К оглавлению

Влияние поглощающих свойств коллекторов на определение их пористости нейтронным гамма-методом

В.В. ЛАРИОНОВ

Как известно, многочисленные попытки разработать методику количественной оценки пористости коллекторов по данным нейтронного гамма-метода (НГМ), отвечающую современным требованиям точности, до настоящего времени к положительным результатам не привели. Одна из основных причин неудач заключается в том, что создание указанных методик базировалось на неправильном представлении о слабой зависимости показаний НГМ от поглощающих свойств исследуемых пород. Считалось, что в силу аномалийно высокой способности водорода замедлять нейтроны основное влияние на показания НГМ оказывают замедляющие свойства пород - их водородсодержание.

Однако исследования лабораторий радиометрии Московского нефтяного института им. акад. И.М. Губкина, института нефти АН СССР и тематических партий РМ Башкирии, проведенные в период 1953-1956 гг., показали, что на величину интенсивности радиационного излучения значительное, а в некоторых случаях и определяющее лияние оказывают поглощающие свойства пород. Особенно большое влияние оказывает присутствие в породе хлора. Различия в показаниях НГМ, обусловленные при постоянной пористости пласта изменением его поглощающих свойств (хлорсодержания), часто бывают соизмеримы, а при определенных условиях и превосходят разницу в интенсивности регистрируемого γ-излучения, наблюдаемую при максимальном по разрезу изменении пористости пластов.

Следовательно, при разработке методики оценки пористости необходимо исходить из того, что показания НГМ определяются при прочих равных условиях измерений двумя факторами; замедляющими свойствами коллекторов (их водородсодержанием) и поглощающими свойствами, связанными главным образом с хлорсодержанием. При этом необходимо учитывать то, что оба эти фактора, каждый из которых тесно связан с пористостью коллекторов, воздействуют на показания НГМ одновременно и в противоположном направлении. Если увеличение водородсодержания пород, отражающее увеличение их пористости, сопровождается понижением регистрируемой интенсивности радиационного γ-излучения (Имеются в виду исследования на зондах больше инверсионного.), то увеличение хлорсодержания, также связанное при данной минерализации пластовых вод с увеличением пористости коллектора, воздействует на показания НГМ в сторону их увеличения.

Для разных геологических условий и литологии исследуемых пород влияние поглощающих свойств на показания НГМ различно.

Очевидно, что при низкой минерализации пластовых вод, когда количество хлора в единице объема породы незначительно, основное влияние на эти показания оказывают замедляющие свойства коллекторов. Однако, поскольку пластовые воды всех нефтяных месторождений в той или иной степени минерализованы, влияние поглощающих свойств пород должно учитываться и в этом случае.

При насыщении коллекторов высокоминерализованными пластовыми водами влияние их поглощающих свойств на показания НГМ в общем случае усиливается. При этом соотношение степени влияния поглощающих и замедляющих свойств для карбонатных и для песчано-глинистых пород различно.

Карбонатные отложения

Как показывает анализ диаграммного материала по ряду месторождений Урало-Волжской нефтеносной провинции, влияние поглощающих свойств на показания НГМ в карбонатных породах сказывается значительно меньше, чем в песчано-алевролитовых.

Объясняется это, по-видимому, совокупностью следующих факторов.

1. Карбонатные породы содержат обычно меньше пелитового материала, а следовательно, и связанной с ним воды, чем песчано-глинистые. Поэтому в большинстве известняков и доломитов, для которых суммарное водородсодержание определяется только их пористостью, изменение замедляющих свойств с изменением пористости носит более резко выраженный характер, чем в песчано-глинистых породах, замедляющие свойства которых определяются суммарным содержанием водорода в воде, заполняющей поровое пространство, и в воде, связанной с глинами.

2. Поскольку пористость и связанное с ней объемное содержание хлора в карбонатных породах, как правило, значительно меньше, чем в песчано- глинистых, то и интервал возможных изменений поглощающих свойств в карбонатных породах уменьшается. В то же время влияние замедляющих свойств пород на показания НГМ в интервале малых пористостей носит наиболее резкий характер.

