходима при интерпретации данных ГМ в комплексе ГИС).

Выходные данные: суммарные массовые содержания ЕРЭ в пластах в единицах эквивалентного массового содержания равновесного урана eU.

Разработанное интерпретационно-алгоритмическое обеспечение ГМ обладает следующими отличительными достоинствами:

· интерпретация данных ГМ осуществляется непосредственно в единицах петрофизического параметра (уранового эквивалента) eU;

· для величины eU доказана строгая петрофизическая модель [9], благодаря чему получаемые результаты могут быть обоснованно использованы в системе петрофизических уравнений при комплексной интерпретации (при отсутствии данных ГМ-С);

· исключение влияния конструкции скважины (плотности и радиоактивности бурового раствора, цементного кольца в обсаженных скважинах, параметров обсадной колонны, изменений диаметра скважины с глубиной);

· при отсутствии информации о радиоактивности промежуточных зон в системе скважина-пласт интенсивность фоновой компоненты, включая собственный фон прибора, определяется и учитывается программно (автоматически);

· не требуется наличия опорных пластов а также информации о литологическом составе изучаемых отложений;

· абсолютная сопоставимость результатов интерпретации замеров ГМ, выполненных с разнотипной скважинной аппаратурой;

· абсолютная сопоставимость результатов измерений в лабораторных и скважинных условиях;

· абсолютная сопоставимость данных интегрального ГМ с данными ГМ-С, выполненными в различных скважинах. Это позволяет передавать спектрометрическую информацию о содержаниях ЕРЭ, получаемую (пока еще) в ограниченном числе скважин, через показания интегрального ГМ, регистрируемые во всех скважинах (канал ГМ присутствует в радиометрах любого типа).

В программной реализации используется банк метрологических характеристик каналов интегрального ГМ для всех типов скважинных радиометров, что позволяет, в частности, выполнять переинтерпретацию и ревизию архивных данных, полученных с помощью устаревшей аппаратуры (в том числе снятой с производства).

16. Определение проницаемости и структуры емкостного пространства коллекторов (индикаторный метод по радону)

Индикаторный метод по радону (ИМР; Radon Tracing Technique - RTT) входит в семейство методов радиоактивных индикаторов (активаторов) или методов меченого вещества. Они основаны на общем физическом принципе, обусловливающем высокую петрофизическую информативность. Все эти методы используют гидродинамическое воздействие на пласт и основаны на изучении радиального распределения индикаторного флюида (активатора) в прискважинной зоне. Принцип методов и технология их применения были предложены В.Н.Дахновым и впервые успешно реализована в 1952 г.[8].

ИМР предназначен для выделения коллекторов и количественного определения их фильтрационно-емкостных характеристик -- динамической пористости и проницаемости, раскрытости трещин (для низкопористых кол лекторов, проницаемость которых определяется трещинами), а также остаточной флюидонасыщенности непосредственно в условиях естественного залегания.

ИМР применяется в нефтегазопромысловой геологии для получения информации, необходимой для подсчета извлекаемых запасов нефти и проектирования разработки месторождений, контроля технического состояния скважин (табл.8).

В 1963 г. Р.Н. Шехалиев и А.А. Али-Заде предложили применять в качестве активатора радон, который обладает высокой растворимостью как в нефти, так и в воде (коэффициент растворимости радона в нефти в 40 раз выше, чем в воде). Радон экологичен: он имеет очень малый период полураспада (2,6 сут.) и практически не сорбируется.

Технология подготовки индикаторной жидкости, воздействия на пласт и проведения измерений были разработаны и внедрены под руководством М.С.Макарова (1974, ВолгоградНИПИнефть). Методика и алгоритм количественной интерпретации данных ИМР как комплекса методов ГИС были предложены Д.А.Кожевниковым (1985). Впервые эта методика была успешно реализована при подсчете запасов Тенгизского месторождения (Прикаспийская впадина) [39] на ДВК “Электроника”.

Для этого месторождения характерно широкое развитие зон АВПД с коэффициентом аномальности 2; бурение ведется на непроводящих электрический ток известково-битумных растворах (ИБР). Использование таких растворов существенно ограничивает комплекс ГИС: не применяются электрические методы (ПС, БЭЗ, БМ, МЗ, БМЗ), малоинформативен индукционный метод из-за высокого удельного электрического сопротивления пород (более 100 Ом*м) в продуктивной части разреза. Поэтому при исследовании скважин Тенгизского месторождения использовались только методы радиометрии и акустики.

16.1 Методика интерпретации

Эта методика служит примером интерпретации данных интегрального гамма-метода в комплексе с другими методами радиометрии скважин.

Исходная информация включает данные ГМ, ННМ (НГМ), ГГМ, кавернометрию. Интерпретирующий программный комплекс “Радон” (авторы -- В.Л.Шагин и Д.А.Кожевников) допускает представление исходной информации на магнитных носителях в аналоговой или цифровой форме.

Интерпретирующая программа работает в диалоговом режиме, в соответствии с реакцией оператора на предлагаемое меню.

