Метод нейтрон-нейтронного каротажа для изучения геологического разреза скважин
Б.М. БУРОВ, Г.Н. ДАРВОЙД, Ф.Ц. КРОН
Нейтрон-нейтронный каротаж основан на регистрации плотности тепловых или надтепловых нейтронов вдоль оси скважины. Индикатором тепловых нейтронов служит пропорциональный счетчик, наполненный газом BF3, обогащенным В10. Этот счетчик регистрирует как тепловые, так и быстрые нейтроны, но поскольку плотность первых значительно превышает плотность быстрых нейтронов (в том числе надтепловых), то практически измеряемая величина будет в основном определяться плотностью тепловых нейтронов.
Окружая счетчик парафином и кадмием (последний располагается по внешней стороне цилиндра), можно регистрировать плотность надтепловых нейтронов. При этом кадмий, обладая большим сечением захвата тепловых нейтронов (6000 барн), служит для них экраном, а парафин обеспечивает повышение скорости счета, искусственно увеличивая плотность тепловых нейтронов, возникающих из надтепловых.
Быстрые нейтроны, испускаемые источником, сталкиваются с ядрами атомов горных пород и отдают им часть своей энергии. Потеря энергии происходит до тех пор, пока нейтрон не станет тепловым, т.е. пока его энергия не достигнет 0,025 эв и скорость 2200 м/сек. Тепловые нейтроны диффундируют в породе, пока они не будут захвачены ядрами элементов, слагающих горную породу.
Известно, что наибольшей замедляющей способностью обладает водород, и поэтому, чем больше атомов водорода содержится в единице объема среды, тем большая вероятность того, что нейтрон замедлится около источника. Плотность тепловых нейтронов зависит, кроме того, от содержания в окружающей среде элементов, обладающих большим сечением поглощения тепловых нейтронов.
Из элементов, входящих в состав горных пород, наибольшей поглощающей способностью обладает хлор. Поэтому в пластах, где содержание хлора достигает значительных количеств, регистрируемая плотность тепловых нейтронов будет определяться не только содержанием водорода, но и содержанием хлора.
При регистрации надтепловых нейтронов, плотность которых определяется в основном замедляющими свойствами среды, элементный состав не влияет на результаты измерений.
Метод ННК имеет ряд преимуществ перед методом НГК. Основные из этих преимуществ следующие.
1. Показания ННК, особенно по надтепловым нейтронам, более чувствительны к содержанию в породах водорода.
2. При работе методом ННК не регистрируется фоновое гамма-излучение от естественных радиоактивных элементов и источника.
3. Представляется возможность проведения исследований в скважинах, загрязненных радиоактивными изотопами.
4. Возможность применения малых зондов (из-за отсутствия прямого фона источника).
В то же время метод ННК более чувствителен к ближней зоне (скважинная вода, цемент, колонна).
В США ННК является одним из основных методов исследования нефтяных скважин [2, 3, 4]. Он успешно используется при исследований скважин для расчленения геологического разреза, выделения пористых зон, определения положения водо-нефтяного контакта, количественного определения пористости. Доминирующее значение он приобрел для изучения коллекторских свойств карбонатных коллекторов.
У нас первые попытки применить ННК были предприняты еще в 1948 г. в Нефтяном институте им. акад. И.М. Губкина (Л.С. Полак), тогда же был создан и первый прибор для ННК (Д.Ф. Беспалов).
В 1953 г. коллектив лаборатории №1 Института нефти АН СССР (Ф.А. Алексеев, Н.К. Кухаренко, Д.Ф. Беспалов, Ю.С. Шимелевич, В.П. Одиноков, Г.Н. Дарвойд) вновь вернулся к разработке метода ННК. Был создан первый прибор с индикатором BF3, обогащенным В10.
Параллельно с исследованиями Института нефти АН СССР в аналогичном плане ведутся работы в тресте Башнефтегеофизика Ю.А. Гулиным.
За истекшие три года получен достаточный материал, убедительно подтверждающий необходимость использования ННК для исследования разрезов нефтяных скважин. Развитию метода ННК в значительной мере способствовали теоретические исследования, выполненные С.А. Кантором во ВНИИГеофизике [1] и модельные эксперименты, проведенные в Институте нефти АН СССР.
Лаборатория № 1 Института нефти АН СССР провела исследования с использованием метода ННК на нефтяных месторождениях Краснодарского края в условиях песчано-глинистого разреза и Урало-Волжской области в карбонатном разрезе (районы Башкирии и Татарии). В Краснодарском крае работы проводились совместно с тематической партией треста Краснодарнефтегеофизика (С.П. Омесь Н.И. Колыбин). Ниже приведены основные результаты этих исследований.