3. По своим нейтронным свойствам кальций, содержание которого в карбонатных породах достигает 40%, стоит к хлору ближе, чем кремний, составляющий основу песчаных коллекторов. Действительно, по сравнению с кремнием кальций характеризуется несколько более высоким сечением σ₃ захвата медленных нейтронов (σ_3Si = 0,13 барн, σ_3Са =0,41 барн) и значительно более близким к хлору спектром радиационного γ-излучения. Изменение хлорсодержания в карбонатных породах сопровождается значительно меньшим изменением поглощающих свойств пород в целом, чем это наблюдается при прочих равных условиях в песчано-глинистых отложениях.

Перечисленными факторами и обусловливается тот факт, что независимо от минерализации пластовых вод между пористостью карбонатных пород и интенсивностью радиационного γ-излучения наблюдается корреляционная связь, близкая к экспоненциальной.

Увеличение пористости пород сопровождается здесь уменьшением интенсивности регистрируемого γ-излучения.

График зависимости I_nγ = f (Кп) относительной интенсивности I_nγ от пористости Кп известняков и доломитов, насыщенных пластовыми водами повышенной минерализации, для Елшанского месторождения Саратовского Поволжья приведен на рис. 1.

Относительная интенсивность радиационного γ-излучения I_nγ определяется здесь как отношение регистрируемой интенсивности этого излучения J_nγ против исследуемого пласта к интенсивности J_nγ^оп против опорного горизонта I_nγ = J_nγ/J_nγ^оп (за опорный горизонт принимались наиболее плотные по разрезу известняки). Оценка пористости пород проводилась по их удельным сопротивлениям.

Экспоненциальный характер зависимости I_nγ = f(Кп) указывает на то, что показания НГМ в карбонатных породах в основном определяются их замедляющими свойствами - водородсодержанием.

Этим объясняется факт более успешного применения разработанных ранее методик определения пористости (например, палетки Ю.А. Гулина) в карбонатной части разреза, чем в песчаниках. Вместе с тем большой разброс точек на рис. 1, лишь частично обусловленный возможными погрешностями в оценке интенсивности I_nγ и пористости Кп, говорит о том, что поглощающие свойства карбонатных пород на показания НГМ оказывают еще заметное влияние.

Следовательно, при изучении карбонатных отложений безотносительно к минерализации насыщающих вод и песчано-глинистых коллекторов с небольшой минерализацией пластовых вод проблема оценки пористости наиболее успешно может быть решена при максимальном увеличении влияния на показания НГМ замедляющих свойств и учете или исключении искажающего влияния поглощающих свойств пород.

С этой точки зрения большие перспективы открываются перед применением бокового нейтронного гамма-зондирования - исследования скважины нейтронным гамма-методом с зондами разных размеров.

Как известно, дифференцирующая способность НГМ по водородсодержанию с увеличением размера зонда L_nγ повышается. В то же время работами лаборатории радиометрии МНИ было показано, что расчленяющая способность метода по хлорсодержанию при увеличении размера зонда свыше некоторого оптимального значения (45- 50 см) уменьшается. Таким образом, в предельном случае зондов больших размеров (практически при L_nγ > 80-90 ом) дифференциация кривых НГМ будет определяться в основном водородсодержанием пород.

С уменьшением размера зонда дифференцирующая способность метода по водородсодержанию будет понижаться и при значениях L_nγ, равных 20-25 см (при так называемых инверсионных зондах), станет практически равной нулю. Наблюдаемая в последнем случае дифференциация кривых НГМ будет определяться только изменением поглощающих свойств пород.

Изучая характер зависимости показаний НГМ от размера зонда для пород различного водородсодержания, можно будет оценить искажающее влияние изменения поглощающих свойств пород и разработать более совершенную методику количественной оценки их пористости.

Для производства нейтронного гамма-зондирования МНИ разработана новая конструкция двухканального глубинного прибора НГК-2 ВНК-56, позволяющего производить одновременную запись двух кривых НГМ при разных размерах зонда.

Первая серия таких приборов в настоящее время уже выпущена заводом «Нефтеприбор». Большие перспективы в этом направлении открываются с внедрением в практику радиометрии скважин люминесцентных счетчиков. Более высокая эффективность счета этих индикаторов γ-излучения позволяет увеличить размер зонда при существующих в настоящее время источниках нейтронов, а их малый размер - осуществить зонды малой длины.

