Контрольні питання

1. Чим обумовлена висока природна радіоактивність глинистих порід?

2. В яких одиницях вимірюється природна радіоактивність?

9 Інтерпретація даних нейтронного гамма-каротажу

В даний час у промисловому масштабі в нафтових і газових свердловинах виконуються дослідження: нейтронним гамма-методом НГК в однозондовому варіанті (апаратура ДРСТ-3-90 і СП-62) із зондом НГК-60, нейтрон-нейтронним методом по теплових нейтронах ННК-Т в однозондовому варіанті (апаратура ДРСТ-3-90) із зондом НК-Т-50; нейтрон-нейтронним методом по теплових нейтронах у багатозондовому варіанті (апаратура К-7) і двозондовому варіанті (апаратура РК4-841, РКС-2 і РКС-3).

Матеріали цих досліджень використовуються для літологічного розчленовування розрізу свердловини, виділення продуктивних колекторів, визначення коефіцієнта загальної пористості порід K_п заг.

Визначення коефіцієнта пористості виконується відповідно до положень методичного керівництва, яке складене для конкретного виду апаратури. Незважаючи на деякі відмінності прийомів, що рекомендуються в цих посібниках, усі вони дають єдину логічну схему, яка складається з виконання різних процедур для одержання на підставі результатів виміру величин I_n, I_nn значення K_п заг.

Розглянемо основні етапи інтерпретації діаграм, які отримані за допомогою зондів НГК-60 і НК-Т-50.

Залежність показів I_n і I_nn від водневого індексу середовища. Покази I_n на діаграмі НГК і I_nn на діаграмі НК-Т у розрізах нафтових і газових свердловин визначаються, в основному, об’ємним вмістом водню С_H у породах. Як еталонне середовище із С_H=1 прийнята дистильована вода при атмосферних умовах (р=0.1 МПа, t=20°С). Вміст водню в інших середовищах, зокрема, у гірських породах, характеризують водневим індексом і позначають  або ВІ. Водневий індекс  визначає відношення об’ємного вмісту водню С_H х у даному середовищі до об’ємного вмісту його у воді :

. (9.1)

Величину  можна розглядати як об’ємний водневий вміст або об’ємну вологість середовища.

Покази приладу НГК I_n або НК-Т I_nn в еталонному середовищі приймаються за одиницю і позначаються “умовною одиницею”. Всі об’єкти, які досліджуються в розрізах свердловин нейтронними методами, звичайно мають <1. Основою кількісної інтерпретації діаграм НГК, НК-Т є залежності показів I_n, I_nn, які виражені в умовних одиницях, від величини . Для побудови залежностей використовують відношення I_n=I_n/I_n ет, I_nn=I_nn/I_nn ет, де: I_n, I_n ет – швидкості рахунку в досліджуваному та еталонному середовищах при дослідженні НГК; I_nn, I_nn ет – аналогічно при дослідженнях НК-Т. Ці залежності отримані на природних моделях для стандартних умов: порода – чистий вапняк із густиною скелету _ск=2,71 г/см³, насичена прісною водою з густиною _в=1 г/см³ і мінералізацією С_в=3 г/л, свердловина заповнена такою ж водою. Для цих умов параметр  дорівнює коефіцієнту загальної пористості K_п, тому на палетці приведені залежності I_n, які виражені в умовних одиницях, від lgK_п для різних d_c=const. Залежності I_n=f(K_п) випологуються в області низьких (K_п<5%) і високих (K_п>25%) значень коефіцієнта пористості. Залежності I_nn=f(K_п) виглядають так само, як і залежності I_n=f(K_п) (Рис. 9.1).

Залежності на рисунку 9.1 є еталонними. Ними можна користуватись для визначення K_п за відомою величиною I_n або I_nn тільки для умов, при яких вони отримані. Якщо умови в свердловині (густина і мінералізація бурового розчину, наявність глинистої кірки) і в пласті (склад і густина мінерального скелету, мінералізація пластової води) відрізняються від еталонних, то шукана величина K_п розраховується за формулою

, (9.2)

де K_п^** – уявний (ефективний) коефіцієнт пористості; K_п – сумарне виправлення в значення K_п^**, яке враховує вплив технічних умов і відмінність літології досліджуваного пласта від чистого вапняка, який використовується в еталонній моделі.

Величину K_п можна виразити сумою:

, (9.3)

де кожен доданок суми може мати знак «+» або «-». Ця сума звичайно розбивається на дві складові, з яких одна забезпечує врахування технічних умов вимірювання, інша – врахування літології породи.

Розглянемо послідовність процедури кількісної інтерпретації діаграм НГК і НК-Т, які отримані за допомогою відповідних однозондових приладів.

Визначення границь пластів. Границі пластів з аномальними показами відносно вміщуючих порід I_n, I_nn (максимум або мінімум) визначають за правилом, яке використовується при інтерпретації діаграм ГК, а саме: границі пластів-колекторів за даними НГК або НК-Т проводяться по точках, які лежать на середині аномалії даної кривої.

Зняття показів. Покази із діаграм НГК, НК-Т знімають так само, як і з діаграм ГК: 1) у потужних пластах з h>V·/1200, знімається середнє значення I_nγ.ср, за винятком зони товщиною h=V·/1200, де покази спотворені інерційністю радіометра; 2) у пластах з 1<h<V·/1200 максимальне або мінімальне.