Песчано-глинистый разрез. На юге основным районом работ являлось Анастасьевско-Троицкое нефтегазовое месторождение. Исследования проводились в скважинах диаметром 9 ¾", обсаженных 6" колонной или необсаженных.
Основным объектом исследований являлся IV газонефтеносный продуктивный горизонт меотиса, залегающий на глубине около 1400-1550 м. Пластовые воды этого горизонта имеют минерализацию порядка 50 г/л по NaCl.
IV меотический горизонт сложен в основном песчаными породами и характеризуется значительной неоднородностью: среди песчаников с высокой пористостью встречаются частые прослои с пониженными пористостью и проницаемостью. Мощность таких прослоев колеблется от 0,3 до 3 м.
Промыслово-геофизические методы, применяемые в настоящее время трестом Краснодарнефтегеофизика для изучения разрезов скважин (стандартный каротаж, БКЗ, микрозонды, НГК, ГК, каверномер), достаточно полно характеризуют их строение, что облегчало задачу опробования метода ННК.
Кривые КС, снятые зондами малых размеров и особенно микрозондами, дают возможность выделить пласты малой мощности и оценить их пористость, а кривые НГК - разделить газоносные и нефтеносные породы.
Результаты опробования метода ННК позволяют сделать некоторые выводы о ценности этого метода для исследования песчано-глинистых разрезов месторождений Кубани.
На рис. 1 показаны результаты исследований по одной из скважин. Песчаники насыщены в верхней части газом, ниже нефтью и в подошве водой. Как видно, граница между газо- и нефтенасыщенными частями пласта четко отбивается как по кривым НГК, так и по кривым ННК по тепловым нейтронам (ННК-Т). Отдельные прослои слабопористых песчаников отбиваются на всех приведенных кривых. Однако наиболее четко они отмечаются на диаграмме ННК-Т с длиной зонда 20 см. Относительная дифференциация разреза, определяемая как отношение (Nmax-Nmin)/Nmin, на кривой ННК-Т-50 в два раза выше, чем на кривой НГК-50 (соответственно 62 и 27%).
Аналогичные результаты дают и диаграммы других исследованных скважин.
Увеличение относительной дифференциации разреза имеет существенное значение для количественных определений пористости пород, способствуя повышению их точности.
Другой пример приведен на рис. 2. Разрез исследуемой скважины представлен чередованием песчаных и глинистых пород.
Кривая ННК-Т, снятая до обсадки скважины (dc = 7¾") четко выделяет пласты песчаника и хорошо увязывается с кривыми КС зонда М0,25А0,05В и микрозонда.
В этой же скважине были получены диаграммы ННК после крепления скважины колонной d = 5".
Кривые ННК-Т, полученные в этом случае, в интервале глубин 80-120 м оказываются значительно сдвинутыми вправо. В то же время на кривых ННК по надтепловым нейтронам (ННК-Н) этого сдвига не наблюдается, что вполне увязывается с характеристикой разреза и результатами других методов исследования. Смещение кривых ННК-Т может быть объяснено влиянием на показания химического состава цемента и колонны. Это подтверждает преимущество метода ннк-н.
Сопоставление кривых ННК для зондов длиной 22,37 и 50 см (для скважины диаметром 7 ¾") показывает, что относительная дифференциация разреза наивысшая для зонда ННК-37. На диаграмме этого же зонда наиболее четко выделяются прослои малой мощности (рис. 3).
Кривые ННК-Т были использованы для выяснения зависимости показаний ННК от пористости. В данном случае не должно быть заметного влияния химического состава из-за невысокой минерализации пластовых вод. На рис. 4 приведен график по одной из скважин диаметром 9 ¾" и обсаженной 6" колонной. Величины пористости были определены по данным электрокаротажа тематической партией треста Краснодарнефтегеофизика (Н.А. Мичкасская). Как видно из графика, намечается довольно четкая зависимость, имеющая экспоненциальный характер.
Выполненные исследования показали, что приборы ННК с борным индикатором, обогащенным В10, стабильно работают в скважинах с температурами до 80°.
Таким образом, результаты опробования метода ННК для геологического изучения разреза песчано-глинистого месторождения Кубани показывают:
1. возможность четкого расчленения разреза и выделения прослоев небольшой мощности;
2. возможность использования этого метода для определения пористости пород;
3. относительная дифференциация кривых ННК выше, чем кривых НГК.
Карбонатный разрез. Новые данные, полученные за последнее время по нефтеносности карбонатных коллекторов, заставляют обратить серьезное внимание на исследование участков разрезов, сложенных карбонатными породами. Для этого, по всей вероятности, потребуется возврат к большому числу старых обсаженных скважин, поэтому особое значение приобретают радиоактивные методы каротажа.
