К оглавлению

Использование радиоактивных излучений и изотопов в геологии нефти

Ф. А. АЛЕКСЕЕВ

Общие замечания

Радиоактивные методы в нефтепромысловой геологии являются наиболее молодыми. Применение их (ГК и НТК) в промышленных целях для исследования нефтяных скважин началось практически с 1952 г., когда была создана используемая до настоящего времени двухканальная аппаратура РК, позволяющая одновременно снимать кривые ГК и НГК. Несмотря на относительную молодость метода, он прочно вошел в число обязательных при исследовании скважин во многих нефтяных районах и является единственным методом при исследовании скважин, крепленных колонной труб, когда возникает необходимость получить данные о содержании нефти, газа или воды в пластах за трубами.

При помощи радиоактивных методов практически успешно разрешена важная в технологии добычи нефти проблема определения положения водо-нефтяного контакта и контакта газ - жидкость в эксплуатационных скважинах, крепленных колонной труб.

За истекшие годы создана новая радиометрическая аппаратура, в которой используются высокоэффективные сцинтилляционные счетчики и нейтронные пропорциональные счетчики, разработаны новые методы исследования скважин - наведенная активность, нейтронный гамма-кароттаж со спектроскопией вторичного гамма-излучения, нейтрон-нейтронный кароттаж (ННК), гамма-гамма-кароттаж и др. Имеются основания ожидать в ближайшие годы бурного развития методов ядерной физики в геологии нефти, которое должно привести к успешному решению многих вопросов и, в частности, вопросов прямого выделения нефтеносных и газоносных пластов в разрезе разведочных скважин, определения положения контактов вода - нефть, газ - жидкость в любых геологических условиях, количественного определения многих физических параметров нефтяного пласта (пористость, нефтенасыщенность и др.). Изучение минералогического состава пород по разрезу скважин и получение новых коррелятивов откроют большие перспективы для самых различных структурных и палеогеографических построений в разнообразных геологических условиях.

В настоящей статье рассматриваются возможности радиоактивных методов в решении некоторых вопросов промысловой геологии, таких, как расчленение разреза и выделение продуктивных пластов, определение положения контакта вода - нефть, газ - нефть и газ - вода в условиях скважин, крепленных колонной стальных труб, количественное определение пористости и других физических параметров пласта, а также вопросы использования радиоактивного изотопа - трития - для контроля за движением пластовых вод при законтурном заводнении и возможности радиометрии для поисков нефтяных и газовых месторождений. При написании статьи были широко использованы результаты исследований, ведущихся в лаборатории № 1 Института нефти АН СССР, особенно при освещении разработки новых радиометрических методов исследования и новейшей аппаратуры.

Успешная разработка методов НГК-ЛС, НИК, НА и их широкое промышленное опробование, как и опробование новой аппаратуры, были возможны только благодаря активной совместной работе лаборатории № 1 Института нефти АН СССР и тематических партий геофизических предприятий нефтяной промышленности во главе с начальниками партий: Е.Б. Бланковым, И.А. Дворкиным, А.В. Золотовым, Ю.А. Гулиным, Л. Цлавом, С.П. Омесь и В.П. Иванкиным.

Расчленение геологического разреза скважин

Расчленение геологического разреза, вскрываемого скважинами, бурящимися без выноса или с крайне ограниченным выносом керна, в общем случае удается методами электрического кароттажа. В большинстве случаев при помощи этих методов решаются вопросы выделения продуктивных нефтеносных и газоносных пластов и выясняются физические свойства их. Однако встречаются геологические условия, где электрический кароттаж не может решить указанные выше вопросы. Это относится прежде всего к разрезу, сложенному карбонатными и галогенными осадками, а также ко всем случаям изучения жидкостного насыщения пластов и их физических параметров в скважинах, крепленных колонной стальных труб. В этих условиях единственными и в высшей мере эффективными являются нейтронные методы.

При исследовании скважин используются нейтронные методы в двух модификациях: нейтронный гамма (НГК) и нейтрон-нейтронный (ННК) кароттаж. Физические основы обеих модификаций нейтронного кароттажа (НГК и ННК) одинаковы; интенсивности измерений зависят в основном от содержания водорода и хлора в породах. При помощи НГК регистрируется интенсивность вторичного гамма-излучения, возникающего в результате взаимодействия быстрых нейтронов с породой, а при ННК регистрируются тепловые или надтепловые нейтроны. Преимущественное развитие у нас в стране получил метод нейтронного гамма-кароттажа (НГК). Существующая аппаратура РК позволяет снимать одновременно кривые ГК и НГК, которые, дополняя друг друга, повышают надежность геологической интерпретации измерений естественного и вторичного гамма-излучения. Сведения по ГК и НГК особенно важны в геологических условиях новых районов, где электрические параметры пород еще недостаточно изучены. Большая работа по разработке принципов интерпретации кривых ГК и НГК проведена коллективом ВНИИгеофизика под руководством Н.А. Перькова.

