УДК 550.832.552

Д.А.Кожевников. Гамма-спектрометрия в комплексе геофизических исследований нефтегазовых скважин. — Методическое пособие. М.: 1998. – 42 стр., 9 табл., 29 рис., список литературы: 57 назв.

Методическое пособие содержит краткое изложение оригинальных результатов разработки интерпретационно-алгоритмического и метрологического обеспечения гамма-спектрометрии (ГМ-С) нефтегазовых скважин, а также разработки адаптивного компонентного анализа (АКА) – новой технологии интегрированной интерпретации данных комплекса ГИС, включающего ГМ-С.

Процедуры индивидуальной интерпретации данных ГМ-С реализуют новую методику выполнения измерений гамма-методами ядерной геофизики (патент Российской Федерации № 2069377). От существующих эта методика отличается более детальными метрологическими измерениями, позволяющими определять специальные метрологические характеристики, которые управляют закономерностями энергетического спектра рассеянного гамма-излучения в радиально-неоднородной системе “прибор-скважина-пласт”. Одной из важнейших характеристик является радиальная чувствительность, определяющая глубинность исследования и вертикальное разрешение аппаратуры в зависимости от энергии регистрируемого гамма-излучения.

На конкретных примерах показано, что включение ГМ-С в комплекс ГИС качественно повышает геологическую информативность комплекса и точность результатов интерпретации данных ГИС при решении задач разведки и разработки нефтяных и битумных месторождений в наиболее сложных условиях. Впервые алгоритмизована процедура выделения и оценки сложных коллекторов методом петрофизической фильтрации и предложены способы количественной оценки минералогической и гранулометрической глинистости, содержаний разбухающих глинистых минералов, битумонасыщенности, и др.

1. Введение 4

2. Сокращения и условные обозначения 6

3. Применения ГМ-С 7

4. Реализация информационного потенциала гамма-спектрометрии

нефтегазовых скважин 8

5. Интерпретационное обеспечение 10

5.1. Интерпретационная модель ГМ-С 10

5.2. Проверка интерпретационной модели 11

5.3. Алгоритм интерпретации данных ГМ-С 13

5.4. Программная реализация алгоритма (программа “ЕРЭ_Win”) 14

5.5. Погрешности определения содержаний ЕРЭ 16

6. Метрологическое обеспечение 17

6.1. Метрологические характеристики скважинного спектрометра 17

6.2. Определение метрологических характеристик на ГСО-ЕРЭ 19

6.3. Определение метрологических характеристик на ПКУ 20

6.4. Теоретический расчет метрологических характеристик 21

7. “Автономные” применения гамма-спектрометрии 21

9. Информативность гамма-спектрометрии в комплексе ГИС 24

9.1. Терригенные полиминеральные отложения 24

9.2. Карбонатные отложения 25

9.3. Вулканогенно-осадочные отложения 25

11. Определение пористости 27

12. Определение типов глинистых минералов и минералогической глинистости 27

13. Определение содержаний разбухающих глинистых минералов 28

14. Определение содержания пелитовой фракции 30

15. Определение содержания твердого органического вещества 30

16. Определение битумонасыщения 31

19. Заключение 36

Рождение ядерной физики и ее многочисленных применений в науках о Земле обязаны открытию радиоактивности урановых минералов (А.Becquerel, 1896).

Возможность практического использования измерений естественной радиоактивности для изучения разрезов нефтегазовых скважин была убедительно показана в 1933г. (А.П.Кириков, Г.В.Горшков, Л.М.Курбатов, В.А.Шпак и др.). В 1937г. скважинный прибор со счетчиком Гейгера-Мюллера выдержал промышленные испытания в обсаженных работающих скважинах на нефтепромыслах Сызрани. Впервые была продемонстрирована возможность ядерно-физических исследований горных пород и выявления нефте- и водоносных горизонтов в скважинах, законченных бурением и уже эксплуатирующихся. Принципиальное значение имел и сам факт регистрации естественного гамма-излучения пород через стальные обсадные трубы [9,10].

Развитие метода естественной радиоактивности в конце сороковых — начале пятидесятых годов шло в направлениях создания теории, методики интерпретации, разработки аппаратуры с непрерывной регистрацией. Большой вклад в развитие теории и методики гамма-метода внесли Алексеев Ф.А., Арм Е.М., Блюменцев А.М., Большаков Г.В., Брагин А.А., Булмасов В.А., Бухало О.П., Головацкая И.В., Горшков Г.В., Готтих Р.П., Граммаков А.Г., Грумбков А.П., Гулин Ю.А., Гусаров Д.В., Дахнов В.Н., Золотов А.В., Иванов В.М., Козында Ю.О., Курбатов Л.М., Курочкин П.А., Лазуткина Н.Е., Ларионов В.В., Любавин Ю.П., Мамяшев В.Г., Матчинова Г.П., Мецгер Б.Э., Мухин С.С., Нестеренко Н.Г., Нефедова Н.И., Новиков Г.Ф., Овчинников А.К., Пятахин В.И., Сериков Ю.И., Синицын А.Я., Сребродольский Д.М., Суппе С.А., Федорив Р.Ф., Хабаров В.В., Хайкович И.М., Хуснуллин М.Х, Шашкин В.Л., Шварцман М.Д., Шпак В.А., и другие.

Известны работы зарубежных ученых: – С.Д.Пирсона, Дж.Вола, У.Фертла, П.Киллина, Дж.Херрона, К.Бристоу, Г.Ловберга, Дж.Херста, Я.А.Чубека, и других.

Начало работ по применению ГМ-С в нашей стране относится к середине 50-х годов. В 1956—57 гг. на нефтепромыслах Татарии был опробован первый скважинный многоканальный спектрометр типа ЛС–2, разработанный под руководством Д.Ф.Беспалова.

В 1959—63г.г. были разработаны и широко опробованы на нефтяных и рудных месторождениях пятидесятиканальные гамма-спектрометры типа СГС-1 и ГКС-1. Они были созданы институтами ВНИИЯГГ и ВИРГ совместно с предприятиями Министерства среднего машиностроения СССР. В НИИ и тематических партиях были начаты работы по исследованиям возможностей применения ГМ-С при поисках и разведке полезных ископаемых.

Интенсивное опробование метода происходило в 1963-80 г.г. с применением серийных спектрометров типа СГС-Л разработки ФМИ АН УССР и КОЭЗГП. В этот же период проводились исследования в МИНГ им.И.М.Губки-на, ВНИГИК, ВНИИГеоинформсистем, ВИРГ и других организациях по созданию геолого-геохимических основ ГМ-С.

Изучение естественной радиоактивности горных пород — одно из традиционных научных направлений на кафедре ГИС ГАНГ им. И.М.Губкина. Начало этим исследованиям было положено работами В.Н.Дахнова и В.В.Ларионова, которые стали классическими.

С этим направлением связаны темы многих диссертаций, выполненных на кафедре (М.Г.Гуфранов, С.В.Дворак, З.Н.Жемжурова, В.А.Костерина, П.А.Курочкин, Н.Е.Лазуткина, В.М.Мамяшев, А.М.Морозов, Н.И.Нефедова, Рамадан Альжеди, Ю.И.Сериков, Т.Ф.Соколова, И.Ф.Хатмуллин, М.Д.Шварцман и др.). Важные результаты, полученные этими и другими исследователями, по достоинству можно оценить только теперь, располагая надежной измерительной аппаратурой, необходимыми средствами метрологического обеспечения и цифровой обработки результатов.

