Интерпретация данных нейтронного гамма-метода для определения водо-нефтяного контакта в перфорированных скважинах
А.И. СОЛОМАСОВ
Определению водо-нефтяного контакта (ВНК) в эксплуатационных скважинах при помощи нейтронного гамма-метода (НГМ) посвящен ряд работ [1, 4, 5]. Однако в этих работах недостаточно полно изложены методы интерпретации и границы применимости метода. Настоящая статья написана с целью восполнить этот пробел. В ней обобщен фактический материал исследований в 74 скважинах Туймазинского месторождения.
Методика определения положения ВНК основана на повышении интенсивности радиационного γ-излучения Jnγ против водоносной части пласта, обусловленном увеличением объемной концентрации хлора, и понижении Jnγ против нефтеносной части пласта, обедненной хлором. Между водоносной и нефтеносной частями пласта в ряде случаев наблюдается промежуточная интенсивность γ-излучения, соответствующая зоне переходной нефтенасыщенности.
Изменение Jnγ является обязательным признаком наличия ВНК, но, кроме того, необходимо знание второго критерий - величины относительной интенсивности inγ радиационного γ-излучения. Относительная интенсивность равна отношению интенсивностей γ-излучения в определяемой части пласта Jnγx и в опорном горизонте Jnγk (в нашем случае в каверне кыновских глин).
Работники Туймазинской геофизической конторы треста Башнефтегеофизика провели сопоставление inγ с коэффициентом нефтенасыщенности Кн пластов (в перфорированных и неперфорированных скважинах). Из этих графиков следует, что в пластах с Кн=90% inγ изменяется от 1,09 до 1,18; в пластах с Кн =50% от 1,17 до 1,23 и в пластах с Кн = 25% от 1,17 до 1,34.
Установление ВНК по данным нейтронного гамма-метода связано с определением концентрации хлора, соответствующей водо-нефтяному контакту. Однако радиационное γ-излучение, обусловленное скелетом коллектора, не может быть отделено от излучения, обусловленного жидкостью. Поэтому успешное выделение ВНК возможно только при постоянном химическом составе скелета коллектора. Кроме того, необходимо отметить, что изменение концентрации хлора может произойти не только за счет изменения коэффициента водонасыщенности, но и при изменении пористости, что может привести к возникновению ложного эффекта ВНК (Ложным эффектом ВНК мы называем наблюдающийся на кривой НГК эффект, не связанный с наличием здесь ВНК.).
Следовательно, успешное выделение ВНК возможно только в однородных пластах, имеющих постоянные химический состав и пористость.
Такими пластами являются промышленные коллекторы терригенных отложений девона западной Башкирии и восточной Татарии, представленные однородными песчаниками. Песчаники уверенно выделяются по кривой ПС; однородность их характеризуется диаграммами ПС, ГМ, микрозондов.
Для анализа методики интерпретации были использованы только участки кривых НГМ-50 в однородной части пласта, зарегистрированные в скважинах стандартной конструкции (диаметр скважины 11 ¾", диаметр колонны 6"). Как показали результаты анализа, эти кривые по внешнему виду подразделяются на три группы (рис. 1).
Кривые первой группы, обнаруживающие эффект ВНК, по характеру перехода от интервала повышенного значения Jnγ к интервалу пониженного его значения разделяются на три вида:
а) кривые с переходным интервалом, в пределах которого Jnγ плавно изменяется (рис. 1,а);
б) кривые с переходным интервалом равной интенсивности Jnγ (рис. 1, б);
в) кривые без переходного интервала, т. е. с резким изменением Jnγ, градиент которого зависит от длины индикатора и параметров интегрирующей ячейки (рис. 1, в).
Кривые второй группы (рис. 1, г) являются наиболее распространенными; они составляют более 50% от общего числа исследуемых кривых.
