Имитаторы пористых пластов и эквивалентные значения пористостей

Однозондовые приборы ННМ. Рассмотрим имитатор пласта как необсаженную сухую скважину, окруженную “пластом” с m=1. На основании выражения (9.231) имеем

(9.232)

где

Результаты измерений в каналах ННМ и НГМ выражают в стандартных условных («водяных») единицах J(1)=J(1,Z,r₀), имеющих смысл показаний прибора в эталонировочной емкости с водой; в этих же единицах представлены интерпретационные (“палеточные”) зависимости. Значение эталонировочного отсчета, принимаемого за единицу измерения скорости счета, находим из выражения (9.231), полагая в нем r=r₀.

Определим интерпретационный параметр I*, выразив показания прибора в ИПП в эталонировочных единицах J(1),

(9.233)

где с=Zα(1); x=r/r₀≥1.

Выражение (9.232) справедливо для детекторов достаточно малого размера (сцинтилляторов). Для приборов с длинными (гелиевыми) счетчиками показания определяются выражением

(9.234)

где Z – расстояние до ближайшего к источнику торца счетчика; l – длина счетчика.

Для счетчиков с l≥15 см вместо выражения (9.232) получим

(9.235)

Зависимости I*(x), описываемые соотношениями (9.232) и (9.234), имеют максимумы, положения x_max и амплитуды I*_max которых равны

(9.236)

где n принимает значения 1 или 2 соответственно для газоразрядных и сцинтилляционных счетчиков.

Экстремальный характер зависимости I*(x) позволяет смоделировать одно и то же значение эквивалентной пористости двумя имитаторами с существенно различными диаметрами (рис.1). Ясно, что убывающая ветвь зависимости I*(x) для ИПП не является рабочей из-за слишком больших габаритов и веса ИПП.

Простота формул (9.232) и (9.234) обусловлена сделанными упрощениями: прибор рассматривается как цилиндрическая полость; предполагается, что между воздухом и водой отсутствуют промежуточные среды. В действительности прибор представляет собой металлическую конструкцию; воздушная полость, в которой находится прибор, отделена от воды стальной трубой с толщиной стенок от 2 до 10 мм.

На быстрые нейтроны металл действует как неупругий рассеиватель. Поэтому длина замедления нейтронов, вошедших в воду через металл, меньше длины замедления нейтронов источника, находящегося в воде. Длина диффузии тепловых нейтронов в системе металл – вода также меньше, чем в воде. Поэтому α(1) превышает обратную длину миграции тепловых нейтронов в воде (12,25 м^-1), причем зависит от конструкции прибора (его “металлоемкости”) и толщины трубы ИПП h. Таким образом, коэффициент с в формулах (9.232) и (9.234) различен для различных приборов даже при фиксированном размере зонда Z, и формальная автомодеятельность этих зависимостей не имеет места: каждый тип прибора в ИПП с данным h должен описываться индивидуальной зависимостью I*(x). Металл поглощает тепловые нейтроны в пределах и вблизи корпуса прибора и стенок трубы ИПП. Этот эффект может проявляться в занижении показаний (по сравнению с расчетом) при относительно малых диаметрах ИПП из-за наложения (интерференции) депрессий, обусловленных корпусом прибора и трубой ИПП (на рис. 2 выпадает одна точка, соответствующая прибору минимального диаметра). Сделанные допущения практически не влияют на согласие расчетных и экспериментальных данных, если α(1) рассматривать как метрологический параметр прибора.

Определим эквивалентные значения пористости К_П(х), которым соответству­ют показания однозондового прибора в данном ИПП. Для этого воспользуемся обобщенной гиперболической аппроксимацией зависимости показаний I* от водонасыщенной пористости m

, (9.237)

где - коэффициент дифференци­ации показаний прибора по водородосодержанию.

Параметр γ зависит от типа прибора, диаметра и конструкции скважины (аппроксимация, предложенная в работе [5], является частным случаем выражения (15) при γ=1). На основании выражения (15) получаем

(9.238)

Р ис.9.22. Интерпретационный параметр однозондового прибора как функция относительного диаметра ИПП (в единицах диаметра скважинного прибора) х и водонасыщенной пористости m (по Д.А.Кожевникову).