Песчано-глинистые отложения

Наиболее сильное влияние поглощающих свойств пород (хлорсодержания) на показания НГМ наблюдается в песчано-глинистых отложениях.

Как известно, эффективная пористость таких отложений определяется в основном степенью их заглинизированности: чем больше содержание в песчаниках пелитовой фракции (глин), тем меньше их пористость. В то же время содержание водорода в глинах за счет наличия в них гигроскопической и химически связанной воды примерно такое же, как в чистых песчаниках. Поэтому изменение эффективной пористости песчано-глинистых пород сопровождается лишь незначительным изменением их замедляющих свойств. К тому же вследствие экспоненциального характера связи I_nγ = f(Кп) в интервале больших значений содержания водорода, соответствующих содержанию его в песчаниках и глинах, изменение этого содержания на величину регистрируемой интенсивности I_nγ сказывается очень мало.

Вследствие всего этого изменению пористости песчано-глинистых коллекторов в случае насыщения их пресной водой должно соответствовать примерно постоянное значение интенсивности J_nγ.

В случае насыщения этих коллекторов высокоминерализованными пластовыми водами, повышение их пористости сопровождается увеличением объемного содержания хлора и, следовательно, повышением регистрируемой интенсивности J_nγ.

Поскольку хлорсодержание пород определяется присутствием в них высокоминерализованных пластовых вод, большое влияние на показания НГМ в песчано-глинистых отложениях оказывает нефтенасыщение, а также проникновение в пласт пресного фильтрата бурового раствора.

На рис. 2 приведены три кривые НГМ, снятые через 10 дней, 5,5 месяца и 8,5 месяца после обсадки скважины. Как видно из этого рисунка, на первой кривой, снятой через 10 дней после обсадки скважины, водоносные участки разреза а, b, и с от нефтеносных а' и b' практически не отличаются, что объясняется наличием проникновения в хорошо проницаемые песчаники горизонтов а, b и с пресного фильтрата бурового раствора.

Однако на кривых 2 и 3 водоносная часть этих горизонтов отчетливо выделяется аномалийно повышенной интенсивностью регистрируемого γ-излучения. Это указывает на то, что пресный фильтрат раствора, вошедший в пласт, ко времени производства этих измерений осолонился.

Рис. 2 вместе с тем является наглядной иллюстрацией того, как сильно затрудняется оценка пористости коллекторов при изменении их поглощающих нейтронных свойств.

Одним и тем же песчаникам в зависимости от изменения их хлорсодержания в прискважинной зоне соответствует изменение относительной интенсивности I_nγ на 35% (горизонт с) и даже более чем на 60% (горизонт b).

Следовательно, соотношение влияния замедляющих и поглощающих свойств пород при исследовании нейтронным гамма-методом обсаженных и необсаженных скважин, а также водоносных и нефтеносных песчаников различно. Поэтому и характер зависимости показаний НГМ от пористости для всех этих случаев следует рассматривать отдельно.

На рис. 3 и 4 приведены графики зависимости I_nγ=f(Кп) полученные то данным стандартных измерений НГМ скважин Туймазинокого месторождения Западной Башкирии и Мухановского месторождения Куйбышевского Поволжья. Значения коэффициента пористости пород Кп, необходимые для построения этих графиков, определялись по данным метода потенциалов собственной поляризации пород U_сп .При этом использовались кривые коррелятивной зависимости величины аномалий кривых ΔU_сп от коэффициента пористости пород Кп и вспомогательные кривые приведения величины ΔU_СП к «нормальным условиям». Для Туймазинского месторождения эти кривые построены С.А. Султановым.

Выбор методики определения пористости песчаников Туймазинского месторождения по данным метода U_cn а не по их удельному сопротивлению был продиктован следующими соображениями.