В третью группу включены все кривые, не соответствующие первой и второй группам. Среди них можно выделить кривые с обратным эффектом (рис. 1,6). Кривые третьей группы, имеющие резко расчлененное очертание с амплитудами изменения Jnγ значительно превышающими допустимые флуктуацией и точностью измерения, отнесены к сложным кривым (рис. 1, е). Наличие кривых первой группы является обязательным, но недостаточным условием для выделения ВНК. Кривые этой группы могут быть получены и против водонефтеносной части пласта в результате резкого изменения водонефтенасыщенности пород. Для отделения нефтеносного коллектора от водоносного необходимы, как было указано, дополнительные сведения.
Для получения таких сведений нами была изучена связь водо-нефтяного фактора (обводненности истекающей жидкости) с относительной интенсивностью inγ γ-излучения.
Прежде чем описывать результаты этих работ, остановимся на некоторых особенностях определения inγ.
inγ = Jxnγ / Jknγ .
Если перед нами стоит задача определения указанной связи для всего месторождения, то нейтронные свойства опорного горизонта должны оставаться постоянными в пределах данного месторождения.
В условиях изучения пашийских слоев Туймазинского месторождения лучшим опорным горизонтом являются кыновские глины. Выбор кыновских глин обусловлен непосредственным их контактом с пашийскими слоями и наличием в них большого числа каверн, которые заполняют цементом, обладающим постоянными нейтронными свойствами. Когда диаметр цементного кольца равен диаметру исследования методом НГМ или больше его, кыновские глины будут являться надежным опорным горизонтом.
Эффективный диаметр исследования методом НГМ, по данным А.В. Золотова, равен 44 см. Так как эти данные получены на модели, не воспроизводящей в достаточной степени скважинные условия, нами было проведено определение глубины (радиуса) исследования методом НГМ по скважинным материалам. Для этого использовали материалы НГМ, полученные в обсаженных скважинах против кыновских глин и перемычек: между пластами ДI и ДII, а также кавернограммы, дающие представление о среднем диаметре цементного кольца. Для построения графика зависимости интенсивности радиационного γ-излучения от диаметра цементного кольца (рис. 2) выбирали случаи, в которых диаметр каверн в кыновских глинах превышал 44 см и против перемычки изменялся от номинального до максимального.
Из графика, изображенного на рис. 2, следует, что между inγ и d существует четкая связь; inγ резко уменьшается с увеличением диаметра цементного кольца в перемычке до 45 см, что и является эффективным диаметром исследования нейтронным гамма-методом.
При построении графика зависимости обводненности добываемой жидкости от относительной интенсивности радиационного γ-излучения брали данные измерений, выполненных в скважинах, где диаметр каверн в кыновских глинах или перемычке превышал 45 см. Кроме того, выбирали данные тех исследований, которые имели кривые равной интенсивности в пределах интервала перфорации и небольшой разрыв между моментом регистрации диаграммы НГМ и окончанием эксплуатации.
По значениям Jnγ, полученным с диаграмм НГМ-50 против опорного горизонта и интервала перфорации, после исправления их за естественное γ-излучение подсчитывали inγ. Значение последних откладывали на оси ординат. Величины средней обводненности жидкости откладывали по оси абсцисс.
Наряду со средними значениями обводненности жидкости для каждого интервала перфорации по данным эксплуатации последних шести месяцев перед радиометрическими исследованиями и первых шести месяцев после них подсчитывали вероятные среднеквадратические значения отклонений. Эти значения наносили на график в виде стрелок, отходящих от соответствующей точки. Составленный описанным выше способом график изображен на рис. 3. Из графика видно, что связь между обводненностью струи и inγ выражена весьма слабо; четко заметно только различие для пластов, дающих безводную нефть, и пластов, дающих обводненную нефть.
Рис. 3 свидетельствует, что можно отделять водонефтеносные пласты от нефтеносных; отделение же водонефтеносных пластов от водоносных и количественное определение обводненности жидкости пока невозможно.
Как следует из графика, приведенного на рис. 3, inγ для нефтеносных пластов изменяется от 1,15 до 1,17. Относительная интенсивность радиационного γ-излучения в водонефтеносных и водоносных частях пластов превышает 1,18.