Нейтронный гамма-кароттаж (НГК) весьма эффективно используется для расчленения разреза, сложенного карбонатными и гидрохимическими осадками - известняками, доломитами, гипсами, ангидритами, солью; он помогает выделять в этом разрезе пористые зоны и тем самым способствует выявлению нефтяных и газовых залежей. В случаях осолонения бурового раствора или вообще при бурении на соленых растворах в карбонатном и галогенном разрезе НГК является по существу единственным методом, позволяющим выделять нефтеносные или газоносные пласты.

Проведенные в 1955-1956 гг. Институтом нефти АН СССР исследования ряда скважин нефтяных месторождений в Волго-Уральской области показали большие возможности метода ННК в выделении пористых зон в карбонатном разрезе. Этим же методом отчетливо расчленяется тонко переслаивающийся разрез месторождений Краснодарского края. Особо следует отметить возможности, которые открываются перед методом ННК по надтепловым нейтронам для изучения скважин, заполненных солеными растворами.

При использовании гамма-спектрометров для исследования скважин колонкового бурения станет возможным выявление новых, в высшей мере надежных коррелятивов в немых однообразных толщах геологического разреза, значительное сокращение объема изучения кернового материала и повышение надежности структурных построений.

Определение положения контактов вода-нефть и газ-жидкость в скважинах, крепленных колонной стальных труб

В процессе разработки нефтяных месторождений важно своевременно выяснять характер продвижения законтурных и подошвенных вод в нефтяную часть залежи, предупреждать возможность разрыва нефтяной залежи на отдельные участки, обеспечивая в целом наибольшее извлечение нефти из пласта. Постоянный контроль за положением водо-нефтяного контакта в пласте позволяет регулировать отбор нефти из скважин и закачку жидкости в пласт, определять интервалы вскрытий пласта в скважинах после их капитального ремонта.

Перемещение водо-нефтяных контактов приобретает особо важное значение на месторождениях с искусственно создаваемым водонапорным режимом (законтурное и внутриконтурное заводнение), а для месторождений с пологим залеганием пластов (месторождение типа Ромашкино) особое значение имеет и точность определения этого контакта.

Сегодня мы можем утверждать, что важнейшая научно-техническая проблема разработки нефтяных месторождений - определение положения водо-нефтяного контакта (ВНК) в скважинах методами радиометрии - успешно разрешена для большинству нефтеносных районов СССР.

Указанная задача методами радиометрии решается двумя способами: первый использует различие в содержании хлора в нефтеносном и водоносном пластах (методы нейтронного гамма-кароттажа (НГК) и нейтрон-нейтронного кароттажа (ННК), а второй - различие в содержании натрия (метод наведенной активности).

Известно, что при помощи метода НГК определяется водородонасыщенность горных пород, позволяя выявлять коллекторы, содержащие воду или нефть. НГК не позволяет непосредственно выделять водоносные и нефтеносные пласты, однако в природных условиях в некоторых районах удается использовать этот метод для определения нефтеносных и водоносных пластов в разрезе скважин благодаря тому, что пластовые воды обычно содержат минеральные соли и, в частности, хлориды щелочных и щелочноземельных металлов.

Хлор обладает аномально большим сечением поглощения медленных нейтронов (около 30 барн). Захват одного нейтрона ядром хлора сопровождается испусканием нескольких γ-квантов, что повышает показания прибора, регистрирующего вторичное γ- излучение (НГК) против водоносного пласта. Хотя величина этих различий при измерениях в обсаженных скважинах не очень велика (20-30%), она оказалась достаточной, чтобы использовать НГК в условиях девонских месторождений Волго-Уральской области, характеризующихся высокой минерализацией пластовых вод, для определения водо-нефтяного контакта.

Туймазинская геофизическая контора [1] впервые широко использовала НГК (стандартную аппаратуру и методику исследования) для контроля за перемещением водонефтяного контакта на Туймазинском нефтяном месторождении.

