К оглавлению

Определение пористости пород методом нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (ННК-Н)

Ф.Ц. КРОН, В.П. ОДИНОКОВ, М.Г. ОВАНЕСОВ, В.Г. ЩЕРБИНСКИЙ

Общие замечания

Знание коэффициента пористости необходимо при подсчете запасов нефти и газа, а также для решения ряда других геолого-промысловых задач. До последнего времени определение пористости проводилось электрометрическими методами. Однако эти методы не обеспечивают достаточную точность определения пористости в скважинах, заполненных растворами высокой минерализации или изготовленными на неводной основе, а также при определении пористости нефтеносных пластов.

В связи с этим представляет большой практический интерес возможность определения пористости по радиометрическим измерениям в скважинах. Настоящая статья посвящена вопросу определения пористости пород методом нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтроном (ННК-Н).

Следует обратить внимание на то, что определение пористости методом ННК-Н, как и прочими методами радиометрии, возможно только для чистых, неглинистых коллекторов. Значение коэффициента пористости, получаемое этими методами, является общей пористостью пород, которая может отличаться от эффективной пористости, характеризующей коллектор. Однако для чистых коллекторов значения общей и эффективной пористостей близки между собой. Для выяснения степени глинистости исследуемых пород следует во всех случаях проводить комплексную интерпретацию промыслово-геофизических материалов.

Известно, что показания нейтронных методов каротажа - нейтронного-гамма каротажа (НГК) и нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННК-Т) - зависят от содержания водорода в породах и, следовательно, от их пористости. Однако как теоретические соображения, так и многочисленные исследования, проведенные в тресте Башнефтегеофизика, в Московском нефтяном институте, Институте нефти АН СССР и ряде других организаций, показывают, что наряду с содержанием водорода в породах на показания этих методов оказывает существенное влияние химический состав пород и главным образом хлор.

Содержание солей NaCl в пластовых водах для значительной части месторождений Советского Союза достигает больших значений и может оказывать существенное влияние на результаты измерений НГК и ННК-Т.

В иностранной литературе, а также работами треста Башнефтегеофизика (Ю.А. Гулина) и исследованиями Института нефти АН СССР было показано, что плотность надтепловых нейтронов, т.е. нейтронов, замедленных в результате столкновения с ядрами элементов, слагающих торные породы, но еще не ставших тепловыми, практически не зависит от химического состава пород, а в основном определяется водородсодержанием в них.

В связи с этим с 1955 г. в лаборатории Института нефти АН СССР под руководством профессора Ф.А. Алексеева и чл.-корр. АН СССР Г.Н. Флерова ведутся исследования по выяснению характера зависимости плотности надтепловых нейтронов от пористости пород. Для этого в 1955 г. были проведены лабораторные эксперименты на моделях пластов, а в 1956 г. исследовались скважины на месторождениях Башкирской и Татарской АССР.

Экспериментальные исследования

При исследованиях был применен пропорциональный нейтронный счетчик, заполненный BF₃ и обогащенный В¹⁰.

Для выяснения влияния хлора на регистрируемую плотность надтепловых нейтронов применялось парафиновое и кадмиевое окружение счетчика.

Исследования проводились в емкости, заполняемой пресной или соленой водой. Содержание соли NaCl в последнем случае составляло 100 г/л или хлора 0,064 г/см³, что примерно в 2 раза больше содержания хлора в девонских водоносных пластах (около 0,03 г/см³).

Длина зонда равнялась 12 см; в качестве источника нейтронов использовался обычный полониево-бериллиевый источник. Были проведены замеры со счетчиком без окружения, с окружением его только кадмием или кадмием и парафином. Полученные результаты (табл. 1) показывают, что при замерах в пресной и соленой водах при окружении счетчика только кадмием, а также парафином и кадмием, различий в показаниях не наблюдается. В то же время при измерении счетчиком без окружения различия в показаниях составляют 65%.

При этом следует подчеркнуть, что окружение счетчика только кадмием приводит к резкому уменьшению скорости счета по сравнению со скоростью счета без окружения. Это связано с поглощением кадмием тепловых нейтронов, плотность которых зависит от содержания водорода и хлора, и регистрацией счетчиком лишь надтепловых нейтронов, количество которых значительно меньше, чем тепловых. Увеличение счета в несколько раз при окружении счетчика, кроме кадмия, парафином связано с искусственным увеличением плотности тепловых нейтронов, родившихся в парафине в результате замедления надтепловых нейтронов. Следовательно, для. повышения скорости счета и уменьшения тем самым статистической погрешности измерений целесообразно применение парафинового окружения. Оптимальная толщина последнего должна быть подобрана так, чтобы число отсчетов в скважине (Nэф) было достаточно велико, но чтобы фоновые значения (Nф) при измерении в воздухе при этом были значительно меньше.

