Интерпретация

Воспользуемся вспомогательным треугольником (рис. 76). Для этого на вторую полоску бумаги снимем опорную амплитуду в

масштабе диаграммы. Положим обе полоски на основания двух подобных треугольников сетки и перенесем штрихи kпп с одной

шкалы на другую.

9. Полученная шкала kпп в масштабе диаграммы НГМ позво­ ляет снять значение kпп для любого пласта. Так, например, для пласта 5 сверху вниз отсчитываем kпn• равный 10, 13,5, 15, 17, ..., n %; для пластов 6-8 соответственно 3,7, 5,1, 5,3 %. Отмечаем,

что из поправок LAW; требуются лишь поправки AWrл и АWлит·

Последняя вводится только в пределах пласта 5, поскольку он является песчаником, а опорный пласт 1 - известняком.

В связи с этим ряд отсчетов kпп в пределах пласта 5 после по­ правки на литологию даст значения kпп 11/:j +6 %. Поправка на гли­

нистость вводится исходя из Сrл. определенного по ГМ. Так, для

пласта 5 определяется величина krл 11/:j Сrл(1 - kпп) =	0,12(1 -
- 0,10) = 0,108; l!.Wrл = krлWcв = 0,108·0,2 = 0,0216 ИЛИ 2,1	%. Таким

образом, в кровле пласта 5 первый слой имеет пористость kп =

= kпп + АWлит -	А Wrл = 10 + 6 -	2,1 = 13,9 %. в интервале 6 kпп =
= 3,7 %; l!.Wrл	= krлWcв = Сrл(1	- kпп)Wсв = 0,07(1 - 0,037)·0,1 =

= 0,0067 или 0,67 %; kп = 3,7 - 0,67 = 3 %. В интервалах 7 и 8, где

глинистость практически равна нулю, kп = kпп•>.

Задачи

78. Оценить пределы изменения эквивалентной влажности в

песчаных коллекторах одного из нефтяных месторождений Тата­

рии, если коэффициент пористости kп изменяется от 15 до 23 %,

а глинистость Сrлот о ДО 12 %; Wсв = 0,2.

79. Оценить пределы изменения эквивалентной влажности

глинистого песчаника, если его пористость изменяется в преде­

лах 11-29 %, а глинистость - 10-40 %. Сделать выводы о воз­

можностях изучения глинистых коллекторов по данным ней­

тронного гамма-метода; Wсв = 0,3.

80. Оценить пределы изменения эквивалентной влажности в

карбонатных отложениях девона одного из нефтяных месторож­ дений Башкирии, если пористость по разрезу изменяется от 8 до

17 %; нерастворимый остаток kно изменяется от О до 17 %; Wсв =

=0,1.

81.Оценить пределы изменения эквивалентной влажности га­ зонасыщенного песчаного коллектора с пористостью 26 %, газо­ насыщенностью в зоне проникновения 35 %, а после расформи­ рования зоны проникновения - 80 %.

•>значения Wca = 0,2 для глин и Wco = 0,1 для известняков взяты на основании

специальных исследований.

180

Рис. 76. Масштабные треуrольиики для построения шкал на диаграммах с раз­

личной ДJIИИОЙ опорных 8МJJJUIТYд

82. Оценить эквивалентную влажность опорных пластов не­

размытых глин, если глубина залегания их изменяется от 1000 до 3000 м (см. табл. 27), а содержание связанной воды Wсв =

=0,25 м3/м3.

83.Построить шкалу kuп для диаграммы НИМ-Т, если ве­

личина опорной амплитуды на диаграмме составляет 156 мм.

Опорными являются пласт размытых глин с dc = 0,32 м, ku =

= 12 %, Wсв = 0,28 и известняк пористостью 1; 2; 5,5 %; dc = 0,2 м. 84. Построить шкалу kuп для диаграммы ННМ-Т-40, если

отклонение кривой от пластанеразмытых глин до опорного пла­

ста песчаника составляет 11 см; Inrmln соответствует пласту глин

неразмытых; dc = d8 = 0,24 м. Вторым опорным пластом служит

песчаник с мало изменяющейся средней пористостью 24 %.