Среди методов исследования скважин, применяемых у нас в настоящее время для необсаженных скважин, наиболее эффективным методом расчленения карбонатных пород и выделения пористых разностей является микрокаротаж. По данным этого же метода принципиально представляется возможным количественное определение пористости. Однако показания микрокаротажа в значительной степени (а для градиент-микрозондирования в основном) определяются глинистой коркой, возникающей на стенках скважины, и сильно зависят от ее толщины. Это может приводить к ошибкам в выделении пористых и проницаемых разностей, так как в ряде случаев даже против пород с низкой пористостью может образоваться глинистая корка. Поэтому совместная обработка данных микрозондов и радиоактивного каротажа в комплексе с другими методами исследований позволяет более уверенно выделять пористые породы.
В обсаженных скважинах и в скважинах, где отсутствуют измерения микрозондами, это может быть сделано только при помощи методов РК. При этом, как показывают результаты исследования, кривая ННК четко выделяет пористые породы.
На рис. 5 дано сопоставление кривых радиоактивного и электрического каротажа, снятых в одной из скважин Бавлинского нефтяного месторождения. Как видно, кривые ННК-Т четко дифференцируют разрез: участки пониженных значений, приуроченные к пористым разностям, согласуются с зонами пониженных показаний микрокаротажа и повышенных интенсивностей кривой ГК, снятой после закачки изотопов. На кривой НГК эти интервалы также выделяются, но несколько менее четко, чем на кривой ННК.
Измерения, проведенные в обсаженных и необсаженных скважинах, показывают, что дифференциация разреза на кривых ННК понижается в несколько раз (в 2-4 раза) при замере в крепленой скважине по сравнению с необсаженной. В связи с этим, при использовании результатов измерения для количественного определения пористости большая точность может быть достигнута при обработке диаграмм, полученных в необсаженной скважине.
Рассмотренные материалы первых исследований в скважинах методом нейтрон-нейтронного каротажа с регистрацией как тепловых, так и надтепловых нейтронов убеждают нас в большой перспективности этого метода. Особенно большое значение метод ННК будет иметь для исследования карбонатного разреза, выделения пористых зон и количественного определения пористости. Если учесть, что ННК позволяет хорошо определять положение водонефтяного контакта в скважинах, крепленных колонной труб, и может быть использован в скважинах с высокими температурами, то становится очевидной большая ценность этого метода. Возможности ННК значительно, по-видимому, возрастут при переходе на высоко эффективные сцинтилляционные счетчики.
Геофизические предприятия нефтяной промышленности, располагающие в настоящее время несколькими приборами ННК выпуска Института нефти АН СССР, высоко оценили большие возможности метода ННК для исследования скважин. B текущем году они получат первую опытную серию таких приборов.
Коллектив завода «Нефтеприбор» при активном участии руководителей треста Союзгеонефтеприбор (В.П. Червонобаб, А.П. Петров) приступил к изготовлению скважинной аппаратуры ННК по образцу прибора, разработанного в Институте нефти АН СССР.
ЛИТЕРАТУРА
1. Кантор С.А. Основы теории нейтронного каротажа. Прикладная геофизика, № 13. Гостоптехиздат. 1955.
2. IV Международный нефтяной конгресс, т. 2. Геофизические методы разведки. Гостоптехиздат, 1956.
3. James Н. Russel, Bryan О. Bishofi. Количественное определение пористости горных пород методом нейтрон-нейтронного каротажа Petroleum Eng., V. 26, № 4, 1954.
4. Tittle С. W. a. Willie М. R. J. О наиболее оптимальном использовании электрического и радиоактивного каротажа. Oil and Gas, November 21, 1955.
Ин-т нефти АН СССР
Рис. 1. Результаты радиометрических исследований скв. 163 Анастасиевского месторождения. dc = 9 ¾"; dк = 6"; раствор - вода.
1 -песчаник; 2- песчаник плотный; 3-песчаник глинистый; 4 - глина; 5-газоносность; 6- нефтеносность; 7 - водоносность.
Рис. 2. Сопоставление кривых электрического и радиоактивного каротажа. Скв. 1. Соленая Балка.
Рис. 3. Сопоставление кривых ННК-Т, снятых зондами различной длины.
Рис. 4. Зависимость интенсивности ННК-Т от пористости. Зонд ННК-Т 20; dc = 9¾"; dK=6"; раствор-вода.
Рис. 5. Выделение пористых пластов по промыслово-геофизическим данным. Скв. 441 Бавлинского месторождения. Скважина необсаженная: dc= 11¾"; ρc = 3 Омм.