В результате измерений на модели пласта для зондов в 12, 30 и 50 см выбрана толщина парафина 4 мм.

Для выяснения влияния скважинной жидкости на плотность надтепловых нейтронов были поставлены эксперименты с зондами различной длины в моделях песчаного пласта с пористостью, равной нулю (сухой пласт), и пористостью 40% (максимальная во- донасьпценность) при различной толщине слоя воды вокруг прибора. Измерения проводились в модели, иммитирующей необсаженную скважину диаметром 9 ¾" (рис. 1).

В табл. 2 даны изменения показаний ННК-Н для различных зондов при изменении слоя воды от 10 (N₁) до 30 мм (N₂) в процентах.

Изменение слоя воды вокруг прибора приводит к значительному изменению плотности надтепловых нейтронов, особенно при небольшой его толщине.

Полученные результаты хорошо согласуются с теоретическими расчетами, проведенными С.А. Кантором (Эти расчеты в настоящее время подготовляются к печати.).

Эти же исследования показывают, что при уменьшении слоя воды наблюдается увеличение относительной дифференциации показаний ННК-Н от пористости. При этом в сухой скважине или при незначительном слое воды порода, содержащая водород (в пределах исследуемых длин зондов), отмечается повышенными показаниями относительно породы, не содержащей водорода (рис. 2).

В скважине, заполненной водой, имеет место обратная зависимость, однако различия в показаниях между породами, содержащей водород и не содержащей водорода, значительно меньше. Как видно из рис. 2, в сухой скважине относительная дифференциация по содержанию водорода заметно увеличивается с увеличением размера зонда.

В моделях песчаного пласта с пористостью 0; 8 и 40% были сняты кривые зависимости показаний ННК-Н от пористости для необсаженной скважины диаметром 9³/₄" и 11³/₄" зондами длиной 30 и 50 см при осевом и эксцентричном положении прибора (рис. 3 и 4).

Они показывают, что:

1) зависимость плотности надтепловых нейтронов от пористости имеет экспоненциальный характер; при этом заметные различия в показаниях ННК-Н наблюдаются как при малых, так и при больших значениях пористости;

2) различия в показаниях по пористости увеличиваются при эксцентричном положении прибора, уменьшении слоя воды вокруг прибора и при увеличении длины зонда.

Промысловые исследования

В 1956 г. лабораторией № 1 Института нефти АН СССР были проведены промысловые испытания метода ННК-Н в ряде скважин Бавлинского и Туймазинского нефтяных месторождений.

На рис. 5 показаны результаты радиометрических измерений по одной из скважин. Как видно, кривые НГК и ННК-Т четко выделяют водоносные и нефтеносные пласты, отмечая водоносный пласт на кривой НГК повышенной интенсивностью излучения и на кривой ННК-Т - пониженной. В то же время на кривой ННК-Н различий в показаниях не отмечается.

На рис. 6 приведена кривая зависимости замеряемых значений ННК-Н от пористости; для построения этой кривой были использованы материалы по пяти скважинам, имеющим диаметр 11¾" и обсаженным 6" колонной. Кривые были построены для зонда длиной 50 см по точкам с известной пористостью, а именно: песчаных пластов D₁ и D₂ мощностью больше 4-6 м и со средней пористостью 20% (по данным кернового материала); размытых кыновских глин, каверны против которых заполнены цементом с пористостью порядка 40%, и верхнего известняка с пористостью 6-8%.

Величины ННК-Н против указанных пластов были выражены в относительных единицах (отношение измеряемого для пласта отсчета N_п к эталонному отсчету N_э в баке с пресной водой диаметром 70 см и высотой 150 см). Кривая, проведенная по средним значениям ННК-Н, хорошо описывается функцией, имеющей для зонда 50 см. вид:

где m - коэффициент пористости в долях единицы.

Отклонения от средних значений составляют примерно 10% от измеряемой величины в интервале пористости от 5 до 15% и 15-20% для интервала пористости 15-35%. Этот разброс может быть связан частично с изменением толщины цемента за колонной и положением прибора в скважине, а также с неточностью измерений, связанных со статистической ошибкой и аппаратурными погрешностями. На полученную кривую (рис. 6) были нанесены точки количественного определения пористости по керну. Как видно, эти точки хорошо ложатся на полученную нами кривую.