Впервые В.В.Ларионовым, а позднее П.А.Курочкиным были выполнены обширные эксперименты на моделях пластов по изучению влияния изменений диаметра необсаженной скважины в различных участках спектра и, в рамках методики приведения показаний к стандартным условиям, выявлена немонотонная зависимость поправочного фактора от энергии регистрируемого гамма-излучения.

80-ые годы отмечены созданием скважинных гамма-спектрометров, обладавших высокими метрологическими и технико-эксплуатационными характеристиками (ВНИГИК, ВНИИгеоинформсистем, НИГИ, ОКБ ГП, ВИРГ). Со спектрометрами повышенной термобаростойкости были выполнены уникальные исследования в Кольской сверхглубокой скважине на глубинах до 12 км (ВНИИЯГГ, ВНИИгеоинформсистем).

Впервые была создана государственная система метрологического обеспечения измерений содержаний урана, тория, калия в скважинах по данным ГМ-С: государственные стандартные образцы содержаний ЕРЭ - ГСО-ЕРЭ (ВНИИгеоинформсистем, ВИРГ).

В начале 70-х годов стало заметным противоречие между прогрессом в развитии вычислительной техники и разработке радиометрической аппаратуры, с одной стороны, и несовершенством интерпретационно-метрологического обеспечения методов радиометрии — с другой.

В 1974—1986 гг. мной была разработана новая методика выполнения измерений в скважинах гамма-методами, включая ГМ-С, интегральную модификацию метода естественной радиоактивности (ГМ), ГГМ-П и методы нейтронной гамма-спектрометрии [19]. Эта методика отличается от общепринятых более детальными процедурами калибровочных измерений, позволяющими определять специальные (метрологические) характеристики аппаратуры, учитывающие радиальную неоднородность системы скважина-пласт. На основе этой методики были разработаны оригинальные интерпретационные модели и алгоритмы интерпретации.

Опыт промышленного применения скважинной гамма-спектрометрии показал высокую информативность метода при решении разнообразных геологических задач. Как показывает накопленный опыт, применение ГМ-С существенно повышает эффективность комплекса ГИС в наиболее сложных условиях.

В настоящем пособии дается краткое обобщение результатов, полученных автором и его сотрудниками на кафедре ГИС ГАНГ им. И.М.Губкина. Особенно большая помощь в работе была оказана Н.Е.Лазуткиной, совместно с которой разработан ряд методик и получены многие результаты. В частности, впервые разработана методика адаптивного компонентного анализа и созданы методики решения таких задач, как определение содержаний разбухающих глинистых минералов и пелитовой фракции. За исключением обзорных таблиц, все приведенные в пособии материалы являются оригинальными. Более детальные сведения можно найти в цитированной литературе.

Включение гамма-спектрометрии в комплексе ГИС обеспечивает существенное повышение геологической эффективности при разведке и разработке месторождений нефти и газа в наиболее сложных условиях. Приведем сводку важнейших применений.

(табл.1 и 2):

Пока аппаратура ГМ-С создавалась единичными экземплярами в опытно-эксперимен-тальном порядке, отсутствие интерпретационно-метрологического обеспечения не могло повлиять на эффективность использования метода при решении сугубо качественных задач. В настоящее время созданы технические предпосылки для широкого промышленного применения ГМ-С как в мало-, так и в многоканальной модификациях. Несовершенство интерпретационно-алгоритмического обеспечения могло бы стать тормозом, существенно ограничивающим применение ГМ-С.

Реализация информационного потенциала ГМ-С при решении сложных геологических задач требует высокого совершенства интерпретационно-алгоритмического и метрологического обеспечения.

В рамках однометодной интерпретации данных ГМ-С актуальными являются проблемы учета радиальной неоднородности системы "скважина-пласт", учет активности промежуточных зон (оценка фоновых компонент), учет конечной мощности пластов, индивидуальная метрологическая настройка, исследование помехоустойчивости алгоритма (анализ точностных характеристик), оценка минимально определяемых содержаний ЕРЭ и погрешностей их определения при текущих условиях измерений.

Несмотря на многочисленные работы в этом направлении до недавнего времени не было предложено какого-либо аналитического аппарата для решения обратной задачи гамма-спектрометрии, не оценены погрешности метода, пороги обнаружений ЕРЭ и другие методические проблемы. Интегральная модификация метода естественной радиоактивности — гамма-метод — до сих пор интерпретируется исключительно на эмпирическом уровне.

Для учета геолого-технических условий измерений в системе "скважина-пласт" широко используют "поправочную" или "палеточную" методику и применяют эмпирические (экспериментальные) зависимости для приведения показаний к некоторым "стандартным" условиям [42,44—47]. Количество возможных вариаций (число сочетаний) параметров, характеризующих условия измерений, достигает астрономически большой величины. Поэтому необходимые поправочные зависимости находят с помощью физического и/или математического моделирования для весьма ограниченного набора параметров. В случае гамма-спектрометрии "поправочная" методика неприменима в принципе, поскольку изменения соотношений содержаний ЕРЭ в пласте и промежуточных зонах приводят к качественно различному влиянию условий измерений на показания спектрометра в различных дифференциальных каналах.

Промежуточные зоны в системе "прибор–скважина–пласт" могут одновременно являться и поглотителями, и излучателями, чего в принципе не может учесть "поправочная" методика, так как содержания ЕРЭ в пласте являются искомыми параметрами. Использование эмпирических поправочных зависимостей для учета изменений условий измерений не только не позволяет учесть все многообразие этих условий, но и вносит существенные погрешности в результаты интерпретации.

Среди недостатков традиционно используемого в настоящее время метода введения поправок за скважинные условия и приведения к стандартным условиям [44–47] (метода редукции) отметим следующие:

— методика строго применима только в случае неактивных промежуточных зон и только одного излучателя в пласте;

—гамма-активность промежуточных зон (бурового раствора, глинистой корки, цемента, собственный фон прибора) учитывается очень грубо;

— последовательное введение поправок за влияние отдельных факторов обуславливает дополнительные алгоритмические погрешности и существенное замедляет интерпретационную процедуру.

Этих недостатков лишен аналитический алгоритм интерпретации данных ГМ-С, основанный на интерпретационной модели автора [4]. Этот алгоритм позволяет производить оперативную высокоточную бескерновую, беспалеточную и беспоправочную интерпретацию данных ГМ-С, полученных как в необсаженных, так и в обсаженных скважинах.

Сложность и многообразие актуальных геологических задач определяют принципиально комплексный подход к их решению, и ставят задачу повышения геологической эффективности комплекса ГИС. Эта проблема решается, с одной стороны, включением гамма-спектрометрии в комплекс ГИС, с другой – усовершенствованием технологий интерпретации с целью реализации информационного потенциала ГМ-С и комплекса ГИС в целом.