1. Для нефтеносных песчаников эта методика является единственно возможной, так как способа количественной оценки пористости нефтеносных пород по их удельным сопротивлениям вообще не имеется (Значений пористости, определенных по результатам анализа керна, для построения рассматриваемых графиков в достаточном количестве не имелось. Кроме того, оценка пористости по данным электрометрии дает более достоверные результаты, чем по данным исследований ограниченного числа образцов керна.). В то же время для водоносных песчаников желательно было применять ту же методику оценки пористости, что и для нефтеносных.

2. Определение пористости по данным метода U_сп в условиях Туймазинского месторождения дает более надежные результаты, чем определения, произведенные по удельному сопротивлению пластов. Практика интерпретации данных электрометрии показывает, что погрешности определения удельного сопротивления пород, особенно для низкоомных водоносных песчаников, достигают, а часто и превосходят 10-20%. Кроме того, как это показано работами МНИ, небольшое насыщение горных пород (особенно пластов с пористостью, меньшей 18%) нефтью на величине регистрируемой интенсивности НГМ практически не сказывается. В геологических условиях Туймазинского месторождения такое насыщение пород нефтью практически не влияет и на величину аномалий кривых U_сп. Поэтому определение пород с небольшим нефтенасыщением как чисто водоносных при оценке их пористости по кривой зависимости ΔU_сп = f (Кп) большой погрешности не внесет. На величину же удельного сопротивления пород даже незначительное насыщение их нефтью оказывает большое влияние.

Водоносные песчаники. Измерения в необсаженных скважинах (do = 11 ¾")

Так как стандартные исследования методами радиометрии в большом объеме проводятся при исследованиях скважин до их обсадки, то рассматриваемый случай представляет наибольший практический интерес.

График зависимости I_nγ=f(Кп), построенный для данного случая, приведен на рис. 3.

Как видно из этого рисунка, разброс точек графика столь велик, что сколько-нибудь выраженной связи показаний НГМ с пористостью практически не наблюдается. Математическая обработка данных показывает, что для рассматриваемой зависимости коэффициент корреляции r весьма мал (r =0,35). При этом с ростом пористости намечается общая тенденция не к уменьшению интенсивности I_nγ, что свидетельствовало бы о преимущественном влиянии водородсодержания песчаников, а к ее возрастанию, что говорит о большом влиянии их хлор-содержания.

Большой разброс точек зависимости I_nγ=f (Кп) для необсаженных скважин объясняется в основном наличием в таких скважинах зоны проникновения пресного фильтрата бурового раствора различного диаметра и свидетельствует о невозможности оценки пористости по данным НГМ в описываемых условиях.

Тенденция к возрастанию относительной интенсивности с увеличением пористости пород показывает на большое влияние хлор-содержания пород и на то, что диаметр зоны проникновения в большинстве случаев меньше эффективного радиуса исследования методом НГМ.

Водоносные песчаники. Случай измерения в скважинах, обсаженных колонной, достаточно долго простоявших после окончания бурения (d₀ = 11³/₄", d_K = 6")

В таких скважинах искажающее влияние зоны проникновения в породы фильтрата бурового раствора на результаты исследований НГМ сравнительно невелико.

Поэтому и разброс точек при, построении графика зависимости I_nγ=f(Кп) (рис. 4) значительно уменьшается. Между относительной интенсивностью и пористостью пород здесь наблюдается более выраженная связь, характер которой противоположен случаю исследования карбонатных пород. Увеличению коэффициента пористости соответствует не уменьшение, как это имеет место в карбонатных породах, а увеличение относительной интенсивности радиационного излучения. Коэффициент корреляции, рассчитанный для точек, соответствующих девонским песчаникам Туймазинского месторождения, равен 0,81. Оценка коэффициента корреляции показывает, что, несмотря на малое число точек n, по которым данный график построен (n=15), между пористостью пород и относительной интенсивностью существует тесная связь. Действительно, если принять, что полученное значение коэффициента корреляции не превышает 0,01, то согласно приемам математической обработки статистических данных при заданном n численное значение r должно быть больше некоторого наперед заданного положительного числа r₁.

В рассматриваемом случае при n = 15, r₁ =0,64. Следовательно, полученный коэффициент корреляции r = 0,81 можно считать значащим, а связь реальной.