ННМ-т-50; прибор ДРСТ-3-90; пласт – известняк; скважина необсаженная диаметром 150 мм, в пласте и скважине – пресная вода.

Значения параметров этой формулы для серийной аппаратуры приведены в таблице для следующих стандартных условий: пласт – известняк, пластовый флюид – пресная вода, скважина необсажена, заполнена пресной водой, d_c=190 мм, прибор прижат к стенке скважины.

Табл.9.3. Средние значения метрологических характеристик серийной аппаратуры ННМ (НГМ) и параметров для определения эквивалентных значений пористости ИПП.

Параметры	ДРСТ-3-90		ДРСТ-3-60		СП-62	АМНК-1 (К-7)
	ННМ-т-50	НГМ-60	ННМ-т-50	НГМ-60	НГМ-60	ННМ-т-41/56
c=Zα(1)	9,20	11,04	8,32	10,0	11,04	-
α(1), м-1	18,40	18,40	16,64	16,64	18,40	15,20
D·10-3*	-	4,76-5,70	-	1,80-1,33	~4,4	-
χ	21,5	5,70	19,4	4,08	5,05	-
γ	1,35	0,86	1,22	0,92	0,74	0,028
μ·102	1,9	1,2	3,9	1,2	1,3	0
M·102	100	57	100	61	67	100

- зависит от толщины стенок и материала ИПП

Р ис. 9.23. Расчетные зависимости I*(x) показаний ННМ-т-50 от относительного диаметра ИПП и соответствующие экспериментальные данные для приборов ДРСТ-3-90 (1) и ДРСТ-3-60 (2).

Для ДРСТ-3-90: Z(α)=9,20, α(1)=0,1840 см^-1.

Для ДРСТ-3-60: Z(α)=8,32, α(1)=0,1664 см^-1.

Однозондовые приборы НГМ

Показания прибора НГМ в ИПП представляют сумму излучений трех зон: самого прибора, металлической трубы и внешнего замедлителя. Излучение прибора наряду с захватным гамма-излучением содержит вклад гамма-излучения активации и неупругого рассеивания быстрых нейтронов и зависит от конструкции прибора и его размеров (в первую очередь, наружного диаметра). Приближенно можно считать, что излучение прибора обратно пропорционально квадрату наружного диаметра с коэффициентом пропорциональности С₁, учитывающим эффективную мощность источника, конструкцию прибора (излучающую и поглощающую способность его узлов). Излучение трубы ИПП и внешнего замедлителя пропорционально показаниям ННМ-т [формула (12)], причем коэффициент пропорциональности С₂ учитывает излучающую способность трубы и замедлителя.

Таким образом, показания J_nγ записываются в виде

(9.239)

где С₁ и С₂ – неизвестные константы, а J(1,Z,r) совпадает с выражением (12).

Выражая J_nγ в условных единицах J_nγ(1,Z,r₀) (показания в воде) и объединяя отношение неизвестных констант С₁ и С₂ в одну С₂/С₁=D, получим

(9.240)

где

(9.240')

Выражение (18) содержит две эмпирические константы α(1) и D. Константа α(1) имеет смысл радиальной чувствительности, которая, как показано выше, различна у приборов различной конструкции и не совпадает с обратной длиной миграции тепловых нейтронов в воде (хотя близка к ней по величине).

Поскольку поле захватного гамма-излучения интегрирует пространственное распределение тепловых нейтронов, тщательный учет деталей последнего необязателен для получения количественно надежных результатов. Благодаря этому в качестве α(1) можно взять значение, определенное по данным МНК в воде (см. ниже) или для одного из приборов ННМ, а для параметра с принять его теоретическое значение Zα(1) независимо от типа аппаратуры. Тогда в выражении (18) остается лишь одна константа D, для определения которой достаточно измерений в одном имитаторе (для каждого конкретного прибора, см. таблицу).

Р ис.9.24. Расчетные зависимости I*_nγ показаний НГМ-60 от относительного диаметра ИПП и соответствующие экспериментальные данные для приборов ДРСТ-3-90 (1), СП-62 (2) и ДРСТ-3-60 (3).