Еще сравнительно недавно результативность ГM-C принципиально ограничивалась отсутствием обоснованной интерпретационной модели, позволяющей программно учитывать изменения технических условий измерений (диаметр и конструкция скважины, плотность и радиоактивность бурового раствора и цементного камня, диаметр и материал корпуса скважинного спектрометра, положение последнего в скважине, и т.д.).

Интерпретационная модель использует аппарат геометрических факторов и специальные метрологические характеристики аппаратуры — концентрационные и радиальные чувствительности, геометрический фактор полупространства (“альбедо”).

Качество индивидуальной интерпретации определяется адекватностью интерпретационных моделей физическим процессам в системе "прибор-скважина-пласт" и точностью алгоритмов решения соответствующих прямых и обратных задач. Это означает, что интерпретационные модели и алгоритмы методов радиометрии скважин должны отражать физические закономерности процессов переноса излучений в системе "прибор-скважина-пласт" и корректно описывать их на количественном уровне.

Центральное место в разработке методик интерпретации методов с малой глубинностью занимает проблема учета разнообразия технических условий измерений в скважинах и тесно связанная с ней проблема метрологического обеспечения. Для гамма-методов радиометрии скважин автор разработал новую методику выполнения измерений и соответствующие интерпретационные модели и алгоритмы. В этих моделях и алгоритмах используются специальные метрологические характеристики, учитывающие чувствительность показаний к радиальной неоднородности прискважинной зоны. Одной из важнейших является радиальная чувствительность. Для интерпретации результатов измерений методами с малой глубинностью исследования введение радиальной чувствительность имеет принципиальное значение.

Рис.1. иллюстрирует экспериментальное подтверждение универсальных зависимостей геометрического фактора пласта от некоторого безразмерного параметра Х (при фиксированном эксцентриситете прибора в скважине). График подтверждает фундаментальное свойство геометрического фактора, справедливое для всех спектральных каналов при переходе к безразмерному параметру Х.

Параметр Х представляет произведение радиальной чувствительности на массовую толщину промежуточных зон. Выявленная универсальность справедлива для любого излучателя (K, U и Th вместе с продуктами распада последних) для любого дифференциального канала, при любом диаметре скважины, промывочной жидкости любого типа (обычный глинистый или утяжеленный баритовый раствор) и любой его плотности, спектрометра любого типа.

Точность интерпретационной модели во многом определяет точность решения обратной задачи и соответственно — алгоритма интерпретации. Наибольший интерес проверка интерпретационной модели представляет для случая многоканальной спектрометрии.

Рис.2. Аппаратурный спектр гамма-излучения в ГСО-ЕРЭ со смесью радионуклидов. Прибор расположен на стенке скважины диаметром 20 см, заполненной водой. 1, 2 — расчетный (1) и экспериментальный (2) спектры; 3 — коридор изменения среднеквадратичной погрешности измерений; 4 — расхождение экспериментальных и расчетных результатов.

После определения метрологических характеристик интерпретационная модель ГМ-С [13] позволяет решить прямую задачу для любого положения прибора в скважине любой конструкции с промывочной жидкостью любой плотности и состава и любого спектрометра. Мы сравнили такие решения с результатами измерений в моделях смешанного пласта ГСО-ЕРЭ и глинистого пласта (с известными содержаниями ЕРЭ) при различном расположении прибора: на оси или на стенке сухой или заполненной водой скважины. Измерения были выполнены многоканальным спектрометром ВНИИГеосистем (модернизированная аппаратура СГС-Л-6м с кристаллом NaI(Tl) 50x250 мм) на метрологических установках ВНИИЯГГ Г.А.Калмыковым и Н.Л.Кашиной.

Сравнение результатов расчета спектра гамма-излучения, выполненного по интерпретационной модели для смешанного пласта ГСО-ЕРЭ с экспериментальными данными показано на рис.2 и 3. Эти результаты соответствуют расположению прибора на стенке скважины, заполненной водой. Расчетный спектр нанесен жирной линией (1), экспериментальный — тонкой линией (2), ординаты справа. Расхождение кривых на глаз неразличимо, поскольку расчетный и измеренный спектры практически совпали. Поэтому отдельными кривыми показаны расхождение экспериментальных и расчетных результатов (кривая 4) и коридор изменения среднеквадратичной погрешности измерений (кривая 3).

При всех геометриях расхождения теоретических и измеренных значений (ординаты слева) больше 90% не превышают s (средне-квадратичная статистическая погрешность измерений). Для модели глинистого пласта были получены аналогичные результаты (рис.3).

Рис.3. Аппаратурный спектр гамма-излучения в модели глинистого пласта. Прибор расположен на стенке скважины диаметром 20 см, заполненной водой. 1, 2 — расчетный (1) и экспериментальный (2) спектры; 3 — коридор изменения среднеквадратичной погрешности измерений; 4 — расхождение экспериментальных и расчетных результатов.

Проверка интерпретационной модели была выполнена также по данным физического и математического моделирования C.Koidzumi [47]. В этой работе для необсаженных и обсаженных скважин различной конструкции (различные диаметры скважин, колонн, различные составы и плотности промывочной жидкости, и т.д.; см. табл. 3) были определены поправки (“спектральные поправочные факторы”) для приведения к стандартным условиям как функции энергии гамма-излучения (рис.4).

Работа [47] следует широко распространенной “поправочной” (или “палеточной”) методике [44—46], которая в принципе неприменима в случае ГМ-С. Результаты этой работы представляют интерес, поскольку:

— независимо экспериментально подтвержден нетривиальный факт тонкой структуры энергетических зависимостей поправочных функций (а, следовательно, — и радиальной чувствительности) для частного случая ториевого излучателя;

— эти данные дают возможность рассчитать радиальную чувствительность и сравнить ее с полученной нами независимо (рис.3).

— по найденной радиальной чувствительности можно рассчитать “спектральные поправочные факторы” для скважинах различной конструкции и сравнить с экспериментальными данными (табл.3).

Таблица 3. Параметры (см) обсаженных скважин в решении прямой задачи ГМ-С (к рис.4).

Для неактивных промежуточных зон и одного излучателя (Th в равновесии с продуктами распада) “спектральный поправочный фактор” SCF (“Spectral Correction Factor”) совпадает с отношением геометрических факторов породы соответственно для стандартных и нестандартных условий [18].

Рис.4. Спектральный поправочный фактор для трех обсаженных скважин с различными параметрами (табл.3). Жирные линии — расчет по интерпретационной модели через радиальную чувствительность; тонкие линии — экспериментальные данные [47]. Скважина заполнена раствором CaCl2 с плотностью 1.2 г/см3.

При максимальной величине поправки 330% среднее относительное расхождение между расчетными и экспериментальными данными не превышает погрешностей эксперимента. При энергиях менее 0.3 МэВ расхождение обусловлено неучетом фотоэффекта на железе (при определении радиальной чувствительности по воде). Подтверждается, что знания радиальной чувствительности по воде вполне достаточно для надежного количественного описания спектров при энергиях более 0.3 Мэв при практически любой скважинной геометрии. Для мягкой части спектра интерпретационная модель полностью сохраняет свою применимость и при наличии промежуточных зон с тяжелыми элементами (когда проявляется фотоэффект), что учитывается соответствующей методикой определения радиальной чувствительности.