Интересно отметить, что зависимость I_nγ=f (Кп) имеет характер, близкий к линейному. Последнее обстоятельство открывает возможность оценки пористости водоносных пород по данным НГМ с одинаковой точностью на большом интервале значений пористости. Как известно, экспоненциальный характер связи коэффициента пористости с показаниями НГМ во всех ранее разобранных случаях значительно ограничивает возможность точного определения пористости в интервале ее значений, больших 10%.

Разброс точек для водоносных пород (рис. 4) определяется, по-видимому, возможной неточностью оценок коэффициента пористости пород, а также искажающим влиянием зоны проникновения на показания НГМ.

Нефтеносные песчаники

На этом же рис. 4 приведен график зависимости I_nγ =f (Кп) для нефтеносных пород, построенный для обсаженных скважин.

Чтобы по возможности исключить влияние изменения нефтенасыщенности, учитывались только те породы, коэффициент нефтенасыщенности которых превышает 85%.

Из этого графика видно, что общий характер зависимости I_nγ=f(Кп) для нефтеносных пластов подобен разобранным выше случаям водоносных песчаников (рис. 3 и 4). Увеличение пористости нефтеносных пород сопровождается ростам относительной интенсивности I_nγ. При этом все точки рассматриваемого графика лежат ниже точек графика I_nγ= f(Кп) для водоносных пород.

Увеличение относительной интенсивности I_nγс ростам пористости нефтенасыщенных коллекторов следует также связывать с изменением хлорсодержания в нефтеносных пластах различной пористости и частично с различным нефтенасыщением.

В то же время общее снижение величины I_nγ и уменьшение угла наклона графика I_nγ = f (Кп) указывают на то, что в данном случае влияние поглощающих свойств пород уменьшается.

Песчаники различного нефтенасыщения

В этом случае изменения в показаниях НГМ обусловливаются изменением не только пористости, но и нефтенасыщенности пород, что значительно затрудняет их однозначное истолкование.

Однако вполне возможно установить характер зависимости относительной интенсивности от объемной водонасыщенности w пластов, определяемой как произведение коэффициента пористости Кп на коэффициент водонасыщенности Кв коллектора:

w= Кп*Кв

Пример построения такого графика приведен на рис. 5.

Как и для случая зависимости I_nγ =f (Кп), в чисто водоносных песчаниках относительная интенсивность I_nγ с ростом объемного водонасыщения коллекторов линейно увеличивается.

Графики зависимости I_nγ = f(w), подобные приведенному на рис. 5, могут быть использованы при условии более точного их построения и повышения дифференцирующей способности метода по хлорсодержанию как для оценки пористости нефтеносных пород, если известно их нефтенасыщение, так и для оценки коэффициента нефтенасыщения коллекторов с известной пористостью. Последнее имеет большое практическое значение для оценки остаточного нефтенасыщения коллекторов, а также для контроля за изменением нефтенасыщения в процессе эксплуатации скважин.

Таким образом, в песчано-алевролитовых отложениях, насыщенных высокоминерализованными пластовыми водами, показания НГМ определяются в основном их поглощающими свойствами.

В этом случае максимальной эффективности НГМ можно добиться искусственно, усиливая влияние поглощающих свойств пород и уменьшая влияние водородсодержания.

Влияние водородсодержания можно исключить, работая на зондах НГМ, размер которых близок к инверсионному.

Основные положения по разработке методики увеличения влияния на показания НГМ поглощающих свойств пород, т.е. увеличения дифференцирующей способности метода по хлорсодержанию, были детально разработаны в МНИ. К их числу относятся окружение глубинного прибора НГМ алюминиево-борной гильзой и применение скважинных гамма-спектрометров (приборов СС и ЛС). Дифференцирующая способность НГМ по хлорсодержанию увеличивается в этом случае в 2- 3 раза.

Как исключение следует отметить случай исследования необсаженных скважин или скважин, недавно оконченных бурением. Поскольку диаметр зоны проникновения раствора в породы в этих скважинах значительно превосходит глубинность НГМ, большое влияние на показания метода оказывают замедляющие свойства пород. Следовательно, при разработке методики оценки пористости в этом случае целесообразнее пойти по пути учета и исключения влияния на показания НГМ поглощающих свойств пород.