Запись проведена зондом ННМ-Т-40; Рр = 2,5 Ом·м; бр

= 1,22·103 кгjм3; удельное сопротивление пластовой воды Рв =

= 0,12 Ом·м. "

85. Провести обработку и интерпретацию диаграмм НГМ и

ГМ, изображенных на рис. 60. Определить величину нейтронной

пористости. Диаграммы зарегистрированы прибором ДРСТ-1; dc = 0,2 м; бр = 1,2·103 кгjм3; Рр = 1,9 Ом·м; скорость регистрации

v = 350 мjч; 't = 12 с. Сведения об опорных пластах: глины с преобладанием гидрослюд - kт11 = 80 %, Wсв = 0,25; известняки чистые - ku = 2+3 %, kr11 = О. Кристаллы в каналах ГМ и НГМ

соответственно 30х70 и 30х30 мм.

86. Определить коэффициент истинной пористости газонасы­

щенного пласта, представленного чистым известняком, если ко­

эффициент нейтронной пористости, полученный по показаниям

зонда НГК-60 (аппаратура ДРСТ-3-90), составляет 15 %. Пласто­ вые давление и температура соответственно равны 18 МПа и 60 °С. Пластовый газ преимущественно метанового состава, ко­

эффициент остаточного газанасыщения в ближней зоне состав­ ляет 30 %.

87. Оценить значение поправки на плотностной эффект за счет газонасыщения пласта для условий предыдущей задачи. В

первом варианте расчетов принять значение минерализации пла­

стовой воды, равное 20 гjл, во второмравное 250 г/л.

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАrРАММ, ПОЛУЧЕННЫХ ДВУХЗОНДОВЫМИ

НЕйтРОННЫМИ ПРИБОРАМИ (24, 25]

ПрИ интерпретации диаграмм НМ, полученных с двухзондо­

вымя или многозондовыми нейтронными приборами, коэффици­

ент нейтронной пористости находится через декремент простран­ ствеиного затухания плотности тепловых нейтронов а или опре­ деляющую его величину А:

182

А= lм/lв;	(62)
а = ln(/м/Iв)/I1L = lnA/М,	(63)

где lм и / 5 - интенсивности излучения, регистрируемые на рас­ стояниях Lм и Lв от источника излучения; I1L = Lв - Lм. Интен­ сивности излучения lм и / 5 выражаются в условных единицах

(или импjмин), т.е. калибруются по показаниям малого и боль­

шого зондов в пресной воде. Перед получением отношения А

величины интенсивностей подлежат приведению к бесконечной

толщине пласта путем введения обычной поправки v =f(v, 't', h).

Для многозондовой аппаратуры К-7 схема интерпретации, та­ ким образом, выглядит так:

Переход от А к а осуществляется с помощью калибровочного

графика, приведеиного на рис. 77.

Переход от а к kпп требует использования кривой, соответст­

вующей скважинным условиям (dc, Ср, С.). Величина kпп подле­

жит последующей корректировке, если условия измерений не соответствуют модели, для которой получена зависимость а =

=J(kпп).

_,

а, м

0,6	0,8	1,0	1,5	2	2,40	10	20	30	40
					А				w,%

Рис. 77. Кривые зависимостей А = /(а) и а = /(w) дли определении w. =k.v..•

по даииым МИК (К-7) [24]:

dc =0,19 м; иэвесТНJП(; 1- СФ =с.< 3 r/л NaCl; 2- СФ = с.- 170 r/л NaCl; З­

скважина обсажеииаи, d._ = 0,146 м

183

Перед интерпретацией диаграммы аппаратуры К-7 прохо­

дят многократный контроль качества, обеспечиваемый возмож­ ностями аппаратуры (наличие дополнительных большого и мало­

го зондов, проверка стабильности работы аппаратуры в отдель­ ных точках интервала записи и др.). Контроль качества про­

Изводится с помощью записи показаний метода на контроль­

ных точках, при неподвижном положении зонда. При этом запи­ сываются показания основной пары зондов (Lм = 41 см и L5 = = 56 см) и дополнительной пары (Lмд = 61 см и Lвд = 76 см),

что обеспечивается специальным дистанционным устройством,

которое удаляет индикаторы плотности тепловых нейтронов

на расстояние Ы = 0,2 м относительно их прежнего положе­

ния.

На контрольных точках рассчитывается значение а для мало­ го зонда по показаниям малого lм и малого доцолнительного

зондов lмд:

ам = ln(/м/lмд)/bl = ln(lм/Iмд)/0,2,

а также значение параметра А= lм/lв.