Рис.5. Сравнение энергетических зависимостей радиальной чувствительности для тория, рассчитанных по экспериментальным данным [47] и по результатам измерений с многоканальным спектрометром (см. рис.11).

Алгоритм интерпретации данных ГМ-С основан на интерпретационной модели, которая позволяет учитывать влияние любых условий измерений.

Интерпретационная модель ГМ-С допускает обращение относительно искомых петрофизических (интерпретационных) параметров, каковыми являются массовые содержания K, U, Th и урановый эквивалент eU суммарного содержания ЕРЭ (для интегрального канала). Соответствующий алгоритм интерпретации построен в аналитической форме.

Важным достоинством алгоритма является универсальность его применимости для обработки показаний спектрометрической аппаратуры любого типа (как мало-, так и многоканальной, с корпусами различного материала и диаметра, с различными сцинтиблоками, в том числе с кристаллами различного объема и состава, и т.д.). Это означает, что изменение типа скважинного спектрометра (мало- или много- канального) или замена одного сцинтиблока другим (например, с другим кристаллом) не требует изменения алгоритма.

Благодаря тому, что алгоритм является аналитическим обращением интерпретационной модели, он позволяет в наиболее общей форме учесть все многообразие условий измерений.

Алгоритм позволяет производить оперативную высокоточную беспоправочную и бескерновую интерпретацию данных ГМ-С, полученных как в необсаженных, так и в обсаженных скважинах.

Алгоритм сводится к решению системы линейных уравнений для показаний в различных дифференциальных каналах после расчета соответствующих фоновых компонент. Для многоканального спектрометра эта система является переопределенной, она решается методом взвешенных обратных квадратов (веса обратно пропорциональны погрешностям измерений скоростей счета в соответствующих дифференциальных каналах). Фоновые компоненты показаний в спектральных окнах, а также пороги чувствительностей при оценке содержаний ЕРЭ, определяются автоматически (программно).

В зависимости от соотношения содержаний одноименных радионуклидов в пласте и промежуточных зонах, преимущественно проявляются поглощающие или излучающие свойства последних. Соответственно тому, какую роль преимущественно играет промежуточная зона (зоны) — поглотителя или излучателя — наблюдается качественно различное влияние условий измерений на показания спектрометра при различных соотношениях содержаний ЕРЭ в пласте и промежуточных зонах. Именно это обстоятельство не учитывается поправочной технологией интерпретации данных ГМ-С.

Учет конечной мощности пластов осуществляется на стадии предварительной обработки данных с помощью параметра радиальной чувствительности. Этот параметр характеризует глубинность исследования и вертикальное разрешение аппаратуры.

Наличие интерпретационной модели не только радикально облегчает построение алгоритма интерпретации, но и существенно повышает точность результатов (в сравнении с эмпирическими алгоритмами). Алгоритм, полученный обращением интерпретационной модели, реализует оперативную, прямую, беспоправочную, беспалеточную и бескерновую ("алгоритмическую") высокоточную интерпретацию данных ГМ-С в необсаженных и обсаженных скважинах.

Свойство обратимости решений прямой и обратной задач ГМ-С при использовании указанного алгоритма позволяет экспрессно получать все необходимые точностные оценки, рассчитывать пороги обнаружения ЕРЭ для каждого пласта с учетом текущих массовых толщин промежуточных зон.

Алгоритм и его программная реализация прошли метрологическую аттестацию во ВНИИгеосистем по результатам измерений аппаратурой "Спектр". При этом установлено, что систематическая погрешность алгоритма и его программной реализации отсутствует.

Алгоритм применим как для мало-, так и для многоканальной модификаций спектрометрии. Использование последней существенно расширяет методические возможности ГМ-С.

Программно-алгоритмический комплекс “ЕРЭ_Win” работает в операционной среде “Windows” (программы составлены Е.В.Пятаковым и И.В.Рудовым при участии Н.Е.Лазуткиной и автора).

Программа предоставляет пользователю возможность формирования, редактирования и использования баз данных метрологических характеристик используемых спектрометров, параметров средств поверки аппаратуры ГСО-ЕРЭ и ПКУ, составов глинопорошков и тампонажных цементов.

Программа включает средства визуализации входных данных и результатов расчетов в виде диаграмм и таблиц, а также графики сопоставлений массовых содержаний K-U, U-Th, Th-K по результатам интерпретации.

Входными данными и результатами алгоритмической интерпретации являются следующие величины.

Величины v и t используются для преобразования динамических аномалий в статические при наличии интегрирующей ячейки. Все диаграммы, включая данные кавернометрии, вводятся в цифровой форме в используемых стандартных форматах. Плотности (электронные) промежуточных зон используются при расчете геометрических факторов зон в системе скважина-пласт (для обсаженных скважин плотность цементного камня вводится по умолчанию; при некачественном цементировании возможна корректировка). При исследовании обсаженных скважин гарантированная точность интерпретации обеспечивается применением гамма-гамма цементометрии для учета распределения цементного камня в заколонном пространстве.

Для внутреннего контроля результатов определения содержаний ЕРЭ по показаниям калиевого, уранового и ториевого каналов спектрометра используются показания интегрального канала. Проверка производится путем сопоставления значений урановых эквивалентов (eU), определенных по показаниям интегрального канала спектрометра, со значениями eU, рассчитанными как сумма взвешенных массовых содержаний К, U и Th.

Программное обеспечение построено по модульному принципу (рис.8). Модули реализуют предварительную обработку показаний в различных каналах, количественное определение содержаний ЕРЭ и последующий анализ результатов. Программа работает в диалоговом режиме, и включает следующие модули:

• попластовой оценки содержаний естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ) а также их суммарного содержания (в единицах уранового эквивалента eU). Результаты обработки выдаются на экран и печать в виде таблицы;

На рис.8 показано графическое представление входных массивов (LAS-формат) на панели “ЕРЭ_Win”: диаграммы спектральных каналов. Выходные результаты — диаграммы массовых содержаний ЕРЭ — изображаются в попластовой разбивке.

Программный комплекс был успешно применен при обработке данных ГМ-С, полученных в терригенных, карбонатных и вулканогенно-осадочных отложениях на месторождениях Зап.Сибири, Волго-Уральского региона, Ставрополья, Татарии, Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, и др. Некоторые из полученных при этом результатов кратко описываются ниже.

Оценка погрешностей определения содержаний калия, урана и тория имеет принципиально важное значение при применении гамма-спектрометрии естественной радиоактивности в разрезах нефтегазовых скважин, характеризующихся кларковыми уровнями содержаний ЕРЭ. Для решения этой задачи необходимо оценивать степень и характер влияния отдельных технологических факторов на результаты определения содержаний ЕРЭ по показаниям спектрометрической аппаратуры. Особенно важна эта оценка для последующей количественной геологической и петрофизической интерпретации данных ГМ-С в комплексе ГИС. Естественно, при этом необходимо учитывать погрешности интерпретации данных ГМ-С так же, как и погрешности интерпретации других методов комплекса.

Результирующая погрешность ГМ-С включает две основные группы погрешностей. Одни являются систематическими неисключаемыми и могут быть определены до выполнения измерений в скважинах (погрешности программно-алгоритмического и метрологического обеспечения). Другие являются случайными и проявляются непосредственно в процессе измерений.