Однако, исходя из наличия возможной ошибки в определении inγ (±1,5%), следует предполагать существование интервала, в пределах которого интерпретация будет менее надежной. Исходя из этого, можно установить следующую качественную зависимость между обводненностью добываемой жидкости и относительной интенсивностью радиационного γ-излучения в интервале перфорации: inγ для чистой нефти не превышает 1,15; для смеси воды с нефтью она выше 1,19; для неясного интервала составляет 1,15-1,19.
Эти данные следует принимать за основу при интерпретации диаграмм, измеренных при помощи прибора с борным экраном.
Если результаты интерпретации указывают на наличие ВНК, то положение последнего определяют следующим образом:
а) на кривых с интервалом переходной интенсивности по кровле этого интервала;
б) на кривых без переходного интервала по началу спада кривой Jnγ*( Правильнее по концу спада кривой Jnγ. Прим. ред.).
Для использования предлагаемой схемы необходимо тщательное изучение промысловых данных и сопоставление результатов интерпретации с этими данными. Особенно следует обращать внимание на возможность наличия в интервале исследования затрубной циркуляции и притока пресной воды.
На основании анализа ранее выполненных работ определены следующие условия применимости НГМ-50 (с борным экраном) для установления положения ВНК.
Установлено, что при применении НГМ-50 (с борным экраном) для определения положения ВНК необходимы следующие условия:
1. исследуемый интервал представлен однородным коллектором;
2. мощность однородной части пласта составляет более 4 м;
3. вблизи от исследуемого пласта в кыновских глинах или в перемычке имеется каверна диаметром не менее 45 см и мощностью более 4 м;
4. кривая НГМ перекрывает исследуемый пласт и опорный горизонт;
5. имеются достоверные сведения о наличии или отсутствии затрубной циркуляции в интервале исследования;
6. проведен полный комплекс исследований, необходимых для выделения однородной части пласта;
7. диаметр скважины равен 11¾", диаметр колонны - 6";
8. операции, проводимые в скважине между окончанием эксплуатации и выполнением НГМ, не создают существенного проникновения скважиной жидкости в пласт.
ЛИТЕРАТУРА
1. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Гостоптехиздат, 1955.
2. Кантор С.А. Основы теории нейтронного каротажа. Сб. «Прикладная геофизика», вып. 13. Гостоптехиздат, 1955.
3. Комаров С.Г. Техника промысловой геофизики. Гостоптехиздат, 1957.
4. Султанов С.А. Практическое применение радиометрии скважин для определения водо-нефтяного контакта. Нефтяник, № 4, 1956.
5. Xолин А.И., Блинова Н.М. Использование нейтронного гамма-метода для определения местоположения контакта нефть-вода в пластах, пройденных скважиной. Тр. МНИ, вып. 15, Гостоптехиздат, 1955.
ВУФ ВНИИГеофизика
Рис. 1. Классификация видов кривых НГМ-50.
1- кривая НГМ в пределах однородной части пласта: 2-кривая НГМ за пределами однородной части пласта; 3- кривая ГМ; 4-кривая ПС; 5-нефтеносная часть пласта; 6 и 7-водонефтеносная часть пласта; 8 - песчаник; 9 - известняк; 10-алевролит; 11-аргиллит.
Рис. 2. График зависимости интенсивности inγрадиационного γ-излучения от диаметра цементного кольца d.
Диаметр скважины в кыновских глинах: темные кружки >45 см: светлые кружки >50 см; треугольники > 60 см.
Рис. 3. График зависимости интенсивности радиационного γ-излучения от обводненности жидкости.
Кривые равноинтенсивные: 1- количество воды из интервала перфорации, существовавшего до РК, 2-количествоводы из интервала перфорации, установленного после РК; кривые с эффектом ВНК, но интервал neрфорации лежит в пределах равноинтенсивной части пласта, 3-количество воды из интервала перфорации, существовавшего до РК, 4 - количество воды из интервала перфорации, установленного после РК, 5-колебание содержания воды(проценты от среднего значения).