Некоторые изменения в стандартной методике измерений (борное окружение, подбор зонда, увеличение диаметра защитной гильзы прибора), предложенные лабораторией РК Московского нефтяного института (В.Н. Дахнов, А.И. Холин и др.), несколько повышают эффективность измерений методом НГК со стандартной аппаратурой для определения ВНК [2].

Работы Московского нефтяного института в значительной мере способствовали внедрению метода НГК в повседневную практику.

Возможности НГК резко повышаются при использовании аппаратуры со сцинтилляционным счетчиком. Многочисленные исследования скважин этим прибором, проведенные Институтом нефти АН СССР и тематическими партиями трестов Татнефтегеофизика и Башнефтегеофизика на нефтяных месторождениях Башкирской и Татарской АССР, показали, что при индикации более жесткой части спектра гамма-излучения в водоносном и нефтеносном пластах эффекты на водонефтяном контакте увеличиваются до 50-60%.

В аналогичных условиях замеры на стандартной аппаратуре по методике МНИ и Туймазинской геофизической конторы различаются не более чем на 20-30%.

Применение НГК для определения положения ВНК даже в случаях использования аппаратуры с сцинтилляционным счетчиком ограничивается месторождениями с высокой минерализацией пластовых вод и однородным литологическим составом пластов.

Используя отмеченное выше свойство хлора - большое сечение поглощения медленных нейтронов, становится возможным применить также и метод нейтрон-нейтронного кароттажа (ННК) для определения положения водо-нефтяного контакта в скважинах.

Плотность тепловых нейтронов в водоносном пласте в 2-3 раза ниже, чем в нефтеносном. Однако при измерениях в обсаженной скважине эти различия снижаются, потому что быстрые нейтроны, замедляясь в цементном кольце и растворе, заполняющем скважину, создают около регистрирующего прибора интенсивное поле тепловых нейтронов, мало зависящее от свойств пласта.

Вытеснение скважинной жидкости на участке прибора во время измерения плотности тепловых нейтронов, как показали модельные работы, подтвержденные исследованиями скважин, приводит к различию показаний прибора в несколько раз против нефтеносных и водоносных частей пласта. На рис. 1 приведен пример определения ВНК в скважинах методами НГК и ННК.

При оценке возможностей НГК и ННК для определения ВНК, кроме минерализации вод, необходимо учитывать литологию пласта, его коллекторские свойства. Для пластов с низкими коллекторскими свойствами показания замеряемых значений методами НГК и ННК снижаются, что может приводить к неоднозначной интерпретации этих величин. Пористость продуктивного пласта существенно может изменяться на близких расстояниях, что ограничивает возможность названных методов. Практика последних 2-3 лет работы геофизических партий трестов Татнефтегеофизика и Башнефтегеофизика указывает на то, что НГК не может решить однозначно задачу определения ВНК в скважинах. Это относится к месторождениям (Туймазинское, Бавлинское, Ромашкинское) с высокой минерализацией пластовых вод, где при помощи НГК в среднем в 80% случаев удается удовлетворительно решить эту задачу. При низкой минерализации пластовых вод или щелочном типе их методы НГК и ННК для определения ВНК вообще не применимы. К такой категории относится большое число нефтяных месторождений Союза.

Наиболее надежное решение вопроса разделения нефтеносных и водоносных пластов в крепленных скважинах дает метод наведенной нейтронами активности натрия, разработанный еще в 1953. г. в Институте нефти АН СССР [3].

В основе метода наведенной активности лежат принципы активационного анализа, широко применяемого в технике. Для разделения нефтеносных и водоносных пластов при помощи этого метода нами в качестве индикаторного элемента был избран радиоактивный натрий (Na₁₁²⁴), имеющий период полураспада 15,1 часа (Т ½ =15,1 часа) и образующийся из стабильного изотопа Na₁₁²³ при облучении его нейтронами. Как известно, содержание натрия в солевом составе пластовых вод, а следовательно, и в водоносной части пласта практически в 10-15 раз превышает содержание его в нефтеносной части.

Проводимые до сих пор исследования в многочисленных скважинах для определения ВНК методом НА показали, что при помощи его удается надежно решать поставленную задачу там, где НГК и ННК ее совершенно не решают. Обычно для месторождений девона и карбона Русской платформы наведенная активность водоносного пласта превышает в 3-6 раз наведенную активность нефтеносного пласта. На рис. 2 приведен пример замера ВНК методом НА, где НГК и ННК не давали результата.

