Наложение спектров в нефте- и водонасыщенных моделях

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ. СОВРЕМЕННЫЙ КОМПЛЕКС ЯДЕРНО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ: ИМПУЛЬСНЫЙ НГК, С/О-КАРОТАЖ, СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКИЙ ГК

Л Е К Ц И Я 8

Решаемые задачи. Комплекс ГИС. Геофизические методы контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений выполняются в эксплуатационных скважинах, обсаженных колонной. Эти методы получили широкое развитие с конца 60-х годов и выделились в самостоятельное направление геофизической службы. В настоящее время они составляют более 50% от общих объемов геофизических исследований нефтегазовых скважин.

Цель геофизического контроля — это получение информации о состоянии и изменениях, происходящих в продуктивных пластах в процессе их эксплуатации, для выбора обоснованной системы разработки залежей, регулирования темпа отбора флюидов, направленного на максимальное извлечение их из земных недр.

По своим задачам все геофизические исследования в обсаженных скважинах можно разделить на следующие группы:

- исследование процесса вытеснения нефти в пласте;

- изучение эксплуатационных характеристик пласта;

- изучение технического состояния скважин.

Исследование процесса вытеснения нефти в пласте вклю­чает:

- контроль за перемещением водонефтяного контакта (ВНК) и контуров нефтеносности;

- контроль за продвижением фронта закачиваемых вод (ФЗВ);

- определение текущей и остаточной нефтегазонасыщенности.

К современному ядерно-геофизическому комплексу ГИС относятся методы ядерно-физической спектрометрии:

- импульсный нейтронный гамма-каротаж в спектрометрической модификации (ИНГКС или C/O-каротаж);

- спектрометрический гамма-каротаж (СГК);

- импульсный нейтронный гамма-каротаж в интегральной модификации (ИНГК).

Проведение комплекса ядерно-геофизических методов (ЯГМ) исследования скважин позволяет (даже при полном отсутствии первоначального геофизического документирования разреза) осуществить:

- литологическое расчленение разреза,

- определить емкостные характеристики пород,

- оценить характер текущей насыщенности пластов-коллекторов через обсадную колонну. Полученные с помощью ЯГМ данные являются важной количественной основой для построения многомерных моделей горной породы и порового пространства. С привлечением дополнительной информации, например, данных ГИС открытого ствола и испытаний, реализуются возможности сравнения характеристик начальной и текущей насыщенности и прогнозирования притоков пластовых флюидов при освоении объектов

Эти методы обеспечивают информацию для эффективного управления процессом разработки продуктивных залежей нефти и газа по результатам исследований обсаженных скважин «старого» фонда, а также вновь бурящихся скважин. Методы позволяют решать следующие задачи:

Контроль за перемещением ВНК и ГНК. Контроль за перемещением контактов осуществляется методами электрометрии, радиометрии и термометрии. В обсаженных скважинах ведущая роль при решении подобных задач принадлежит радиометрическим методам. В настоящее время для этих целей широко используется современный комплекс ядерно-геофизических методов, позволяющий решать задачу оценки флюидального состава коллектора на количественном уровне. Решение задач облегчается тем, что современные приборы имеют диаметр 25-50 мм, что дает возможность проводить исследования через колонну НКТ или между штангами глубинного насоса и обсадной колонной

Первоначальное положение контура воды в устанавливается в необсаженных скважинах по данным электрического каротажа. Границу, расположенную в переходной зоне, выше которой при испытании получают промышленный приток нефти или нефти с водой, принимают за ВНК. Границами переходной зоны являются: вверху – подошва зоны максимального нефтенасыщения коллектора (rп=rнп, Кн=max, Кв=min), внизу – зеркало воды, т.е. кровля водоносной части коллектора (rп=rвп, Кн=0, Кв=1).

Особые методики существуют для определения газонефтяного контакта. Так как и нефть, и газ являются непроводящими электрический ток, то различить контакт между ними по данным электрометрии не удается. Основной физической предпосылкой решения задачи является эффект изменения плотности и водородосодержания пластового флюида в зависимости от присутствия в нем газовой составляющей. К этим изменениям чувствительны показания нейтронного гамма-каротажа (НГК) и плотностного гамма-гамма-каротажа (ГГК). Глубинность этих методов невелика (20-50 см), поэтому на их показания сильно влияет зона проникновения, заполненная фильтратом бурового раствора.