На рис. 3 приведены расчетные зависимости I*_nγ(x) для трех типов стандартной аппаратуры НГМ-60 в сравнении с эксперименталь­ными данными КГГЭ ВНИИЯГГ. Эквивалентные значения пористо­сти определяются формулами (15) и (16), в которых М находится из условия I_nγ(M)=I_nγ(1) из-за немоно­тонности зависимости I_nγ(m).

Многозондовые приборы ННМ

Интерпретационным параметром двухзондовых (многозондовых) приборов является пространственный декремент α(m). На основании выражений (10) и (12) декремент, измеренный в ИПП данного диаметра х (в единицах наружного диаметра прибора), равен

(9.241)

Из равенства

следует, что произведение xα(х) = const = α(1) не зависит от х, а обратная величина декремента прямо пропорциональна относительному диаметру х. Оба вывода под­тверждаются экспериментальными данными (рис. 4), причем α(1) =15,20±0,03 м^-1,

(совпадает с декрементом, измеренным непосредственно в воде), но обратная величина (6,6 см) - меньше, чем длина миграции в воде для «голого» источника из-за деформации первичного спектра неупругим рассеянием в стальном корпусе прибора.

Рис.9.25. Зависимость обратного декремента пространствен­ного спада от относительного диаметра ИПП; прибор АМНК-1 (К-7) (по Д.А.Кожевникову).

Для диапазона μ≤m≤M аналогичная предложенной в работе [1] аппроксима­ция зависимости α(m) имеет вид

(9.242)

где μ и М соответственно полная водоудер­жи­вающая способность и емкость матрицы коллектора. Отсюда эквивалентная пористо­сть определяется через декремент α(х) следующим образом (М=1):

(9.243)

Подставляя выражение (19) в формулу (21), находим явный вид зависимости К_П^ЭКВ(х)

. (9.244)

Эта зависимость очень близка к экспоненциальной. Действительно, выражение (22) легко представить в виде

. (9.244')

Расчетные и экспериментальные данные хорошо согласуются; небольшие расхождения обусловлены погрешностями построения эмпирических интерпретационных зависимостей по малому числу экспериментальных точек.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ к главе 9

1. Каргова Н. Ф., Миколаевский Э. Ю., Таратын Э.А. Определение пористости глинистых коллекторов по данным многозондового нейтронного каротажа по тепловым нейтронам. -В кн.: Экспресс-инфоромация ВИЭМС. Сер. Региональная, разведочная и промысловая геофизика. М., 1981, вып. 6, с. 26-32.

2. Кожевников Д. А. Нейтронные характеристики горных пород и их использование в нефтегазопромысловой геологии. 2-е изд. М., Недра, 1982. 221 с.

4. Машкович В. П., Климанов В. А. Распределение интенсивности гамма-излучения в полом прямом цилиндрическом канале. – Атомная энергия, 1966, т. 20, вып. 2, с. 127-132.

5. Методика определения пористости по данным нейтронного каротажа / Э. Ю. Миколаевский, Т. И. Русинова, Э. А. Таратын и др. – Прикладная геофизика, 1974, вып. 78, с. 173-180.

6. Прохождение излучения через неоднородности в защите / В. Г. Золотухин, В. А. Климанов, О. И. Лейпунский и др. М., Атомиздат, 1968. 336 с.

7. Состояние и перспективы развития метрологического обеспечения аппаратуры НК/ В. М. Лобанков, Е. В. Семенов, В. И. Фоминых и др. – Геофиз. Аппаратура, 1983, вып. 77, с. 122-128.

8. Ханипов З. З. – см. кандидатская диссертация.

Алексеев Н.В., Блюменцев А.М., Цейтлин В.Г., Цирульников В.П. Аппаратура стационарного нейтронного каротажа по тепловым нейтронам с направленной геометрией измерений. Современная ядерная геофизика Сб. М. 2004.

Алексеев Н.В., Блюменцев А.М., Цейтлин В.Г., Цирульников В.П. Пути совершенствования аппаратуры компенсированного стационарного нейтронного каротажа по тепловым нейтронам. НТВ "Каротажник" № 60 1999.

1. Велижанин В.А. Состояние интерпретационно-методического обеспечения аппаратуры компенсированного нейтронного каротажа. «Геофизика» №5, 2002, 42-47.

2. Гулин Ю.А. О характере зависимости показаний нейтронного каротажа от пористости пород. – Прикладная геофизика, вып.72. М: Недра, 1973, с. 204-214.

