|
УДК 550.832.53 |
Г. А. ШНУРМАН, Ф. А. КУРИЛЕНКО, В. Н. ИВАНОВ, О. В. БИРЮКОВА, Э. И. ГОЛЫНСКИИ (СКТБ ПГ)
Начиная с 70-х годов в практику промыслово-геофизических исследований скважин как в нашей стране, так и за рубежом широко внедряется двухзондовая аппаратура нейтронного каротажа (CNL, РКС-2, РК4-841, Р-7, К-7). Она имеет ряд преимуществ перед однозондовыми системами, из которых наиболее важны - возможность непосредственного определения пористости пород без привлечения данных по опорным пластам и меньшее влияние на регистрируемые показания скважинных условий измерений.
Однако опыт применения нейтронного каротажа показал, что на результаты оценки пористости сильно влияет литологический состав пород. На рис. 1 приведены величины абсолютной погрешности определения пористости из-за влияния литологического состава пород для различных модификаций нейтронного каротажа, полученные по данным работ [1, 2, 4]. Как видно, ошибки в оценке пористости пород различного литологического состава по показаниям нейтронного каротажа значительны (6-8 %). Аналогичная зависимость показаний от литологического состава установлена и для термобаростойкой аппаратуры нейтронного каротажа РК4-841 и Р-7. Это предопределяет необходимость обязательного учета влияния литологического состава пород при количественной интерпретации диаграмм двухзондового нейтронного каротажа. Трудности такого учета заключаются в том, что литологический состав и петрофизические характеристики горных пород в разрезах скважин изменяются в широких пределах и, как правило, неизвестны при интерпретации.
Для учета влияния литологического состава пород широко используется комплексирование нейтронного, акустического, плотностного гамма-гамма и гамма-каротажа [3, 4]. Комплексная интерпретация диаграмм этих методов позволяет достоверно определить пористость и литологический состав пород. Однако решение этой задачи требует применения расширенного комплекса геофизических исследований и, как следствие, увеличения средств и времени на геофизические работы. Кроме того, в глубоких скважинах из-за сложных геолого-технических условий проведения геофизических исследований осуществление расширенного комплекса не всегда возможно.
В связи с указанным весьма перспективна разработка методики определения пористости и литологического состава пород по данным лишь двухзондового нейтронного каротажа. На основании экспериментальных исследований на моделях пластов получены зависимости показаний зондов нейтронного каротажа различной длины от пористости. Характеристики моделей и результаты экспериментальных исследований приведены в табл. 1. Измерения проводились с плутоний-бериллиевым источником быстрых нейтронов, за одну условную единицу приняты показания в баке с водой.
По данным табл. 1 для каждого зонда построены графические зависимости IННКТ=f(LgКп) для известняков (рис. 2, а). Здесь же отмечены показания в пласте доломита (Кп=4,8 %) и песчаника (Кп=16 %) и показано стрелками, какому зонду они соответствуют. На рис. 2, б приведены зависимости показаний нейтронного каротажа от длины зонда для пластов известняка и доломита (Кп=4,8 %), а также известняка и песчаника (Кп=16 %). Как следует из рис. 2, а, б, при переходе от известняка к доломиту на малых зондах (Z=27 и 30 см) наблюдается увеличение, а на больших (Z=42; 50 и 57 см) - уменьшение скорости счета. При переходе от известняка к песчанику, наоборот, отмечается увеличение скорости счета на больших зондах.
Эти результаты хорошо согласуются с данными математического моделирования методом Монте-Карло нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам для основных литологических типов горных пород [1] и подтверждают наличие инверсии зависимостей IННКТ=f(LgКп, Z) при изменении литологического состава пород.
В
аппаратуре РК4-841 применены зонды длиной 30 и 50 см. При оценке пористости
доломита (Кп=4,8 %) по палеточным зависимостям, полученным для
известняка, значения кажущейся пористости следующие (%):
=3, 
=7, 
=10. определяется по отношению
Полученные значительные расхождения создают физические предпосылки для определения пористости и литологического состава пород по показаниям различных зондов и отношению А. При этом для оценки литологического состава пород предпочтительнее использовать максимальное расхождение в значениях пористости, что достигается сравнением Кп, найденных по зонду ННКТ-30 и отношению А.
Эффективность
двухзондового нейтронного каротажа для установления литологического состава
определена путем сравнения величин
получаемых
рассмотренным способом и с помощью комплексной интерпретации материалов
плотностного, нейтронного и акустического каротажа [3, 4].
Как следует из табл. 2, литологический состав карбонатных пород по результатам двухзондового нейтронного каротажа может быть оценен со значительно большей точностью, чем по широко распространенному в настоящее время комплексу данных НГК-АК. Способ уступает по точности лишь комплексу методов 2ННКТ-ГГКП и 2ННКТ-АК.