Существуют возможности нейтронного каротажа по разделению нефтеносной и обводненной частей пласта, которые определяются объемным содержанием хлора в обводненной части пласта (т. е. минерализацией воды и пористостью пласта). Методика основывается на высокой чувствительности нейтронных методов к содержанию хлора, который является хорошим поглотителем нейтронов. Наиболее благоприят­ными для применения нейтронного каротажа являются условия, при которых минерализация воды, вытесняющей нефть, и минерализация пластовой воды высокие. Однако эффективность стационарных нейтронных методов для решения задач контроля за разработкой месторождений низкая за счет сильного влияния скважинных условий.

Импульсный нейтронный гамма-каротаж. В настоящее время для контроля за обводнением пластов используются импульсные модификации нейтронного каротажа (ИНГК). Эффективность импульсных модификаций выше за счет повышенной глубинности исследования скважин, снижения влияния диаметра скважины, толщины цементного кольца, состава промывочной жидкости и минерализации пластовых вод на показания методов. Различия в показаниях ИНГК против нефтеносной и водоносной частей пласта в десятки раз больше, чем на диаграммах НГК.

Сущность импульсного нейтронного каротажа заключается в изучении нестационарных нейтронных полей, создаваемых генератором нейтронов. Пласты при этом облучаются импульсами нейтронов, следующими друг за другом через определенный промежуток времени, и через определенное время (время задержки) измеряется плотность нейтронов, то есть изучаются процессы взаимодействия излучения с веществом, характерным для данного времени жизни нейтронов. При достаточно большом времени задержки t плотность потока тепловых нейтронов N(t) изменяется по закону:

N(t)=N_oe^-t/τ=N_oe^-λt=N_oe^-νΣat

где τ – кажущееся время жизни тепловых нейтронов, λ – декремент затухания плотности потока излучения, Σа – макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов. Величина

N_o – начальная плотность потока, зависит от длины зонда измерительной установки, пористости пласта, конструкции и заполнения скважины.

Используя отношение плотностей потоков N1 и N2 при двух временах задержки t1 и t2 можно исключить N_o и определить параметры Σа, λ, τ:

λ=(lnN1-lnN2)/(t1-t2); Σa=λ/v; τ=v/Σa;

где v – средняя скорость тепловых нейтронов (2200м/сек).

S_а зависит от замедляющих (водород) и поглощающих (хлор) нейтронных свойств среды и позволяет оценивать флюидальный состав коллекторов для двухфазного насыщения (углеводород-вода) при достаточном контрасте флюидов по минерализации (содержанию хлора). То есть эти данные позволяют разделять нефтенасыщенную часть пласта (флюид без содержания хлора) и водонасыщенную часть пласта, заполненную минерализованной водой (с хлором). Для пресных пластовых вод, не содержащих хлор, различий в значениях S_а в водонасыщенном и нефтенасыщенном пластах не будет. В среднем S_а для пресной воды – 22, для минерализованной воды – 127, для нефти 22-24, для газа 1.5-15е.з.

Макросечение поглощения нейтронов S_а может выражаться в различных единицах. В зарубежных публикациях для S_а используется так называемая «единица захвата» (е.з.), обозначаемая c.u. (capture unit), равная 1 е.з. = 10^-3 см^-1.

Количественная оценка нефтенасыщенности пород по данным ИНК, основанная на контрасте нейтронно-поглощающих свойств водо- и углеводоросодержащего пласта, возможна, если минерализация пластовых вод превышает 50г/л NaCl, а пористость больше 10%.

Для определения характера насыщенности пластов используются получаемые с помощью ИНК диффузионные параметры горных пород, важнейшим из которых является время жизни тепловых нейтронов t или макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов S_a.

Основным ограничением в применении метода для оценки нефтенасыщенности является наличие пресных пластовых вод с отсутствием или низким хлоросодержанием в своем составе. В этих условиях различить пресные воды и нефть не представляется возможным.