Систематические составляющие погрешности программно-алгоритмического обеспечения ГМ-С оценивались сопоставлением данных натурных измерений в ГСО-ЕРЭ и данных имитационного моделирования решений прямой задачи ГМ-С для модели пласта со смесью радионуклидов и модели глинистого пласта. Было установлено, что расхождения являются незначимыми, так как лежат в пределах погрешностей аттестации ГСО-ЕРЭ. Систематическая погрешность алгоритма интерпретации и его программной реализации лежит в пределах точности машинных вычислений, то есть практически равна нулю [9,21].

По результатам интерпретации спектрометрических измерений в открытом стволе (Ловинское месторождение) и в обсаженной скважине (Южно-Талинское месторождение) проведено сопоставление урановых эквивалентов суммарных содержаний ЕРЭ, определенных по показаниям интегрального канала спектрометра и значений уранового эквивалента eU, вычисленных по содержаниям калия, урана и тория. В обоих случаях коэффициент корреляции превысил 0.9.

Рис.9. Парциальные погрешности определения содержаний калия (вверху) и урана (внизу) (скважина необсажена): 1– суммарная метрологическая погрешность; 2– статистическая погрешность измерений; 3– погрешность измерения диаметра скважины; 4– погрешность определения плотности промывочной жидкости; 5– погрешность определения толщины глинистой корки; 6 – погрешность задания положения прибора (эксцентриситета) в скважине.

Знание метрологических характеристик спектрометра необходимо не только для настройки алгоритма интерпретации данных ГМ-С. Оно позволяет более глубоко разобраться в физических основах метода, обосновать и реализовать способы получения объективной петрофизической и геохимической информации, свободной от влияния скважинных условий и индивидуальных особенностей аппаратуры.

Метрологическое обеспечение алгоритма интерпретации заключается в его настройке на метрологические характеристики используемого гамма-спектрометра — концентрационные и радиальные чувствительности. Метрологические характеристики определяются специальным программным модулем по результатам измерений в государственных стандартных образцах содержаний ЕРЭ (ГСО-ЕРЭ). Программа обработки предусматривает не только расчет метрологических характеристик применяемого спектрометра, но также контроль качества измерений в ГСО-ЕРЭ и контроль качества скважинных измерений.

Рис.11. Эспериментальная и расчетная (по аналитической аппроксимации) зависимости радиальной чувствительности для тория от энергии гамма-квантов E.

Рис.13. Радиальная чувствительность для калия (значения увеличены в 100 раз) как функция энергии гамма-излучения Е: экспериментальные точки и расчетная кривая (по аналитической аппроксимации).

Знание радиальной чувствительности позволяет рассчитать глубинность исследования как функцию энергии для различных естественных радионуклидов (рис.14).

Зависимости приведены для центрированного прибора. В случае прибора, прижатого к стенке скважины, глубинности исследования несколько увеличиваются. Отметим, что при энергиях менее 1 МэВ глубинность исследования по калию превышает глубинность исследования по урану и торию.

Процедуры определения метрологических характеристик по результатам измерений в ГСО-ЕРЭ (рис.15) предусматривают учет влияния фона (с помощью измерений в фоновой модели) и различия плотностей фоновой и других моделей; расчет метрологических характеристик и контроль качества полученных результатов. Последний выполняется путем решения прямой и/или обратной задачи ГМ-С с использованием показаний в модели смешанного и/или глинистого пласта и сопоставлением с экспериментальными данными (или паспортными данными).

Измерительная процедура включает следующие операции. Измерения проводятся в четырех моделях ГСО-ЕРЭ (калиевой, урановой, ториевой и фоновой) в условиях воздушно-сухой необсаженной скважины и скважины, заполненной буровым раствором (водой).

Табл. 4. Схема измерений на ГСО-ЕРЭ при определении метрологических характеристик спектрометра

По измерениям, выполненным на ГСО-ЕРЭ, определяются следующие параметры:

По измерениям, выполненным в моделях смешанного или глинистого пласта проводят оценку достоверности полученных метрологических характеристик. Для этого по результатам измерений определяют концентрации K, U и Th в модели смешанного (глинистого) пласта. Полученные значения сопоставляют с паспортными данными.

Определение метрологических характеристик скважинных сцинтилляционных спектрометров в производственных условиях производится по измерениям в малогабаритных (транспортабельных) полевых калибровочных устройствах. Конструкция ПКУ в принципе аналогична конструкции малогабаритных стандартных образцов ЕРЭ (МСО-ЕРЭ), используемых для эталонирования канала ГМ.

Как и в случае ГСО-ЕРЭ, измерительная процедура предусматривает проведение измерений в четырех ПКУ — "калиевом", "урановом", "ториевом" и фоновом.

По результатам замеров определяются концентрационные чувствительности каналов.

Определение радиальных чувствительностей необходимо производить в установках ГСО-ЕРЭ, ввиду отсутствия в ПКУ имитаторов промежуточной зоны. Однако, в отличие от концентрационных чувствительностей, радиальные чувствительности являются существенно более устойчивыми. Их значения по умолчанию вводятся в алгоритм из метрологической базы после задания типа спектрометра.

В отличие от ГСО-ЕРЭ, ПКУ являются радиально-ненасыщенными, т.е. показания прибора в них существенно занижены по сравнению с ГСО-ЕРЭ. Учет ограниченных размеров ПКУ, обусловливающих занижение скоростей счета, производится (метрологическим модулем интерпретирующей программы) с помощью аналитического аппарата геометрических факторов.

В программе Win_ЕРЭ метрологические характеристики спектрометра определяются автоматически (программно). Интерпретирующая программа включает модуль расчета концентрационных чувствительностей по вводимым оператором показаниям спектрометра в ПКУ в соответствующих каналах и характеристикам ПКУ.

Процедуры определения метрологических характеристик включают следующие операции:

2. Расчет геометрических факторов ПКУ.

3. Расчет фоновой компоненты показаний.

В особых случаях при дефиците метрологической информации возможен (приближенный) расчет метрологических характеристик. Методика расчета основана на относительной устойчивости радиальных чувствительностей (при заданном энергетическом разрешении) и наличии специальных устойчивых (при фиксированной настройке дифференциальных каналов) характеристиках каналов — “сцинтилляционных констант”, не зависящих от конструкции спектрометра. Расчет выполняется соответствующим модулем программы “ЕРЭ_Win”.

Метод гамма-спектрометрии – не совсем обычный метод ГИС, поскольку дает количественную информацию не об одной (нейтронная пористость или водородосодержание, УЭС, a ПС и т.д.), а сразу о трех характеристиках пород — содержаниях K, U, Th. Поэтому, хотя, как и для других методов ГИС, применения ГМ-С наиболее эффективны в комплексе, этот метод позволяет решать некоторые важные задачи автономно. К таким задачам относятся, в частности, выделение зон доломитизации в карбонатных разрезах и выявление обводняющихся пластов в обсаженных скважинах.