Исследования, выполненные за последние годы коллективом лаборатории № 1 Института нефти АН СССР и тематическими партиями геофизических трестов, показали практическую возможность использования метода наведенной активности не только натрия, но и марганца, а в некоторых случаях и алюминия для разделения нефтеносных и водоносных пластов в отложениях как девона, так и карбона. Решающее значение метод НА будет иметь для определения ВНК в карбонатном разрезе и при слабой минерализации пластовых вод.

При совместных работах Института нефти АН СССР и треста Краснодарнефтегеофизика в 1956 г. получены первые результаты, подтвердившие наше предположение о возможности использования метода НА для определения положения ВНК в условиях нефтяных месторождений складчатых областей, характеризующихся относительно слабой минерализацией пластовых вод. Для широкого промышленного использования метода НА при определении ВНК на нефтяных месторождениях складчатых областей требуется аппаратура с сцинтилляционными счетчиками, пригодная для работы в скважинах с температурами до +80, +100° С.

В практике геофизических исследований метод НГК достаточно широко используется для разделения газоносной и нефтеносной (водоносной) частей пласта. Хорошие результаты по разделению этих частей пласта получены и методом ННК.

На рис. 3 приведен пример использования НГК и ННК для определения контакта газ - нефть.

Подводя итоги сказанному, можно сделать заключение, что геофизическая служба в настоящее время имеет три метода определения положения водонефтяного контакта в обсаженных скважинах: НГК, ННК и НА. При помощи этих методов можно определять ВНК в различных геологических условиях подавляющего большинства нефтяных месторождений Союза. Требуется только обеспечить геофизические предприятия скважинной аппаратурой с сцинтилляционными и нейтронными пропорциональными счетчиками и термостойкими вариантами ее.

Количественное определение пористости

Для количественного определения пористости нефтеносных пластов были сделаны предложения использовать методы гамма-гамма-кароттажа (ГГК) и НГК (Гулин). В последнее время разработкой методики НГК для количественного определения пористости занимается лаборатория МНИ им. акад. И. М. Губкина.

Метод ГГК, основанный на измерении интенсивности рассеянного γ-излучения и отражающий плотность пород, позволяет в принципе определять и их пористость. Однако небольшая глубина, доступная методу, резкое влияние бурового раствора, глинистой корки, образующейся на стенке скважины, и другие факторы приводят к очень низкой точности определений.

На показания НГК, кроме водородосодержания, связанного с пористостью, оказывает значительное влияние химический состав пород (в основном хлор), а для пород с пористостью, большей 16-20%, НГК практически не фиксирует изменений пористости.

На основании изложенного можно сделать вывод, что возможности применения НГК для количественного определения пористости весьма ограничены.

Для практических целей наиболее ценным является метод ННК по надтепловым нейтронам. Плотность распределения надтепловых нейтронов практически не зависит от поглощающих свойств среды, она определяется в основном ее замедляющей способностью. Последняя мало зависит от химического состава пород и, наоборот, находится в большой зависимости от водородосодержания пород.

В отличие от НГК метод ННК характеризуется большей чувствительностью к изменению содержания водорода в породе, на показания его не влияет γ-излучение и в значительно меньшей степени влияет плотность пород. Относительная дифференциация кривых ННК значительно выше (60-70%), чем при НГК (30-40%).

В США метод ННК по надтепловым нейтронам широко используется для количественного определения пористости, причем точность этих определений достигает долей процента [4].

В аналогичном плане ведутся исследования и у нас в тресте Башнефтегеофизика и в Институте нефти АН СССР. После модельных работ, выполненных в лаборатории № 1 Института нефти еще в 1955 г. и подтвердивших большие возможности метода ННК для количественного определения пористости, в 1956 г. были проведены широкие исследования в скважинах Туймазинсксго и Бавлинского нефтяных месторождений. Проведенные в этом направлении исследования на указанных месторождениях, а также на Анастасиевском нефтяном месторождении Краснодарского края показали, что для количественного определения пористости особенно успешно может быть использован метод ННК с регистрацией надтепловых нейтронов и что при этом точность определения пористости составляет ±10% от измеряемой величины.

На рис. 4 даны зависимости показаний кривых ННК по надтепловым нейтронам от пористости пластов для нескольких скважин. Полученные результаты являются хорошими, если учесть, что измерения проводились в обсаженных скважинах, переход же к необсаженным скважинам и доработка методических вопросов будут сопровождаться значительным повышением точности количественного определения пористости.

Таким образом, в результате значительной исследовательской работы геофизическая служба получает надежный метод количественного определения пористости для чистых, неглинистых коллекторов - метод ННК по надтепловым нейтронам. Важнейшее значение он приобретает для количественного определения пористости в карбонатных коллекторах.