Углеродно-кислородный каротаж (С/О-каротаж). Для месторождений нефти с низкой и ультранизкой минерализацией пластовых вод, а также для эксплуатируемых месторождений нефти с закачкой в пласты пресной воды наиболее хорошие результаты по оценке текущей и остаточной нефтенасыщенности получают по данным углеродно-кислородного каротажа (СО-каротажа). С/О-каротаж относится к методам определения массового содержания породообразующих элементов. В основе метода – изучение энергетических и временных распределений плотности потока гамма-излучения, возникающего в результате различных нейтронных реакций на ядрах породообразующих элементов

Впервые метод СО-каротажа получил распространение за рубежом, затем в связи с развитием современной вычислительной техники аппаратура СО-каротажа была создана в России, в том числе и во ВНИИГИСе. Метод начал развиваться с конца 90-х годов, в настоящее время он широко используется в различных регионах страны и ближнего Зарубежья, особенно на месторождениях Западной Сибири, для которых пластовые воды характеризуются низкой минерализацией, то есть являются пресными.

Определение нефтенасыщенности основано на оценке соотношения С/О, которое характеризует распространенность в породе углерода по отношению к кислороду. Параметр связан с содержанием в породе углеводородных соединений и не зависит от хлора.

Для проведения С/О-каротажа используется аппаратура, содержащая генератор нейтронов, который излучает импульсы нейтронов с некоторой частотой, например 10КГц. Нейтронный импульс длится 5-30 микросекунд в зависимости от выбранного режима работы излучателя. Затем нейтронный поток прекращается до следующего цикла. Нейтроны при взаимодействии с ядрами окружающей среды до своего поглощения испытывают ряд столкновений. Первые соударения являются неупругим рассеянием, при котором нейтрон теряет большую часть своей энергии, передавая ее рассеивающему ядру. Возврат ядра из возбужденного состояния сопровождается гамма-излучением неупругого рассеяния нейтронов (ГИНР), имеющим характерные энергетические линии для каждого элемента. Распределение по амплитуде электрических импульсов или линий называется спектром. Например, на ядрах углерода образуются гамма-кванты с энергией 4.43 МЭВ, на ядрах кислорода – с энергией 6,13 МЭВ. Имея различные энергии, линии углерода и кислорода можно различить и выделить на спектрах. Аналогично можно выделить линии других основных элементов, входящих в состав горных пород.

После потери нейтроном на неупругих соударениях энергии примерно до 1 МЭВ последующие соударения представляют собой упругое рассеяние, при котором нейтроны постепенно теряют энергию, пока не замедлятся до тепловой энергии. Наибольшим сечением упругого рассеяния обладает водород и его присутствие в окружающей среде играет основную роль в процессе замедления. Упругое рассеяние не сопровождается гамма-излучением. Замедлившись до тепловой энергии, нейтроны захватываются ядрами. При этом наблюдается мгновенное гамма-излучение радиационного захвата (ГИРЗ). Каждому элементу характерен свой энергетический спектр ГИРЗ. По характерным линиям ГИРЗа выделяют водород, кремний, кальций, железо, натрий, калий, магний, хлор, бор. Из определяемых породообразующих элементов кислород составляет 47% от общей массы всех элементов, кремний – 29%, в сумме восемь элементов O, Si, Al, Fe, Ca, Na, K, Mg составляют 995 всей массы земной коры.

Таким образом, анализ спектров ИНГКС при наличии соответствующего интерпретационного обеспечения позволяет определять относительные содержания в породе основных элементов (O, Si, Fe, Ca, Mg, H, C), составляющих минеральный скелет (матрицу) горных пород, и четырех основных элементов (O, H, C, Cl), образующих флюид порового пространства. По полученным данным появляется возможность оценивать не только нефтенасыщенность, но и характер насыщенности при многофазном заполнении (нефть, газ, вода пластовая, вода закачиваемая) порового пространства с разделением на фазовые составляющие, а также пористость и литологический состав горных пород.