Основные функции:

-- ввод и обработка данных (с магнитных носителей или клавиатуры);

-- настройка системы на метрологические параметры скважинной аппаратуры и априорную петрофизическую информацию;

-- вывод символьно-цифровой информации на экран и печать, ее контроль и оперативная коррекция;

-- вывод графической информации на экран и печать в виде гистограмм, сопоставлений (кросс-плотов) различных петрофизических параметров, обеспечивающих классификацию пластов по структуре емкостного пространства, распределениям значений фильт рационно-емкостных свойств, диаграмм изменения петрофизических характеристик по разрезу скважины;

-- статистическая обработка и регрес-сионный анализ выявляемых петрофизических связей.

Интерпретирующая система “Радон” построена по модульному принципу и включает:

-- диалоговые подпрограммы подготовки, ввода и вывода геофизической информации на магнитные накопители;

-- программы расчета петрофизических параметров и классификации пластов;

-- сервисные программы статистической обработки и выдачи результатов в виде таб-лиц и графиков.

Таблица 6. Типы настроек алгоритма интерпретации данных ИМР

Метрологическая	Технологическая	Петрофизическая
Настройка на метрологические характеристики скважинной аппара	Учет неравномерности распределения индикаторного флюида (концентрации радона) по стволу скважины до инжекции в пласт, и остаточной - после промывки
туры (концентрационные и радиальные чувствительности, коэффициенты дифференциации, и прочие)	Учет технологии исследований и условий измерений (конструкция скважины, положение прибора и геометрия замеров)	Выбор опорных пластов (может выполняться программно), петрофизической модели остаточного флюидонасыщения, учет зон АВПД и АНПД

16.2 Аппаратное и системное обеспечение

Аппаратное обеспечение включает обычное насосно-компрессорное оборудование для приготовления и закачки бурового раствора, твердотельный генератор радона, скважинную геофизическую аппаратуру нейтрон-нейтронного метода по надтепловым или тепловым нейтронам (с каналом интегрального гамма-метода) и плотностного гамма-гамма метода (желательно), каверномер.

Программа “Радон” работает в ДОС; минимальная конфигурация -- РС-386/40MHz, 4 RAM/, 100 Mb HDD и выше.

16.3 Эффективность применения

Эффективность применения ИМР обеспечивается высокой петрофизической информативностью метода, совершенством алгоритма интерпретации (табл.9) и достоинствами технологии:

-- высокой растворимостью радона в воде, нефти, нефтепродуктах;

-- закачкой индикаторной жидкости в заданный интервал разреза скважины;

-- радиационной безопасностью и экологической чистотой, отсутствием адсорбции радона на скважинном оборудовании и в емкостном пространстве пород;

-- надежным разделением пластов по структуре емкостного пространства: порового, трещинного, кавернового или смешанного типа;

-- прямой количественной оценкой фазовой проницаемости коллекторов (для индикаторной жидкости), выраженной в единицах проницаемости для опорного высокопористого и высокопроницаемого пласта) и динамической пористости коллекторов сложного состава и строения непосредственно в условиях естественного залегания;

-- применимостью методики интерпретации для пород любого литотипа.

Заключение

Сложность и многообразие актуальных геологических задач определяют принципиальную комплексность применения методов ГИС и интерпретации получаемых результатов.

Интерпретационно-алгоритмическое обеспечение методов ГИС развивается по двум основным направлениям - развитию методов индивидуальной и комплексной интерпретации, реализуемых в виде программно-методических комплексов. Все более проявляется стремление к реализации таких интерпретационных процедур, которые максимально используют возможности вычислительной техники и в принципе нереализуемы в режиме “ручной” (палеточной) интерпретации.

Одновременно произошла переоценка роли отдельных методов в комплексе ГИС и их геологической информативности.

К своему столетию методы ядерной геофизики сформировались как информационное ядро современного комплекса ГИС. Интерпретационно-алгоритмическое и метрологическое обеспечение ядерных методов обусловливает их высокую информативность в комплексе ГИС.

Наивысшим информационным потенциалом обладает метод гамма-спектрометрии. Включение в комплекс ГИС гамма-спектрометрии разрубает самые сложные узлы по принципу “чем хуже для стандартного комплекса, -- тем лучше для гамма-спектрометрии”.

Введение ГМ-С в комплекс ГИС позволяет:

-- выявлять нетрадиционные -- сложные -- коллекторы и определять их емкостные свойства;

-- классифицировать коллекторы по структуре емкостного пространства (при использовании динамического воздействия на пласт),

-- оценивать проницаемость и динамическую пористость;

-- выявлять зоны искусственной трещинноватости и внутренней глинизации;

-- оценивать минералогическую и гранулометрическую глинистости, содержания отдельных минералов, влияющих на коллекторские свойства отложений в процессе формирования залежей и при их разработке.

Новое интерпретационно-алгоритмическое и метрологическое обеспечение гамма-спектрометрии нефтегазовых скважин обусловливает ее высокую информативность при стратиграфическом и литологическом расчленении и корреляции отложений, пространственном моделировании отдельных пластов и месторождений в целом, литофациальном картировании, литолого-генетическом, седиментологическом и георитмологическом анализах, при прогнозе промышленной продуктивности коллекторов, контроле разработки месторождений и технического состояния скважин.