Для широкого промышленного использования этого метода необходимы доработка некоторых методических вопросов (для карбонатных коллекторов), оснащение геофизических предприятий аппаратурой ННК (такая аппаратура разработана Институтом нефти АН СССР) и систематическая проводка одной или нескольких эталонных скважин со сплошным отбором керна в интересующих интервалах на каждом месторождении.

Перспективы развития нейтронных методов

Нетрудно видеть, что перспективы успешного и полноценного использования нейтронных методов в решении вопросов нефтепромысловой геологии находятся в прямой связи с быстрейшим выпуском новой аппаратуры - скважинных сцинтилляционных гамма-спектрометров и приборов для регистрации нейтронов (ННК) с нейтронным пропорциональным, а еще лучше с сцинтилляционным счетчиком.

Чрезвычайно большое значение для увеличения эффективности сцинтилляционной аппаратуры имеет применение фотоэлектронных умножителей с большим фотокатодом и кристалло-фосфоров значительно больших размеров.

Это позволит не только значительно расширить возможности нейтронных методов в решении геологических вопросов, но и резко увеличить скорость исследования скважин.

Дальнейшие перспективы развитая нейтронных методов связаны с созданием скважинного генератора нейтронов, который заменит используемые в настоящее время Ро+Be источники нейтронов, и новой измерительной аппаратуры.

Согласно сообщениям печати (например, J. Oil Forum, 1955, октябрь, стр. 369) в США генераторы нейтронов в габаритах, пригодных для исследования скважин, уже существуют и при помощи их ведутся интенсивные исследования.

Генераторы нейтронов имеют ряд решающих преимуществ перед Ро+Be источниками и раскрывают необычайно широкие перспективы исследования скважин. Благодаря высокой интенсивности вторичного γ -излучения и γ -излучения активированных ядер, возникающего под действием нейтронного пучка большой интенсивности, представляется возможным осуществить детальный анализ его энергетического спектра. Увеличение интенсивности по сравнению с имеющимися в настоящее время источниками нейтронов в сотни раз позволит прямо выделять нефтяные пласты по характерному для углерода спектру γ-лучей. При использовании генератора нейтронов станет возможна регистрация излучения Na₁₁²⁴ на фоне интенсивного излучения Мn⁵⁶ при выделении водо-нефтяного контакта и тем самым резко сократится время, необходимое для операции наведенной активности по натрию, а также значительно увеличится наблюдаемый относительный эффект.

С созданием генератора нейтронов появится возможность получения импульсного пучка нейтронов, что позволит развить новые методы исследования пород. Представится возможность также освободиться от основного недостатка методов НГК, ННК и НА  -  преимущественной чувствительности их к параметрам «ближней среды» - цементного кольца и бурового раствора. На базе этого метода, возможно, решится сложная задача количественного определения нефтенасыщения. Более того, регистрация быстрых нейтронов с первичной энергией (14 мэв) через промежуток времени 2,5•10^-6 сек после импульса даст возможность с большой точностью определять содержание водорода в породе, т. е. пористость.

При регистрации распределения быстрых нейтронов по времени и по энергии, станет возможным определение местоположения нефтенасыщенных пластов по особенностям в характере замедления быстрых нейтронов, связанным с присутствием углерода.

Наличие импульсного генератора нейтронов существенно расширит возможности активационного анализа для поэлементного анализа горных пород.

Следует указать еще, что высокая энергия нейтронов (14 мэв), получающихся в результате реакции Т-Д, значительно увеличивает проникающую способность (до 50 см вместо 15-20 см в породе средней влажности), а следовательно, резко увеличивает и разрешающую способность нейтронных методов для исследования скважин. Институтом нефти АН СССР совместно с ВНИИгеофизика и специализированными институтами ведутся работы по созданию скважинного генератора нейтронов и новой регистрирующей аппаратуры.

Так как с появлением скважинного генератора нейтронов нефтяная промышленность получит новое, в высшей мере эффективное средство исследования скважин, быстрейшей разработке его должно быть уделено самое серьезное внимание.

Радиометрический метод поисков нефтяных и газовых месторождений

Радиометрический метод относится к прямым методам обнаружения с поверхности земли нефтяных и газовых залежей.