Для стандартного комплекса ГИС изучение карбонатных отложений с аномально высокой радиоактивностью и, в особенности, – задача выявления коллекторов в таких отложениях — оказывается сложной проблемой. Эта сложность обусловлена невозможностью разделить глинистые отложения с преимущественно (K+Th) – активностью от трещиноватых карбонатов с высокими содержаниями доломитов, обогащенных ураном. Для гамма-спектрометрии эта задача оказывается очень простой.

На рис.16 приведен пример выделения зон вторичной доломитизации в карбонатном разрезе нижнего девона (Варктнавская пл., месторождение им. Требса, Тимано-Печорье). Задача решается только по данным ГМ-С посредством классификации пластов в пространстве содержаний калия, урана и тория (по программе Е.А.Неймана).

При самом грубом делении (на два класса) выделяются покрывающие глинистые отложения – флюидоупоры (темная заливка) и карбонатная толща, включающая продуктивные коллекторы (светлая заливка). Разбиение пластов на 5 классов дифференцирует карбонатную толщу более детально. Принадлежность пластов к определенному классу обозначена числом вертикальных полосок. Продуктивным коллекторам соответствуют пласты 1-го и 5-го классов: причем 5-й класс отмечается более низкими содержаниями урана по сравнению с первым при сопоставимых содержаниях калия и тория.

Доломитизация отложений, обусловленная вторичными процессами выщелачивания, тесно связана с трещинноватостью пород. Высокие содержания доломита соответствуют зонам со значительным вкладом урана в величину общей радиоактивности. Эти зоны приурочены к зонам унаследованной трещинноватости. Трещинные интервалы диагностируются по диаграмме изменения содержаний урана с обязательным учетом пористости пластов. По данным кернового анализа, встречаются трещины как открытые, так и залеченные вновь образовавшимся кальцитом.

Количественная оценка содержаний доломита в карбонатном разрезе дает информацию о направлениях древней миграции пластовых флюидов

Бор является представителем элементов, очень сильно поглощающих тепловые нейтроны. Присутствие бора даже в небольших количествах проявляется в занижении показаний всех нейтронных методов (включая НГМ и ННМ_нт), то есть приводит к существенному завышению нейтронной пористости.

Бор интенсивно адсорбируется глинистыми минералами, тонкорассеянным ОВ и осаждается с гидроокислами некоторых металлов. Адсорбция его глинами зависит от pH среды, концентрации в растворе, температуры и солености вод. Морские отложения содержат бора больше, чем континентальные. Содержание бора характеризует палеосоленость бассейна осадконакопления. Известно, что между содержаниями бора (обусловленным присутствием в породе глинистого материала) и РОВ, существует тесная прямая корреляция.

Рис. 17. Поле корреляции содержаний бора с содержаниями калия в карбонатных нижнедевонских отложениях Варктнавской площади (Тимано-Печорье) — точки 1; и в терригенных пермских отложениях одного из битумных месторождений Татарстана, — точки 2.

Гидрослюдизация каолинита происходит в условиях, благоприятных для накопления бора. Гидрослюда —единственный из минералов глин, содержащий значительные количества калия (до 12–14 %), одновременно являющийся геохимическим концентратором бора. Гидрослюда может присутствовать как в полиминеральных терригенных отложениях, так и в нерастворимом остатке карбонатных отложений. При малых содержаниях К–шпатов обнаруживается тесная корреляционная связь между содержаниями бора и калия (рис.17). Если основной вклад в естественную радиоактивность вносится калием, это проявляется в тесной корреляции между содержаниями гидрослюды (бора) и суммарной радиоактивностью, выраженной в единицах уранового эквивалента eU (рис. 20). При построении зависимостей на рис.17. и 21 использованы данные лабораторных анализов керна, выполненных в КазГУ и ВНИГИК.

• определение первоначального положения ВНК в поисковых, разведочных и добывающих скважинах;
• контроль обводнения продуктивных пластов;
• определение заколонных перетоков жидкости в добывающих скважинах;
• определение приемистости пластов и заколонных перетоков жидкости в нагнетательных скважинах.

Решение перечисленных задач основано на использовании радиогеохимического эффекта, открытого и объясненного М.Х.Хуснуллиным [42].

На рис.18 показана радиогеохимическая аномалия по отношениям U/Th и U/K, зарегистрированная в обсаженной скважине одного из месторождений Зап. Сибири. Измерения выполнены партией ВНИИЯГГ (аппаратура "Спектр") под руководством А.И.Кедрова.

По величине отношения U/Th аномалия в обводняющемся коллекторе среди вмещающих пород терригенного разреза является практически бесфоновой. По сравнению с U/K — аномалией огромная (превышение составляет около трех порядков) амплитуда U/Th — отношения обусловлена не только высоким содержанием изотопов радия, но и очень малыми содержаниями Th в неглинистом коллекторе (калий входит в состав матрицы). При этом изменение величины U/Th — отношения по мощности пласта-коллектора четко выявляет его фильтрационную неоднородность (фактически здесь выявляются не один, а несколько коллекторов).

Ни одна геологическая задача (литологическое расчленение разреза; оценка фильтрационно-емкостных свойств пород, параметров измененных прискважинных зон; выявление продуктивных коллекторов и оценка извлекаемых запасов; определение газожидкостных водо-нефтяных контактов; оценка насыщения; выделение заводненных интервалов; корреляция разрезов; проектирование разработки месторождений и др.) не может быть решена каким-то одним из методов ГИС в отдельности.

Адаптивный компонентный анализ решает проблему интерпретации данных комплекса ГИС как проблему создания интерпретирующей системы с геологическим интеллектом.

Процедура интерпретации данных ГИС включает:

•  определение интерпретационных параметров отдельных методов ГИС (“инди-видуальная” интерпретация);
•  классификацию пластов и определение их минерально-компонентного состава (комплексная интерпретация);
•  определение динамической пористости коллекторов.

Точность количественных результатов работы системы комплексной интерпретации данных ГИС обеспечивается:

•  настройкой алгоритмов интерпретации данных методов радиометрии на индивидуальные метрологические характеристики аппаратуры;
• использованием аналитического аппарата для учета свойств промежуточных зон в системе скважина-пласт вместо экспериментальных (или “теоретико-экспериментальных”) палеток;
•  использованием точных петрофизических моделей методов вместо эмпирических связей;
• адаптивной технологией комплексной интерпретации;
•  использованием универсального количественного критерия (величины динамической пористости) для выделения коллекторов.

Потенциальная геологическая информативность ГМ-С в нефтегазовой геофизике оценивалась, главным образом, на основе обширной геохимической информации о закономерностях распределения естественно-радиоактивных элементов (ЕРЭ) в горных породах. Однако использовать эту информацию в большинстве случаев чрезвычайно сложно, так как уровень естественной гамма-активности отложений определяется рядом факторов: содержанием и минералогическим составом глинистого материала и акцессориев; концентрацией радионуклидов в породообразующих минералах; доломитизацией карбонатов радийсодержащими сульфатными рассолами; присутствием ураносодержащей органики и др. Их количественные характеристики и степень влияния на коллекторские свойства пород определяются изменяющимися по разрезу условиями залегания пород.