3. Гулин Ю.А., Еникеева Ф.Х., Журавлев Б.К. Влияние поглощающих свойств пород на показания нейтронного каротажа в необсаженных скважинах. Нефтегазовая геология и геофизика. М., ВНИИОЭНГ, 1985, № 7.

4. Дахнов В.Н.. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М.: Недра, 1985.

5. Добрынин В. М., Венделъштейн Б. Ю., Кожевников Д. А. Петрофизика. М.: Недра, 2004.

6. Еникеева Ф.Х. Определение пористости по данным стационарных нейтронных видов каротажа. /В кн.: Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под ред. В.И.Петерсилье, В.И.Пороскуна и Г.Г.Яценко. М.-Тверь; 2003, с. 5.17-5.24.

7. Инструкция по проведению нейтронного и гамма-каротажа аппаратурой СРК-42-220 и обработке результатов измерений. Ми 41-17-1397-04. - /В.А.Велижанин, А.П.Глебов, В.А.Пантюхин и др. Тверь, 2004.

8. Использование изменения минерализации пластовой жидкости в ближней зоне для выделения коллекторов в карбонатном разрезе. - /Я.С.Витвицкий, Д.А.Кожевников, В.И.Мархасин, Н.М.Свихну­шин. Нефтегазовая геология и геофизика, №9, М.: ВНИИОЭНГ, 1972, с.43-46.

9. Кантор С.А., Кожевников Д.А., Поляченко А.Л., Шимелевич Ю.С. Теория нейтронных методов исследования скважин. М., Недра, 1985.

10. Кожевников Д.А. Нейтронные характеристики горных пород и их использование в нефтегазо­промысловой геологии. М.: Недра, 1982.

11. Кожевников Д.А. Петрофизическая инвариантность гранулярных коллекторов. Геофизика. №4, 2001, с.31 - 37.

12. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Макроописание остаточной водонасыщенности коллекторов. НТВ АИС «Каротажник». Вып. 65, с. 46–61. 2000.

13. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Настройка петрофизических моделей гранулярных коллекторов. НТВ АИС «Каротажник», № 154, 2007, с.64-77.

14. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Петрофизическое моделирование грануляр­ных коллекторов. НТВ АИС «Каротажник», № 154, 2007, с.52-63.

15. Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Кулик В.В. Вопросы интерпретации данных стационарной нейтронометрии скважин. НТВ АИС «Каротажник». №58, 1999, с. 46–61.

16. Кожевников Д.А., Мархасин В.И., Марьенко Н.Н. Влияние параметров ближней зоны на показания стационарных нейтронных методов. Нефтегазовая геология и геофизика, №10, ВНИИОЭНГ, 1971, с.30-33.

17. Кожевников Д.А., Мельчук Б.Ю. О возможности использования группирования горных пород при определении пористости нейтронными методами. Нефтегазовая геология и геофизика, вып.1, с.2-6: М., ВНИИОЭНГ; 1985.

18. Приборы стационарного нейтронного каротажа с улучшенными метрологическими характеристиками. - /Иванов В.Я., Султанов У.Ш., Гильманшин Т.А. и др. НТВ АИС «Каротажник», 2006, вып.150, 83-23.

19. Ellis D.V., Case C.R., Chiaramonte J.M. Porosity from Neutron Logs II; Interpretation. Petrophysics, v.45, No.1. 2004. 73 – 86.

20. Evans M., Best D. A Novel Approach for Compensated Neutron Porosity Logs for Borehole Effects. SPWLA 40^th Ann. Logg. Symp. May 30- June 3, 1999.

21. Kopec M., Lenda A., Massalski Т., Zorski Т. Monte-Carlo Modeling and Neutron Probes for Porosity Measurements. Conference and Exhibition. Modern Exploration and Improved Oil and Gas Recovery Methods. Cracow, Poland, 1-4 September 1998.

22. Mickael M., Guo P. New Corrections for Compensated Neutron Logs. SPWLA 40^th Ann. Logg. Symp., May 30- June 3, 1999.

23. Mickael M.W., Prati E.J., Gilchrist JR., W.A., Oliver D.V. A new compensated thermal neutron tool for porosity measurement. SPWLA 35^th Ann. Logg. Symp., June 19-22, 1994.