По вопросу эффективности радиометрического метода поисков нефтяных месторождений в зарубежной печати, в частности в США, имеются противоречивые суждения. В большинстве случаев [6, 7, 8, 9, 10, 11, 12] высказываются оптимистические взгляды на возможность применения новых методов для поисков нефтяных месторождений; имеются обратные утверждения - случаи совпадений радиометрических аномалий и нефтяных залежей рассматриваются как чисто случайные [13], обусловленные своеобразными условиями морфологии местности и литологии верхних отложений.

Исследования по разработке радиометрического метода поисков нефти, выяснению основных вопросов теории и созданию соответствующей аппаратуры ведутся в Институте нефти АН СССР с 1953 г. Хотя объем этих исследований и был относительно мал, все же удалось провести радиометрические наземные и воздушные съемки в комплексе с геолого-морфологическими и геохимическими исследованиями на известных нефтяных и газовых месторождениях Нижнего Поволжья, Предкавказья и Западной Туркмении и на площадях с неустановленной нефтеносностью. Полученные материалы оказались необычайно интересными и важными и позволяют надеяться, что радиометрический метод в ряде районов и прежде всего в равнинных: степных и полупустынных может явиться прямым методом поисков нефтяных и газовых месторождений. Конечно, требуется провести еще много исследований методик работы и интерпретации получаемых материалов, а в особенности создать спектрометрическую высокочувствительную аппаратуру, чтобы рекомендовать этот метод для широкого промышленного использования.

Нефтяные и газовые месторождения отчетливо выделяются на картах радиометрических аномалий; во всех случаях нефтяные залежи отражаются пониженными значениями величины γ -излучения. В общем виде нефтяные поля обрамляются полосами повышенных значений γ -излучения.

Из числа известных месторождений нефти и газа хорошо отразились на радиометрической карте месторождения Коробковское, Казинка, Пеллагиада, Кум-Даг, Челекен, Кизыл-Кум, Котур-Тепе и др.; как нефтяные месторождения отметились не разведанные еще площади Гагрань-Даг, Гекча и др.

При обработке и интерпретации материалов радиометрической съемки необходимо со всей тщательностью учитывать стратиграфию и литологию коренных и четвертичных отложений, слагающих с поверхности исследуемую площадь, морфологию местности и особенно наличие речных долин, озер и болот, солончаков и различных шоров (соров), песчаных бугров и вносить поправки на них. Отмеченные особенности геологии и морфологии местности оказывают большое влияние на характер радиометрической карты.

Многочисленные примеры отчетливого отражения нефтяных месторождений в аномальном распределении интенсивности γ и α излучений выходят за пределы случайности и указывают на существование закономерности этого явления.

Вопрос о природе радиометрических аномалий, наблюдающихся над нефтяными месторождениями, является главным и наиболее сложным в теории метода. Хотя в изучении этого вопроса сделаны только первые шаги, представляется возможным в общем виде сформулировать наши представления на природу наблюдаемого явления: почему над Нефтяными залежами наблюдаются пониженные значения величины γ -излучения.

Пониженные значения величин γ-излучения над нефтяной залежью и относительно повышенные за ее пределами, с учетом геологического строения исследуемой поверхности, связаны с различным кларковым содержанием радиоактивных элементов в породах. Качественный анализ жесткости γ-излучения в районе нефтяных месторождений указывает на то, что наблюдаемые аномалии связаны с изменением содержания элементов уран-радиевого семейства и не связано с распределением Th.

При выяснении природы радиометрических аномалий может быть исключен из рассмотрения К⁴⁰, т.к. имеющие место амплитуды колебаний величин γ-излучения, выходят далеко за пределы содержания К⁴⁰ в породах.

Исследование α-излучений образцов пород из района нефтяных месторождений при их нагревании до +100-150° С, с учетом периода полураспада эманации, свидетельствует об эпигенетическом характере накопления урана и радия.

Распределение кларковых содержаний урана и радия в породах находится в прямой связи со специфической геохимической обстановкой, присущей нефтяному месторождению.

Экспериментальные исследования показывают, что сорбционные способности пород контролируются составом их газовой фазы и химизмом вод. Подмечено, что насыщение пород и вод такими продуктами, как СН₄, СО₂, NО₂, в четыре и более раз снижают сорбционные способности пород вне зависимости от их литологии.

Наряду с этим отмечается повышенная выщелачиваемость урана и радия, содержащихся в породах, при воздействии на них вод, насыщенных СO₂. Исследования в указанном выше плане приведут, мы полагаем, к раскрытию природы радиометрических аномалий над нефтяными залежами.

Для быстрейшего выяснения основных вопросов теории метода весьма желательно совместное проведение радиохимических, геохимических и физических исследований на ряде природных объектов наряду с проведением широких экспериментов в условиях лаборатории.