Для терригенных пород материалы экспериментальных исследований существенно отличаются от палеточных. Так, согласно существующим палеткам пористость кварцевых песчаников по ННКТ за счет влияния литологического состава оказывается заниженной на 3-4 %, тогда как по экспериментальным данным на модели песчаника (Кп=16 %) всего на 1 %. Для окончательного решения вопроса о возможности определения литологического составатерригенных пород по 2ННКТ необходимо провести более широкие экспериментальные исследования на моделях и в скважинах.
На рис. 3 приведены результаты геофизических
исследований карбонатной толщи триасовых отложений в скв. 56 Поварковской
Ставропольского края. Кроме традиционного комплекса геофизических исследований
здесь проведена запись двухзондового нейтронного каротажа по тепловым
нейтронам. При этом зарегистрированы кривая пористости (
) и
показания зондов HHKТ-30, ННКТ-50, нормированные в масштабе пористости.
Для определения литологического состава пород использовались комплексы 2ННКТ-АК, НГК-АК и 2ННКТ. Методика оценки литологического состава по двухзондовому нейтронному каротажу заключалась в следующем. В разрезе выбран пласт (интервал 4194- 4195,6 м) с максимальным расхождением пористостей:
для которого содержание доломита принято 100 %. При отсутствии расхождений пористости на всех кривых ННКТ считалось, что пласты представлены чистым известняком.
Для
промежуточных значений
содержание доломита (Сдол) и известняка (Сизв)
вычислялось по формулам:
С
учетом установленного литологического состава по известным палеткам и значениям 
определена истинная пористость пород.
Как следует из рис. 3 и табл. 2, результаты интерпретации двухзондового нейтронного каротажа хорошо увязываются с данными как других методов, так и анализа керна, что подтверждает его эффективность при определении литологического состава и пористости карбонатных пород.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Влияние литологии горных пород на результаты оценки пористости по данным нейтрон-нейтронного каротажа/Б.К. Журавлев, Ф.X. Еникеева, В.А. Велижанин, Ю.А. Гулин.- ЭИ ВИЭМС. Сер. Региональная и разведочная промысловая геофизика, 1979, вып. 4, с. 30-34.
2. Каротаж по плотности надтепловых нейтронов с прижимным прибором для определения пористости/Д. Титтмен, X. Шерман. В. Начел, Р. Олджер.- В кн.: Промысловая геофизика. М„ 1970, с. 110-126.
3. Комплексная интерпретация данных ГГК, НК, АК, ГК, полученных серийной аппаратурой (ДРСТ, СП-62, К-7, РГП, СПАК) для определения емкостных свойств горных пород. Методическое руководство. Калинин, ВНИГИК, 1982.
4. "Schlumberger". Log Interpretation Charts. Printed in USA, 1977.
Таблица 1 Результаты экспериментальных исследовании на моделях пластов (диаметр скважины 196 мм)
|
Организация, проводившая исследования |
Литологический состав пласта - модели |
Кп, % |
Показания зондов, уел. ед. |
||||
|
|
|
|
|
|
|||
|
внииягг |
Известняк (мрамор, монолит) |
0,8 |
2,354±0,004 |
3,14 ±0,01 |
7,15±0,06 |
11,79±0,02 |
19,37±0,14 |
|
» |
Известняк (мраморная крошка) |
19,4 |
1,647±0,002 |
1,95±0,01 |
2,73±0,04 |
3,31 ±0,08 |
3,83±0,06 |
|
|
То же |
37,9 |
1,375±0,002 |
1,51±0,01 |
1,76±0,01 |
1,90±0,04 |
2,05±0,02 |
|
» |
Песчаник кварцевый |
16,0 |
1,750±0,002 |
2,11±0,01 |
3,20±0,02 |
4,00±0,08 |
4,92±0,03 |
|
|
То же |
36,7 |
1.342 ±0,002 |
1,46±0,01 |
1,75±0,01 |
1,92±0,03 |
2,08±0,02 |
|
вниинпг |
Известняк (мрамор, монолит) |
1,0 |
2,188±0,004 |
3,15±0,013 |
6,90±0,06 |
11,60±0,11 |
16,80±0,12 |
|
» |
Известняк (мраморная крошка) |
20,2 |
1,563±0,003 |
1,81±0,007 |
2,51±0,02 |
3,06±0,04 |
3,50±0,05 |
|
|
То же |
38,3 |
1,322±0,002 |
1,42±0,006 |
1,72±0,02 |
1,83±0,03 |
2,00±0,02 |
|
СКТБ ЦГ |
Известняк (мрамор, монолит) |
3,4 |
2,170±0,006 |
2,85±0,005 |
6,49±0,06 |
9,00±0,04 |
12,14±0,1 |
|
» |
Известняк (мраморная крошка) |
24,5 |
1,570±0,004 |
1,8±0,03 |
2,37±0,02 |
2,71±0,02 |
3,17±0,02 |
|
» |
Доломит монолит |
4,8 |
2,200±0,003 |
2,74±0,006 |
5,40±0,04 |
6,14±0,001 |
8,17±0,1 |
|
» |
Вода** |
|
3,334±3 |
1526±3 |
302±2 |
81,20±0,47 |
35,7±0,37 |
1. * Средне-квадратическая ошибка измерения.