Новый подход к интерпретации данных комплекса ГИС, включающего гамма-спектро-метрию, основан на использовании адаптивной технологии настройки системы петрофизических уравнений с учетом качественной седиментологической и петрофизической информации [7,18,19,20,24]. Схема интерпретации приведена на рис.19. Адаптивная настройка учитывает изменение геохимической обстановки и условий осадконакопления по разрезу посредством смены компонентной модели. При этом могут изменяться как компонентная модель, так и петрофизические характеристики одной и той же компоненты.

Технология адаптивного компонентного анализа не имеет “ручных” аналогов и отличается от известных методик комплексной интерпретации тремя принципиальными особенностями.

Во-первых, процедура интерпретации не требует введения гипотетических зависимостей (между радиоактивностью и глинистостью, пористостью и водородосодержанием и др.).

Во-вторых, содержания всех компонент определяются одновременно без последовательного введения многочисленных поправок.

В третьих, различные петрофизические связи (например, между пористостью и глинистостью, общей глинистостью и парциальными вкладами различных глинистых минералов, и др.) выявляются в результате петрофизической интерпретации.

Компонентный анализ по данным комплекса методов радиометрии, включающего ГМ-С, позволяет надежно решать следующие

Включение в комплекс ГИС гамма-спектрометрии позволяет разрубать самые сложные узлы по принципу “чем хуже для стандартного комплекса, — тем лучше для гамма-спектрометрии”. В качестве примеров можно указать:

• определение природы радиоактивности горных пород;
• выявление сингенетичности обогащения осадков различными радионуклидами;
• определение фракционного состава терригенных отложений;
• выделение проницаемых доломитизированных разностей в карбонатном разрезе;
• выявление непроницаемых барьеров и выклинивания коллекторов;
• разделение коллекторов и флюидоупоров;
• выделение зон, обогащенных твердым органическим веществом;
• существенное повышение точности результатов комплексной интерпретации данных ГИС.

В отложениях тюменской свиты Зап. Сибири решение задачи выделения коллекторов и оценки их коллекторских свойств осложнено, в первую очередь, полиминеральным составом цемента и матрицы пород. Результаты компонентного анализа и последующей петрофизической фильтрации разреза выявили связь вклада каолинита в величину общей (минералогической) глинистости с коллекторскими свойствами отложений. По данным ГИС определено содержание аутигенного каолинита, приуроченного к матрице породы (структурная глинистость) и мелкодисперсного, входящего в цемент и заполняющего емкостное пространство коллекторов. Определено содержание отдельных глинистых минералов и показано, что фильтрационно-емкостные свойства коллекторов контролируются их соотношением, как это видно на петрофизических картах коллекторов [8].

В девонских отложениях Татарстана с полиминеральным составом глинистого цемента определены содержания разбухающей (гидрослюдистой и гидрослюдисто-монтмо-риллонитовой) и неразбухающей (каолинит-гидрослюдистой) компонент и их вклады в величину общей (минералогической) глинистости. Присутствие смешанослойных структур типа гидрослюда-монтмориллонит, способных к разбуханию, контролирует фильтрационные свойства отложений, резко ухудшающиеся при закачке в пласты пресной воды.

Количественная оценка динамической пористости и вклада разбухающей компоненты позволяет прогнозировать фильтрационные свойства коллекторов, что дает ценную информацию для проектирования разработки месторождений (в особенности на ее завершающей стадии, см. табл.6).

Трудности решения этой задачи в битумонасыщенных терригенных отложениях обусловлены сложным полимиктовым составом скелета пород, наличием в цементе полиминерального глинистого и карбонатного материалов, изменяющейся по разрезу минерализацией пластовых вод. Выделение битумонасыщенных, водонасыщенных и глинистых пластов возможно посредством классификации в пространстве объемных содержаний компонент и УЭС. Пористость, глинистость и битумонасыщенность определяются по данным радио- и электрометрии.

Процессы глинизации и цеолитизации эффузивных и вулканокластических пород при формировании коллекторов приводят к увеличению содержания связанной воды при уменьшении содержания калия. Поэтому комплекс ГИС обязательно должен включать нейтронный метод, гамма-спектрометрию естественной радиоактивности и (желательно, как всегда) гамма-гамма плотностной.

Вулканогенно-осадочные породы, в которых преобладают свойства осадочных пород, характеризуются увеличением содержания связанной воды с ростом содержания калия. В эффузивных и вулканокластических породах кислого и среднего состава образование емкостного пространства сопровождается выносом калия, что приводит к уменьшению его содержания с ростом нейтронной пористости (суммарного водородосодержания). В породах основного состава отмечается увеличение содержания калия с ростом водородосодержания. Т.Ф.Соколова и Н.Н.Томилова показали, что эти закономерности позволяют определять состав и генотип вулканических образований. В свою очередь генетический тип вулканических пород определяет морфологический тип формирующегося емкостного пространства. В эффузивных и вулканокластических породах преобладают коллекторы трещинного и кавернозно-трещинного типов, в вулканоосадочных породах преобладают коллекторы межзернового типа.

Разделение толщ вулканических пород на литотипы позволяет проводить детальное построение геологических моделей залежей. Полученная таким образом пространственная модель коллектора в вулканических образованиях нижнетриасового возраста на одном из газовых месторождений Восточной Сибири приведена в [53]. Модель учитывает литологический состав пород, их генотип и преобладающий тип коллектора.

Опыт применения ГМ-С в вулканогенно-осадочном разрезе восточной Грузии показал широкие возможности этого метода при изучении и прогнозировании минерального состава туфов. Комплексирование ГМ-С с данными плотностного и акустического методов позволяет выявлять структурные особенности туфов, играющие основную роль в формировании коллекторских свойств вулканокластических и вулканогено-обломочных пород [37].

Гамма-активность карбонатных пород определяется содержаниями пелитовой фракции и акцессориев; концентрациями радиоактивных элементов в кристаллической решетке породообразующих минералов; присутствием урансодержащих битумов, составом нерастворимого остатка, осаждением радиоактивных элементов (преимущественно радия) при образовании доломитов; вторичными процессами, связанными с доломитизацией карбонатов радийсодержащими слабосульфатными рассолами хлоркальциевого типа.

Продуктивные коллекторы многих нефтегазовых месторождений представлены известняками и доломитами с аномально высокой радиоактивностью. Они характерны, в частности, для кембрия Сибирской платформы, девона Припятской впадины, карбона Прикаспийской впадины, нижнего девона Тимано-Печорской низменности и других регионов.

Известняки и доломиты с высокой гамма-активностью одновременно отличаются повышенной трещинноватостью и кавернозностью. Только данные гамма-спектрометрии позволяют четко различать коллекторы и непроницаемые глинистые разности: первые отличаются относительно высокими содержаниями урана, вторые — повышенными содержаниями калия и тория. Калий входит в состав глинистых минералов; содержания урана и тория зависят от условий осадконакопления и сорбционной способности пород.

Добавление в комплекс ГИС гамма-спектрометрии позволяет выявлять различные по составу карбонатные коллекторы, в том числе коллекторы, приуроченные к зонам вторичной доломитизации со значительным вкладом урана в величину общей радиоактивности [1,8,12]. Достоинством адаптивного компонентного анализа является учет присутствия бора в цементе при оценке пористости (в частности, правильность алгоритмического определения пористости коллекторов Варктнавской площади подтверждена данными ЯМР). Таким образом, задача определения емкостных свойств коллекторов эффективно решается адаптивным компонентным анализом.