Калибровка показаний прибора осуществляется по значениям амi малого зонда и А; по показаниям малого и большого зондов,

полученным на каждой i-й контрольной точке, путем нанесения

результатов калибровки прибора в поле эталонного графика А = =/(ам). При несоответствии результатов калибровки эталонному

калибровочному графику производят коррекцию показаний ме­ тода, учитывая разницу М; между значениями Ai и Аэт (М;=

= Ai- Аэт) на каждой контрольной точке. При этом строят гра­

фик изменения значений невязки М; с глубиной, равномерно

распределяя значение невязки между контрольными точками.

Затем рассчитывают значение невязки и вычитают его в каждом

интервале глубин из значений А;, приводя таким образом пока­

зания метода к эталонным, что обеспечивает увеличение надеж­

ности получаемых данных.

При.мер 45. Произвести интерпретацию диаграмм НМ, запи­

санных аппаратурой МИК (К-7), в интервале скважины (см. рис. IV).· ВЪIДелим в заданном интервале участок коллектора на глу­

бине 2839-2842 м.

Снимем отсчеты (в импjмин): lм = 10 000, / 5 = 7250; получим

А= 1,38.

Вычислить из этого отношения величину а (м-1) по формуле

(63) нельзя, так как чувствительности каналов к излучению раз­ личны. Используем переход от А к а, учитывающий этот фактор

184

(см. рис. 77). Найдем а= 11 м-1 и по~ этой величине по данным

рис. 77 найдем kпп.к = 14 %, Аkп.лвт = 2,1 %">, kп = 16,1 %.

Задача 88. Произвести послойное определение kпп.к на участке

разреза (см. рис. IV, V). Отметить диапазоны изменения kпп.к в коллекторах, плотных и глинистых разностях. Объяснить, какая

информация необходима для перехода от kпп.к к kп.

ИМПУЛЬСНЫЕ НЕЙТРОННЫЕ МЕТОДЫ

Импульсные нейтронные методы (ИНМ) основаны на облу­ чении горных пород импульсными потоками быстрых нейтронов,

излучаемых скважинными генераторами нейтронов, и измерении

впромежутках между импульсами характеристик нестационар­

ных полей тепловых нейтронов (ИННМ) или вторичного гамма­

излучения радиационного захвата (ИНГМ). Различие этих мето­ дов сос:rоит в том, что показания ИНГМ требуют корректировки

на вклад естественного гамма-фона и менее зависят от свойств среды, заполняющей скважину. Помимо этих модификаций ме­ тода в промышленности используется спектральный вариант

ИНГМ-С, который позволяет определить элементный состав горных пород, в том числе и выполнить С/0 каротаж.

Импульсные методы, в отличие от стационарных, изучают по­

ведение нейтроных полей или гамма-квантов во времени.

Импульсные методы бывают однозондоные (приборы ИГН-4 и ИГН-6) и двухзондоные (приборы ИНМ-2, ИНК-7, ИНК-9).

Современная аппаратура импульсного нейтрон-нейтронного ка­

ротажа - АИНК-89 характеризуется наличием четырех измери­

тельных зондов, что позволяет измерять не только временное, но

и пространствеиное распределение тепловых нейтронов в объеме

скважины. Для выполнения С/0 каротажа и элементного анали­

за горных пород разработана современная отечественная аппара­

тура АИМС, ЦСП-С/0-90, МАРКА-ИНГС. Зарубежные фирмы

используют следующие типы аппаратуры для решения этих за­

дач: RST В (•Schlumberger•), PSGT (•Hulliburton•) и MSI С/0 (•Baker Atlas• ).

Длина зонда в однозондоной модификации метода равна при­

мерно 40 см, в двухзондоной размер малого зонда обычно изме­

няется в диапазоне 30-40 см, размер большого- 60-70 см.

Импульсные методы используются для выполнения литоло­

гического расчленения разрезов скважин, разделения коллекто­

ров по характеру и степени насыщения, определения положения

ВИК, ГВК и ГИК, а также в качестве контрольного метода при

'1Мп.лит определяем по данным рис. 73, в.

185

выполнении специальных исследований rис в случаях закачки

.в пласты веществ с аномальными нейтронно-поглощающими

свойствами.