Изучение динамики подземных вод при помощи радиоактивных изотопов

Умение постоянно узнавать и контролировать направление и скорость движения подземных вод, надежно стратифицировать их имеет большое значение для различных отраслей гидрогеологии, инженерной геологии и гидротехники. В разрешении этих вопросов радиометрические методы могут оказать существенную помощь. Применительно к нефтяной геологии представляет первостепенный интерес использование радиоактивных изотопов, во-первых, для контроля за скоростью и направлением движения воды, закачиваемой в нефтяной пласт для поддержания пластовых давлений, и, во-вторых, с целью изучения режима подземных вод крупных нефтеносных провинций. Познание режима подземных вод, характера их движения и возрастных соотношений в региональном плане имеет большое значение для успешного решения важнейших теоретических вопросов нефтяной геологии, связанных с установлением закономерностей формирования нефтяных месторождений.

Для решения указанных вопросов современная гидрогеология наряду с изучением всей совокупности данных геологии располагает такими средствами, как контроль за пьезометрами и химическим составом вод. Несмотря на всю ценность этих параметров, нужно отметить, что они не могут полностью решать многие теоретические вопросы гидрогеологии. Изучение растворенных в воде газов и микроэлементов, значительно расширяя наши возможности в изучении многих вопросов гидрогеологии, является недостаточным для суждений о возрастных соотношениях вод различных этажей геологического разреза или, что особенно важно, вод и вмещающих их пород, а также характера движения этих вод.

Изучение изотопного состава некоторых элементов вод и вмещающих их пород заслуживает серьезного внимания, и на этом пути, надо полагать, мы получим немало новых открытий.

Радиоактивные изотопы широко используются для выяснения геологии и выделения пористых проницаемых пластов в скважинах. Наряду с этим радиоактивные изотопы могут быть использованы не только для изучения технического состояния скважин, но и для контроля за движением подземных вод. Изучение распределения водных пластов по пласту при законтурном и внутриконтурном заводнении, широко применяемом при разработке нефтяных месторождений, возможно только с помощью «меченых» атомов.

Исследования ученых многих стран по подбору не сорбирующегося породой индикатора пока не привели к желаемым результатам. Для решения этих вопросов лабораторией № 1 института нефти АН СССР был применен изотоп водорода - тритий.

Тритий β-излучатель, обладающий энергией в 17,9 кэв, с периодом полураспада 12,4 лет. Тритий, как индикатор для мечения воды, обладает рядом решающих преимуществ перед другими индикаторами. Высокая чувствительность измерений позволяет определять 1 атом трития на 10¹⁶ атомов водорода. Тритий входит непосредственно в состав молекулы воды (вода практически метится водой), т.е. имеет место идеальный случай максимальной близости физико-химических свойств индикатора и исследуемой системы.

Мягкое β-излучение трития, большая степень разбавления в пластовых водах и, наконец, постоянная тенденция и дальнейшему разбавлению в естественных условиях делают использование трития желательным с точки зрения техники безопасности.

Теоретические оценки разбавления меченого объема воды в промысловых условиях показали, что основным фактом разбавления является самодиффузия в потоке, тогда как диффузия в связанную воду, происходящая за чрезвычайно малое время (10^-4 • 10^-2сек), для пор среднего радиуса (10-20 микрон) практически не вносит заметного вклада в разбавление вследствие обратной диффузии в поток. Сорбционные процессы в коллекторе, по-видимому, также мало изменят концентрацию трития из-за малого коэффициента сорбции воды нефтью и породами.

В 1956 г. лабораторией № 1 Института нефти АН СССР при участии ГрозНИИ на месторождении Октябрьском объединения Грознефть была произведена закачка трития в одну из нагнетательных скважин (скв. 135). Распределение потока в пласте наблюдалось по трем эксплуатационным скважинам (скв. 73, 89 и 60) систематическим отбором проб воды и измерением трития.

Для обогащения проб тритием на один-два порядка было применено электрическое обогащение.

Излучение активности производилось в виде газообразного водорода в счетчике внутреннего заполнения Гейгера-Мюллера.

Фон счетчика объемом 0,5 л составлял 9-15 имп/мин. Расстояние между нагнетательной и эксплуатационными скважинами составляло 80, 118 и 150 м. Анализ отобранных проб из наблюдательных эксплуатационных скважин показал, что вода пришла через 3, 7 и 12 суток со скоростями 40, 12 и 13 м/сут, вместо ожидаемого прихода через 60, 45 и 180 суток по принятым промысловой службой расчетам.