2. ** Измерения, имп/с.
Таблица 2 Сравнение эффективности различных комплексов при определении пористости (Кп) и литологического состава ( DКп.лит)
|
Литологический состав или интервал исследования, м |
Dkп.лит и Кп по комплексам (%) |
|||||
|
2HHKT-AK |
НГК-АК |
2ННКТ-ННКТ-30 |
||||
|
DКп.лит |
Кп |
DКп.лит |
Кп |
DКп.лит |
Кп |
|
|
По палеточным и экспериментальным данным |
||||||
|
Доломит (Кп=4,9 %) |
9,7 |
4,9 |
3,3 |
4,9 |
7 |
4,9 |
|
Кварцевый песчаник (Кп=16 %) |
-8,8 |
16 |
-9 |
16 |
-1 |
16 |
|
По материалам геофизических исследований скв. 56 Поварковской |
||||||
|
4092,4-4114,0 |
0 |
0,5 |
0 |
0,5 |
0 |
0,5 |
|
4114,0-4115,2 |
4,5 |
6,2 |
2,1 |
6,5 |
4,4 |
6,5 |
|
4115,2-4118,0 |
1,3 |
2,0 |
1,6 |
3,1 |
2,1 |
3,0 |
|
4118,0-4122,4 |
0,4 |
2,9 |
1,0 |
3,6 |
0,6 |
3,1 |
|
4122,4-4126,8 |
0 |
0,6 |
0 |
0,6 |
0 |
0,5 |
|
4126,8-4128,8 |
0 |
0,5 |
0,7 |
1.1 |
0 |
0,6 |
|
4128,8-4139,6 |
0 |
0,4 |
0 |
0,5 |
0 |
0,5 |
|
4139,6-4143,6 |
0,7 |
1,8 |
0,7 |
2,5 |
0 |
2,2 |
|
4145,6-4149,6 |
1.9 |
1,8 |
0 |
1.7 |
0,2 |
2,0 |
|
4151,2-4152,4 |
6,1 |
6,6 |
5,5 |
7,2 |
6,5 |
7,0 |
|
4152,4-4161,2 |
0 |
1,0 |
0 |
1,0 |
0 |
0,9 |
|
4161,2-4165,2 |
1.2 |
1,6 |
0 |
1,9 |
0 |
1,8 |
|
4165,2-4168,4 |
1,0 |
1,8 |
1,1 |
2,1 |
0 |
2,0 |
|
4168,4-4170,8 |
0 |
2,1 |
0,4 |
2,2 |
0 |
2,2 |
|
4170,8-4174,8 |
0 |
1,0 |
0 |
0,8 |
0 |
0,9 |
|
4174,8-4179,6 |
0,8 |
2,3 |
1,5 |
2.3 |
0 |
2,5 |
|
4179,6-4181,2 |
5,5 |
4,3 |
5,6 |
4,9 |
5,6 |
4,4 |
|
4181,2-4184,4 |
10,8 |
5,8 |
9,0 |
6,0 |
10,0 |
5,8 |
|
4184,4-4186,8 |
1,8 |
2,2 |
2,5 |
2,6 |
2,7 |
2,2 |
|
4186,8-4189,8 |
4,1 |
2,7 |
3,0 |
3,1 |
3,4 |
2,7 |
|
4189,8-4194,0 |
10,5 |
6,6 |
8,7 |
6,9 |
9,4 |
7,0 |
|
4194,0-4195,6 |
8,3 |
5,0 |
7,9 |
4,8 |
8,0 |
4,8 |
|
4195,6-4199,6 |
8,6 |
5,5 |
8,4 |
5,3 |
7,8 |
5,4 |
Примечание. Значения kп.лит определенные по палеточным данным по комплексу 2ННКТ-ГГКП для доломита (Кп=4,9 %) и кварцевого песка (Кп= 16 %), соответственно равны (%): -7; 16.
Рис. 1. Графики погрешности пористости Dкп по нейтронному каротажу для кварцевого песка (А) и доломита (Б).
Кривые: 1 - ННКТ-50 (ДРСТ-3); 2 - НГК-60 (СП-62,ДРСТ-3); 3 - 2ННКТ (CNL); 4 - 2ННКТ (К7)
Рис. 2. Графики зависимости показаний ННКТ от пористости (А) и длины зонда (Б).
Показания ННКТ в моделях: а - доломита, б - песчаника; кривые: 1 - известняка (Кп=4,8 %), 2 - доломита (Кп=4,8%), 3 - песчаника (Кп =16%, 4 - известняка (Кп = 16%):
Шифр кривых - длина зондов ННКТ; I=f (Кп) - для известняков
Рис. 3. Результаты комплексной интерпретации данных геофизических исследований триасовых отложений.