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ, ПОЛУЧЕННЫХ ОДНОЗОНДОВЫМИ ИНМ

Показания однозондовых импульсных нейтронных методов используют для определения времени жизни тепловых нейтронов

'tn или величины обратной ему - временного декремента затуха­

ния плотности тепловых нейтронов A.n:

An = 1/'tп.

Регистрация плотности тепловых нейтронов ил~ продуктов их взаимодействия с породой производится через определенные промежутки времени tэi (именуемые временем задержки) после

кратковременного облучения породы потоком нейтронов высоких

энергий. Регистрация показаний на каждой задержке осуществ­

ляется в течение векоторого времени, называемого длительно­

стью временного окна или •шириной окна•. Запись ИНМ вы­

полняется на нескольких временах задержки в зависимости от

способа регистрации. При первом способе записи данных ИНМ

регистрируется скорость счета на точках при неподвижном по­

ложении прибора. В этом случае используют до восьми времен

задержки, поскольку назначением этого способа регистрации по­ казаний ИНМ является получение опорной информации для

последующего контроля непрерывной записи показаний метода.

Непрерывная по глубине запись показаний метода является вторым способом регистрации, при котором может использовать­

ся три-четыре задержки. Третьим способом регистрации данных ИНМ является запись кривой временного декремента Ап или времени жизни тепловых нейтронов 'tn· Последнее возможно при

наличии цифрового регистратора и связанного с ним вычисли­

тельного комплекса.

Зависимость плотности тепловых нейтронов 1 = /(t) на ма­

лых временных значениях t после кратковременного излуче­

ния быстрых нейтронов характеризуется ростом 1 во времени.

После достижения максимума вид зависимости подчиняется за­

кону

1 =1oe-tl~n =1ое-Л..t'

где 10 - плотность нейтронов в момент t0 достижения кривой плотности максимальных значений.

186

По кривым изменения скорости сЧета с глубиной, получен­

ным на разных задержках, производят отбивку границ пласта,

снятие отсчетов и исправление на ограниченную толщину пласта,

как при интерпретации ГМ. Для приведения наблюденных зна­ чений Л к показаниям в пласте бесконечной толщины предложе­

на формула л.. = Л..м +(Л- Л..м)/(1 - exp(-h(4,5 + 0,15h)), где Л,
Л..м и л..	- соответственно, значения декремента затухания про­

тив исследуемого пласта, вмещающих пород и исправленное зна­

чение [13].

Величину 'tn можно определить с помощью следующей фор­

мулы

где / 1 и /2 - скорости счета на соответствующих задержках t31 и ta2• ДлЯ получения более достоверных результатов определения 'tn

производят несколько раз попарно для разных задержек. При

этом Исключают резко выпадающие значения полученных при

этих расчетах 'tn. Определение 'tn можно выполнить графически.

При этом на полулогарифмическом бланке нанести в выбранном

масштабе по оси абсцисс значения задержек t31, по оси ординат в логарифмическом масштабе - значения скорости счета /1 на со­

ответствующей задержке. Через фактические точки провести ос­

редняющую прямую (асимптоту к правой части построений - в

области больших времен). Разность абсцисс между двумя значе­

ниями ординат, составляющими 1 и 2,71, равна искомой величи­

не 'tn или 1/Лп.

Поправки на влияние скважинных условий измерения в пока­

зания ИНМ приведеныв работе [3).

Декремент затухания плотности тепловых нейтронов Лип не­

глинистой нефтегазонасыщенной породы с пористостью kп равен

[13]

(64)

где Лсх - декремент затухания нейтронов в минеральном скелете

породы; Аз - то же в заполнителе пор:

(65)

где k., k8 , kr- коэффициенты водо-, нефте- и газонасыщенности пор; Л., Ли, Лr - декременты затухания нейтронов в воде, нефти и

газе соответственно.

В табл. 24 приводятся значения среднего времени жизни и декремента затухания плотности тепловых нейтронов для неко­

торых сред.