Изучение активности воды позволило сделать заключение о количественном распределении потока.

Разработанная методика мечения воды тритием позволит рационально управлять режимом заводнения нефтяных месторождений и решать большой круг других гидрогеологических и гидротехнических вопросов.

На первом этапе представляет большой интерес воспользоваться тритием для решения вопроса о перетоках из пласта Д₂ в пласт Д₁ и в целом для изучения движения закачиваемых в пласты вод по Туймазинскому месторождению.

Изучение в глубинных водах другого изотопа водорода - естественного дейтерия, проводимое в Институте нефти, позволит, по-видимому, использовать его для контроля за разбавлением пластовых вод при эксплуатации нефтяных месторождений, а также может быть использовано при, выяснении вопросов генезиса вод различных горизонтов геологического разреза.

Заключение

Методы ядерной физики являются весьма эффективными в решении многих вопросов геологии нефти: корреляции разрезов, выделении продуктивных пластов, контроля за перемещением контактов нефть-вода и газ-жидкость в процессе разработки месторождений, изучении динамики подземных вод, а также изучении элементного состава горных пород, как по разрезу скважин, так и в образцах. Не раскрыты еще возможности радиометрии для поисков нефтяных месторождений.

Современное состояние промышленного использования методов ядерной физики в геологии вообще и в геологии нефти, в частности, не отвечает возможностям этих методов. Есть все основания ожидать, что ближайшее будущее ознаменуется бурным развитием методов ядерной физики применительно к решению геологических задач. Этому в немалой мере будет способствовать создание скважинного генератора нейтронов, мощного транспортабельного источника излучений и более совершенной спектроскопической гамма- и нейтронной измерительной аппаратуры. Возросшее внимание к нейтронным методам со стороны геологической и геофизической служб предприятий нефтяной промышленности СССР окажет большое влияние на успешное развитие этих методов и их широкое использование в решении разнообразных геологических вопросов.

ЛИТЕРАТУРА

1. Галявич А.Ш., Дворкин И.А., Лепешинский И.Ю., Дорофеев В.С. Оценка водонефтеносности пластов в обсаженных скважинах методом нейтронного гамма-кароттажа. Нефт. хоз., № 11, 1955.

2. Xолин А.И. Разделение нефтеносных и водоносных пластов в обсаженных скважинах радиоактивными методами исследования. Изд. АН СССР, 1955.

3. Кухаренко Н.К, Одиноков В.П., Шимелевич Ю.С. Возможности использования метода активации натрия для выявления нефтеносных и водоносных пластов и определения водо-нефтяного контакта в условиях обсаженной колонной скважины. Изд. АН СССР, 1955.

4. James Н. Russel, Bryan о. Bishop. Количественное определение пористости горных пород методом нейтрон-нейтронного кароттажа. Petroleum Eng., v. 2, № 4, 1954.

5. H. Zundberg. World Petroleum, May, 1952.

6. Lobdell, Buchley, Merritt. World Oil, August, 1954.

7. Hare G. World Petroleum, 1954, III, v. 25, № 3.

8. H. Lumdberg. Oil Forum. Jan., 1955.

9. Stоthart. World Petroleum, April, 1954.

10. H. Lundberg. Oil a. Gas J., 1956, 30/IV, v. 54, № 52.

11. George A. Haddad Jr. Сцинтилляция. Практический подход к разведке газа и нефти. Oil Forum, III, 1956, р. 92-93.

12. Cregory A. F. Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 40, № 10, Oktober, 1956.

Рис. 1. Разделение нефтеносных и водоносных пород в обсаженной скважине методами НГК, НГК-ЛС и ННК (скв. 446, трест Бавлынефть).

Рис. 2. Спад наведенной активности во времени для нефтеносного и водоносного песчаника (скв. 1238, Павловка)

1 - песчаник водоносный; - песчаник нефтеносный

Рис. 3. Результаты радиометрических исследований (скв. 163, Анастасиевское месторождение).

1 - песчаник; 2 - песчаник плотный; 3 - газоносность; 4 - песчаник глинистый; 5 - глина; 6 - нефтеносность; 7 - водоносность.

Рис. 4. Кривая зависимости показаний ННК по надтепловым нейтронам от пористости (Туймазинское и Бавлинское месторождения)

1 - скв. 803; 2 - скв. 1384; 3 - скв. 1384; 4 - скв. 67; J_n - интенсивность исследуемого пласта; J_э - интенсивность эталона.