В одной из скважин Бавлинского месторождения были проведены замеры ННК-Н зондом длиной 50 см в необсаженной скважине. Результаты показывают, что по сравнению с кривыми в обсаженной скважине в этом случае значительно повышается относительная дифференциация разреза по пористости.

Аналогичные зависимости были построены для зондов 15 и 30 см; при этом характер зависимости остается тем же, но отмечается меньшая дифференциация по пористости, что подтверждает результаты лабораторных исследований. Кроме того, для тех же случаев были построены зависимости показаний ННК по тепловым нейтронам и НГК, снятых стандартным прибором.

Оказалось, что связь между показаниями ННК-Т и особенно НГК и пористостью менее тесная, чем по ННК-Н.

Следует особо подчеркнуть значение определения пористости методом ННК-Н для карбонатных пород, где возможности количественных определений по данным электрометрии еще более ограничены, чем для песчаных коллекторов.

Как правило, невысокая глинистость карбонатных коллекторов позволит получать для них хорошие результаты по выделению пористых проницаемых зон и количественному определению пористости.

Выделив эти зоны в обсаженных скважинах и используя нейтронные методы и в особенности метод наведенной активности, можно будет решить вопрос о насыщенности их нефтью или водой.

Рассмотренные нами материалы экспериментальных и скважинных исследований позволяют считать метод ННК по надтепловым нейтронам наиболее перспективным методом радиометрии для количественного определения пористости и заслуживающим дальнейшей разработки и широкого опробования.

Приведенные материалы промысловых исследований получены в скважинах, крепленных колонной труб, в связи с чем точность измерений является относительно низкой и находится в пределах 15-25% значения пористости.

Наилучшие условия количественного определения пористости будут в скважинах, не крепленных колонной труб, где точность измерений может быть значительно повышена.

Для получения зависимостей плотности надтепловых нейтронов и пористости на каждом месторождении необходимо бурение скважин с обязательным отбором керна и полным комплексом промыслово-геофизических исследований в интересующих интервалах.

В практике США для количественного определения пористости производится бурение таких скважин с расчетом одна скважина с отбором керна на куст 10-15 эксплуатационных скважин.

Особое значение метод ННК по надтепловым нейтронам для количественного определения пористости приобретает для изучения пористости карбонатных коллекторов.

ЛИТЕРАТУРА

1. Кантор С.А. Основы теории нейтронного кароттажа. Прикладная геофизика, № 13, 1956.

2. IV Международный геофизический конгресс, т. II. Геофизические методы разведки. Гостоптехиздат, 1956.

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

4. Новая кароттажная техника измерения плотности и пористости. World Oil, v 139, № 7, 1954.

Институт нефти АН СССР

Таблица 1

Счетчик	Скорость счета		Различия в показаниях, (Nпр-Nсол)/Nпр
	пресная вода, Nпр	соленая вода, Nсол
Без окружения	2876	1744	65
С кадмиевым окружением толщиной 1 мм	102±5	100+5	В пределах статистической погрешности
С парафиновым (9 мм) и кадмиевым (1 мм) окружением	724	720	0

Таблица 2

Длина зонда, см	12		30		50
	m=0	m=40%	m=0	m=40%	m=0	m=40 %
Изменение показаний ННК-Н (N2-N1)/N2	+36	+10	+22	-17	+4	-32

Рис. 1. Схематические кривые зависимости показаний ННК-Н от толщины слоя воды в скважине вокруг прибора.

1 - эксцентричное положение прибора; 2-положение прибора по центру; а - скв. 9 ¾", модель сухого песка (m=0), б -скв. 9 ¾, модель песка с максимальной влажностью (m= 40%)

Рис. 2. Зависимость показаний ННК-Н от длины зонда.

1-сухая скважина; 2-толщина воды 40 мм.

Рис. 3. Зависимость плотности надтепловых нейтронов от пористости (скв. 9¾", заполнена водой).

1 - положение прибора в центре скважины; 2 - эксцентричное положение прибора.

Рис. 4. Зависимость плотности надтепловых нейтронов от пористости (скв. 11 ¾", заполнена водой).

1 - положение прибора в центре скважины; 2-эксцентричное положение прибора.

Рис. 5. Кривые радиоактивного каротажа по скв. 803 Туймазинского месторождения (d_c = 11 ¾", d_K = 6", раствор - вода).

1 - известняк; 2-водоносный песчаник; 3 - нефтеносный песчаник; 4 - глины; 5 - алевролит.

Рис. 6. Зависимость показаний ННК-Н от пористости (Туймазинское и Бавлинское месторождения).

N_п - отсчеты против исследуемого пласта; N_э –отсчеты с эталоном; 1 - отсчеты по керну.