187

Таблица 24

Среднее время ЖИ3Н11 тепJiовых иейтронов -r. и декремент

aaтyxaJIJIJI ПJJоmости теПJJовых нейтронов А" ДJIJI некоторых веществ

(Д.М. СребродольСIСИЙ и др., (13])

	Вещество	'tn, МС	А", мс-1	Вещество	t.., мс	Л", мс-1
	Кварц	1,1	0,9	Сидерит	0,09	11
	Кальцит	0,63	1,59	Каолинит	0,36	2,78
	Доломит	0,96	1,04	МоитморИJIJiонит	0,40	2,5
	Аиrидрит	0,36	2,78	Вода nресная	0,207	4,83
	Гиnс	0,25	4,0	Вода ПJJастовая (в эависи-	0,04-0,2	4,83-25
	rалит	0,006	167	мости от минералиэации)		4,75
	Орто1СЛа3	0,30	3,3	Нефть	0,21
	Лпъбит	0,63	1,59	Уrлеводородный rаэ (в эа-	0,3-3,0	0,33-3,3
	Анортит	0,66	1,51	висимости от давления)

Значение Л.. для пресной воды, в соответствии с данными

табл. 24 равно 4,83 мс-. Для водного раствора хлористого натрия

с минерализацией с. (в гjдм3) значение Л.. рассчитывается по

формуле

Л..= 4,83 + 0,077С•.

.(66)

Эта формула может использоваться и для смеси солей с пре­

обладанием NaCl. При этом под с. подразумевается суммарное

содержание хлоридов.

Значение Ли для нефти (СхНу) с плотностью о. при пластовых

условиях:

Ли= 4,83б.(9у/(12х +у)),

(67)

где х и у - количество атомов углерода и водорода в молекуле

нефти.

Для нафтеновых нефтей (СпН2п):

Значение Л... для газа также можно рассчитать по формуле

Л...= 4,83wr,

(68)

где щ. - водородный индекс газа.

Значения Л.. пластовой воды изменяются в диапазоне от 4,83

до 25 мс-1 -в зависимости от ее минералйзации. Для не~ти зна­

чение Ли равно 4,75 мс-1, а при газовом факторе 100 м jм3 со­ ставляет 4,60 мс-1• Для конденсата Лк равно 3,8 мс-1• Декремент

188

затухания в пластовом газе, харRктеризующемся преобладанием

метана, изменяется от 0,33 до 3,3 мс- в зависимости от давления.

Различие значений декремента затухания нейтронов в минерали­

зоваиной воде, нефти и газе является физической основой для разделения водо-, нефте- и газонасыщенных пород по материа­

лам ИИМ. Благоприятными условиями для применения метода являются пластовые воды высокой минерализации и невысокие

пластовые давления. Иеудовлетворительные результаты получа­

ют при низкой минерализации (С. < 50 гjдм3) пластовых вод.

Разделение нефте- и газонасыщенных пород ограничено при вы­

соких (более 30 МПа) пластовых давлениях.

В глинистых породах

Лип = ЛСIС(1 - kп - krя) + Лrя krя + Ла kп,	(69)
где krя - объемное содержание глин; Лrя -	декремент затухания

нейтронов в агрегатах глинистых частиц. В глинистых минералах

Л составляет 2,5-2,8 мс-1; его значения существенно изменяются

в завиеймости от влажности глин и минерализации связанной воды. Учет глинистости обязателен при интерпретации данных

иим.

Задача 89. Определить tn и Ли по показаниям ИИИМ, полу­

ченным на четырех задержках (рис. VII, VIII, IX), в интервалах разреза, соответствующих коллекторам. Граничное значение ко­

эффициента пористости принять равным 6 %. Выделить интер­

валы газо-, водо- и нефтенасыщенных прослоев. Определить по­

ложение ВИК и ГИК. Выявить обводнившиеся в процессе разра­ ботки интервалы коллекторов. Оценить коэффициент газонасы­ щенности по значениям Лп и kп, приведеиным на планшете.

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ, ПОЛУЧЕННЫХ ДВУХЗОНДОВЫМИ ИНМ

Двухзондавые импульсные методы помимо величин tn или Лп позволяют оценить пространственный декремент поля тепловых нейтронов а. с использованием формулы (63) и вычислить экви­ валентную влажность w породы. В этом случае показания мето­

да на малом (Lм = 40 см) и большом (Lв = 70 см) зондах изме­

ряют при одинаковых задержках t3 и ширине окна Ы. Одним из

вариантов· двухзондавой модификации метода является импульс­

ный нейтронный метод с компенсацией влияния водородосодер­ жания - ИИИМ-КВ. Суть метода состоит в том, что длину зон­

дов и времена задержек подбирают таким образом, чтобы в водо­

носной части разреза показания двух зондов, вне зависимости от эквивалентной влажности, совпадали. В нефтенасыщенных час-

189