При необходимом условии достаточной компенсации изменений пористости и литологии пласта с использованием отношения Ca/Si, которое учитывает содержание углерода в карбонатных породах (известняках и доломитах), отношение C/O прямо пропорционально зависит от массового содержания углерода в пласте и, соответственно, от нефтенасыщенности пласта. Из этого следует, что основными геофизическими параметрами СО-каротажа, использующимися при определении нефтенасыщенности пород, являются отношения скоростей счета в окнах С и О (параметр C/O) в спектре ГИНР и в окнах Ca и Si в спектре ГИРЗ (параметр Са/Si). Выбор этих параметров основан на различии вещественного состава углеводородов (C_nH_n) и воды (Н₂О). Параметр С/О увеличивается с ростом массового содержания С (нефть, уголь, карбонаты, битум) и уменьшается с ростом массового содержания кислорода (увеличение пористости, песчанистости пластов). Параметры устойчивы к изменению минерализации воды. Для учета влияния пористости, песчанистости и карбонатности при интерпретации совместно рассматриваются параметры С/О и Са/Si. В водонасыщенных и глинистых пластах эти параметры совпадают, при нефтенасыщенности наблюдается превышение кривой С/О над кривой Са/Si, причем степень превышения связан с увеличением нефтенасыщенности пласта.

Основным результатом интерпретации данных C/O-каротажа является текущая насыщенность пласта. Для решения практических задач при количественном анализе необходима опорная информация в виде результатов ГИС открытого ствола и данные ИНГК и СГК в обсаженном стволе

Спектрометрия естественного гамма-излучения. Гамма-каротаж (ГК) является одним из основных методов современного комплекса геофизических исследований скважин. Он основан на измерении интенсивности естественного гамма-излучения горных пород. Естественная гамма-активность горных пород определяется содержанием в них естественных радиоактивных элементов урана, тория и радиоактивным изотопом калия - K⁴⁰. Спектрометрический ГК, кроме суммарной интенсивности гамма-излучения пород, измеряет энергетическое распределение регистрируемых гамма-квантов и по спектрам гамма-излучения U, Th и K позволяет определять их удельные гамма-активности и концентрации.

Основанием для проведения СГК является то, что различные породы отличаются по содержанию естественных радиоактивных элементов и, соответственно, по удельной гамма-активности. В осадочных породах содержания ЕРЭ возрастают в следующем ряду пород: хемогенные, карбонаты, песчаник, глина. Вместе с тем геохимические особенности U, Th и K, их поведение в различных геологических процессах, закономерности накопления и распределения в геологических объектах существенно различны. Поэтому определение концентраций или удельной гамма-активности каждого из ЕРЭ в разрезе скважин вместо суммарной гамма-активности существенно расширяет информационные возможности ГК, повышает однозначность и эффективность геологической интерпретации.

Проведение СГК в обсаженных скважинах в комплексе с импульсным нейтронным и спектрометрическим углеродно-кислородным каротажем позволяет прослеживать временные изменения естественного гамма-фона по скважинам. При вскрытии пласта перфорацией и в процессе дальнейшей его эксплуатации в ряде случаев появляются “гамма-аномалии”, которые называются радиогеохимическим эффектом.

Радиогеохимический эффект в виде поля аномально высоких концентраций радия и продуктов его распада возникает в процессе разработки нефтяных залежей в передней части фронта вытеснения пластового флюида. Подход нагнетаемых вод с высокой концентрацией радиоактивных элементов к забоям нефтяных скважин и адсорбция радиоактивных солей поверхностью цементного камня сопровождается аномальным повышением естественной радиоактивности в обводненной части пласта. Естественная радиоактивность обводненной части пласта аномально возрастает, а гамма-активность нефтеносной его части остается неизменной.

Наличие и величина аномалии учитываются при оценке текущих характеристик пласта, косвенно характеризуя динамику его эксплуатации.

Рис. 1. Пример спектра ГИНР в моделях песчаника пористостью 40%, насыщенного водой (синие линии) и дизельным топливом (красные линии). Аппаратура МАРКА-ИНГС

Рис. 2. Пример спектра ГИРЗ в моделях песчаника пористостью 40%, насыщенного водой (синие линии) и дизельным топливом (красные линии). Аппаратура АИНК-89С

Рис. 3. Пример зависимостей основного спектрального отношения C/O от пористости насыщенных пресной водой и нефтью кварцевого песчаника и известняка. Аппаратура АИНК-89С

Рис. 4.