Врахування впливу інерційності радіометра або приведення показів I_nγ до умов пласта необмеженої товщини виконується так само, як і при інтерпретації діаграм ГК. Виправлене значення I_ у пласті розраховують за формулою:

, (9.4)

де I_nγ.n, I_nγ.вм – інтенсивності, які реєструються напроти пласта і вміщуючих порід, ум.од;  – поправочний коефіцієнт (завжди 1), який визначається за палеткою (Рис. 9.2) для заданих h і V·.

Врахування впливу фону природної радіоактивності виконується тільки при інтерпретації діаграм НГК, оскільки при реєстрації діаграм НК-Т вплив природної радіоактивності порід відсутній. Розраховується різниця:

, (9.5)

де I_np, I_p – зареєстровані покази НГК, ГК, які виправлені за вплив інерційності радіометра; k – відношення ефективності рахунку в каналах ГК і НГК. Для приладів з газорозрядними лічильниками величина k визначається відношенням кількості лічильників у каналах ГК, НГК і складає 0,5. Для ДРСТ-1 k=0,3-0,35, для ДРСТ-3 k=0,15. Дана поправка вводиться при умові, що криві ГК та НГК реєструвались в однакових одиницях вимірювання (імп/хв).

Визначення коефіцієнта нейтронної пористості K_пn. Першим кроком цього етапу є відновлення шкали I_nγ в умовних одиницях, використовуючи покази НК від опорних пластів розрізу свердловини. Найчастіше використовують опорні пласти, у яких покази НК максимальні (I_nγ.mах ) і мінімальні (I_nγ.min). Значення I_nγ.mах характерні для щільних пластів-вапняків з К_п=1-2 %, а також ангідриту, у якого К_п<1 %. Значення I_nγ.min характерні для глинистих пластів, які відмічаються на кавернограмі перевищенням d_c над d_н; для них вводять поняття еквівалентної нейтронної пористості К_пn екв із найбільш ймовірним значенням 40 %. Бажано, щоб пласти з I_nγ.mах і I_nγ.min були не одинарними в досліджуваному інтервалі розрізу і присутні у різних його ділянках та дозволяли б провести на діаграмі НК лінії стійких значень I_nγ.mах, I_nγ.min, які рівнобіжні осі глибин. На діаграмі НК-Т дані лінії проводять відповідно до показів у щільних пластах і розмитих глинах, на діаграмі НГК за показами в цих же пластах, які виправлені за вплив гамма-фону. На шкалі  фіксують точки із значеннями =40 % і =1 %. Шкала I_nγ в умовних одиницях переводиться у шкалу подвійного різнецевого параметра I_n або I_nn:

(9.6)

де I_n x і I_nn х – відповідно покази НГК (без впливу гамма-фону) і НК-Т напроти досліджуваного пласта.

Величини I_n і I_nn змінюються від 0 у пласті розмитих глин до 1 у щільних породах. Побудувавши шкалу I_n або I_nn, складають шкалу , використовуючи для цього відповідну палеточну криву так, як це показано на рисунку 9.3.

Потім, розраховуючи в кожнім пласті, який підлягає інтерпретації, параметр I_n х або I_nn х, за допомогою графіка (Рис. 9.3) знаходять відповідне значення K_пn. При розрахунку I_n, I_nn у значення I_n х, I_nn х вводиться поправка тільки за відмінність d_c від d_н у відповідних пластах.

Врахування впливу технічних умов вимірювання в свердловині – _р і С_р, d_c, h_гк (при наявності кірки), р і t – виконується шляхом наступної процедури:

, (9.7)

де K^*_пn – уявна нейтронна пористість, яка знайдена до введення поправки за технічні умови вимірювання; K_п – сумарне виправлення в значення K^*_пn, що враховує вплив технічних умов; K_пn – коефіцієнт нейтронної пористості (нейтронна пористість) пласта з врахуванням поправки. Величина K_п є сумою виправлень:

, (9.8)

які знаходять за спеціальними палетками або номограмами.

Значення K_пn наносять на діаграму у виді площадок напроти окремих проінтерпретованих пластів або у виді безперервного ступінчастого графіка в інтервалі розрізу, де проводиться інтерпретація даних ГДС.

Отримане значення K_пn відповідає шуканому параметру K_п заг тільки в розрізі, який представлений чистими вапняками. Для карбонатного розрізу, що містить крім вапняку пласти доломіту і доломітизованого вапняку, карбонатних порід із значним вмістом сульфатів; для теригенного розрізу; для розрізів із значним вмістом елементів з аномальними нейтронними властивостями при визначенні величини K_п заг потрібно вводити в значення K_пn виправлення за літологію.

Врахування впливу літології породи при визначенні K_п заг проводиться за допомогою наступної формули:

, (9.9)

де K_п i – виправлення, що враховує вплив i-го фактора. На практиці врахування найважливіших літологічних факторів, що викликають розбіжність між K_пn і K_п заг, ведеться окремо.

Врахування вмісту елементів з аномальними нейтронними властивостями. Найбільш розповсюдженими елементами з аномальними нейтронними властивостями, які є присутніми у розрізах нафтових і газових родовищ, є бор В і залізо Fe, якщо не враховувати хлору в складі хлоридів пластової води. Бор входить до складу глинистих мінералів, залізо до складу піриту, а також хлориту, сидериту, лімоніту, гематиту і магнетиту, які зустрічаються в розрізах теригенних відкладів. Складено спеціальні палетки, за допомогою яких знаходять поправку K_i у значення K_пn для відомих K_пn і вміст у породі В або Fe. Зневажаючи вмістом В і Fe при переході від K_пn до K_п заг приводить до систематичного завищення K_п заг.