Подводя итог всему изложенному выше, можно сделать следующие основные выводы.

1. Показания нейтронного гамма-метода при прочих равных условиях измерений определяются двумя одновременно и противоположно действующими факторами: замедляющими и поглощающими свойствами пород. Это в значительной степени ограничивает возможности метода в его современной модификации. Однако в зависимости от геологических условий основное влияние на показания метода НГМ может оказывать один из этих факторов.

2. При малой минерализации пластовых вод, в случае замещения их пресным фильтратом бурового раствора, а также в случае исследования карбонатных пород основное влияние на показания нейтронного гамма-метода оказывают замедляющие свойства пород. В этих случаях оценка пористости должна вестись по их водородсодержанию. Для этого измерения НГМ должны проводиться с зондами больших размеров (L_nγ>80-90 см). Учет искажающего влияния поглощающих свойств коллекторов можно будет вести по результатам исследований скважин с зондами, размер которых близок к инверсионному (L_nγ = 20-25 см).

3. В песчано-алевролитовых отложениях, насыщенных высокоминерализованными пластовыми водами, основное влияние на показания НГМ оказывают поглощающие свойства пород. Между пористостью этих отложений и показаниями НГМ существует связь, близкая к линейной: увеличение пористости сопровождается не понижением, как в карбонатных породах, а возрастанием интенсивности регистрируемого γ-излучения.

4. Оценка пористости песчано-алевролитовых коллекторов в случае насыщения их пластовыми водами повышенной минерализации должна вестись по их хлорсодержанию. Для исключения влияния замедляющих свойств коллекторов и повышения влияния их поглощающих свойств целесообразно применять методику исследований, разработанную МНИ для расчленения коллекторов по их водонефтеносности (уменьшение размера зонда, алюминиево-борное окружение прибора, гамма-спектроскопия). Для этого может быть также использован способ наведенной активности.

В заключение необходимо отметить, что в настоящей статье приведены peзультаты лишь первой попытки рассмотрения вопроса, требующие дальнейшего уточнения и постановки больших исследовательских работ.

ЛИТЕРАТУРА

1. Дахнов В.Н., Холдин А.И., Барсуков О.М. Исследование скважин нейтронным гамма-методом с целью расчленения коллекторов по нефтеводонасыщению в обсаженных скважинах. Нефт. хоз., № 8, 1955.

2. Романовский В.И. Применение математической статистики в опытном деле. Гостоптехиздат, 1947.

 МНИ

Рис. 1. Зависимость относительной интенсивности I_nγ = J_nγ/J_nγ^оп от пористости Кп известняков и доломитов Елшанского месторождения (d₀ = 9 ¾", d_K= 6", L_nγ = 60 см).

Рис. 2. Изменение относительной интенсивности I_nγ = J_nγ/J_nγ^глин в зависимости от времени простоя скважины после ее обсадки. Туймазинское нефтяное месторождение, скв. 67. (d₀= 11 ¾", d_K = 6").

1 - глины; 2 - песчаник водоносный; 3 - алевролит; 4 - известняк; 5 - песчаник (возможно остаточное нефтенасыщение).

Рис. 3. Зависимость относительной интенсивности I_nγ от пористости Кп водоносных песчаников девона Туймазинского месторождения для случая исследования необсаженных скважин d₀ = 11³/₄", L_ny= 60 см.

Рис. 4. Зависимость относительной интенсивности I_nγ от пористости Кп водоносных и нефтеносных (Кп>85 %) песчаников девона Туймазинского месторождения и угленосной свиты Мухановского месторождения для случая исследования обсаженных скважин (d₀ = 11 ¾ ", d_K = 6", L_ny = 60 см).

1 - водоносные песчаники и алевролиты девона Туймазинского месторождения; 2 - водоносные песчаники и алевролиты угленосной свиты Мухановского месторождения; 3 - нефтяные песчаники девона Туймазинского месторождения.

Рис. 5. Зависимость относительной интенсивности I_nγ от объемного водонасыщения w песчаников девона Туймазинского месторождения (d₀ = 11 ¾ ", d_K = 6", L_nγ = 60 см).