Для сложных коллекторов понятия “гра-ничных” или “кондиционных” значений пористости и проницаемости теряют смысл.

К_оф = К_ов + К_он,

где К_ов - содержание остаточной, не участву-ющей в фильтрации, воды; К_{он —} содержание остаточной нефти. Обе характеристики коллектора (К_ов и К_он) зависят не только от свойств породы (пористости и структуры), но и от способа вытеснения флюида и градиента давления, то есть являются физико-техно-логическими.

Параметры петрофизической модели зависят, в первую очередь, от типов и содержаний различных глинистых минералов и задаются на основании обобщения конкретной петрофизической информации. В результате адаптивного компонентного анализа пористость и содержания минеральных компонент определяются одновременно. Это позволяет настроить параметры модели непосредственно по данным компонентного анализа.

Условие К_{п дин} > 0 является петрофизическим фильтром, надежно выявляющим пла-сты-коллекторы в терригенных и карбонатных отложениях. Высокая эффективность К_{п дин} как критерия выявления коллекторов впервые была выявлена результатами интерпретации данных индикаторного метода по радону [41] при подсчете запасов Тенгизского нефтяного месторождения.

Петрофизические карты на рис.20 и 21, построенные по результатам АКА, показывают связь динамической пористости с относительным вкладом каолинита в суммарное содержание глинистых минералов. Она показывает, что качество коллекторов определяется содержанием каолинита. Наилучшие коллекторы существуют в области относительных содержаний каолинита более 60 % и значений минералогической глинистости от 20% до 40%. При этом содержания глинистых минералов до 18 % входят в состав матрицы (“структурная” глинистость).

Введением последовательных поправок в величину пористости, определяемой по какому-либо одному "методу пористости" в принципе невозможно с достаточной точностью учесть влияние литологического состава и геохимических особенностей отложений (пиритизация, присутствие бора, цеолитов, гидроокислов железа и т.п.).

В адаптивном компонентном анализе общая пористость пластов (содержание флюида) определяется одновременно с содержанием других минеральных компонент. Учет литологии и петрохимических особенностей отложений при определении пористости пород производится программно посредством:

— выделения твердых битумов в емкостном пространстве коллекторов.

Данные гамма-спектрометрии позволяют также существенно повысить точность определения пористости по данным нейтронометрии скважин благодаря возможности учета содержания бора. Бор является аномально сильным поглотителем теп-

Рис.22. Зависимость суммарного содержания ЕРЭ (в единицах уранового эквивалента eU) от содержания калия: 1 – для пермских отложений (уфимский ярус) битумных месторождений Татарстана; 2 — для нижнедевонских отложений Варктнавской площади; (месторождение имени Требса, Тимано-Печорье). По данным анализа керна.

ловых нейтронов в (n,a )-реакции, не сопровождающейся гамма-излучением. Содержание бора, в свою очередь, определяется содержанием гидрослюды, являющейся его геохимическим концентратором. Одновременно гидрослюда обогащена калием, и при относительно низких содержаниях урана и тория наибольший вклад в суммарную гамма-активность (величину eU) дает именно калий.

Рис.17 и 22, построенные по данным лабораторного элементного анализа (выполнены во ВНИГИК и КГУ), показывают интенсивную корреляцию между содержаниями калия и бора и суммарным массовым содержанием ЕРЭ в единицах уранового эквивалента (коэффициенты корреляции r=0.93 и 0.92 соответственно). Значения пористости, полученные без учета содержания бора, оказывались существенно завышенными (иногда на 10-15%) при сдвиге всего диапазона изменения (относительно данных петрофизического анализа керна).

Высокая петрофизическая информатив ность ГМ-С обусловлена определяющим влиянием глинистых минералов на ФЕС пород и их особой ролью в формировании залежей углеводородов.

Именно глинистостью контролируются процессы фильтрации пластовых флюидов, вытеснение нефти в процессе эксплуатации, эффективность поступления вод из нагнетательных скважин в коллектор при искусственном заводнении; возникновение и развитие пористости в терригенных и карбонатных коллекторах.

Определение типов и содержаний глинистых минералов по данным только ГМ-С возможно лишь в редких случаях мономинерального состава глинистого материала. При наличии К-полевых шпатов, ториевых акцессориев, органического вещества и смеси глинистых минералов, данных ГМ-С для решения этой задачи недостаточно.

Однако глинистые минералы различаются не только по содержаниям ЕРЭ, но и по многим другим петрофизическим характеристикам (таблица 4). Поэтому задача их идентификации надежно решается по данным ГМ-С в комплексе ГИС. При этом выявляются связи между содержаниями отдельных минералов и определяются их парциальные вклады в общую минералогическую глинистость (рис.22).

В коллекторах с преобладанием монтмориллонита и других разбухающих глинистых минералов содержится и добывается больше нефти, чем в коллекторах с преобладанием неразбухающих минералов. Чем ниже гидрофильность, тем выше коэффициент нефтенасыщенности. От смачиваемости пород зависит вытеснение нефти водой, распределение остаточной нефтенасыщенности в коллекторах и эффективность воздействия на них с целью снижение остаточных запасов (повышения нефтеотдачи). При вскрытии пластов на пресных растворах разбухание глин может полностью "запечатать" продуктивные коллекторы. Поэтому информация о разбухающей фазе необходима для составлении проектов разработки.

Задача решалась для девонских отложений Татарстана. Они представлены кварцевыми песчаниками с полиминеральным составом глинистого цемента. Наличие последнего существенно осложняет разработку месторождений. Хотя содержание цемента не превышает нескольких процентов по объему, даже столь незначительное его количество влияет на изменение фильтрационных свойств коллекторов в процессе разработки. Степень и характер этого влияния определяются составом глинистых минералов (каолинит, гидрослюда, смектит, ССО). Разбухающая фаза (р.ф.) цемента также полиминеральна и образована разбухающими пакетами гидрослюды и смектита.

Показания отдельных методов ГИС (акустического, нейтронного, интегрального ГМ, и др.) плохо дифференцируют продуктивную толщу, что препятствует выделению коллекторов, оценке их ФЕС и прогнозу поведения при разработке. Для решения этой задачи в комплекс ГИС был подключен ГМ-С. Измерения выполнялись сотрудниками ВНИИгеосистем и ОМП треста Татнефтегеофизика.

Интерпретация выполнялась по методике компонентного анализа с адаптивной настройкой и петрофизической фильтрацией. Впервые по данным ГИС удалось не только выделить различные глинистые минералы в глинисто-алевритистых разностях, но и определить содержания разбухающей фазы (рис.23).

В табл.7. приведены задачи, решаемые на основе использования параметра динамической пористости при оптимизации разработки стадии (составлено по данным [39]). Петрофизическая основа решения таких задач: — тесная корреляционная связь между проницаемостью К_пр. и динамической пористостью. Обнаружено существенное изменение по разрезу вкладов отдельных минералов в величину общей глинистости. Коллекторы отмечаются преобладанием в глинистом цементе каолинит-гидрослюдистой компоненты и пониженным вкладом гидрослюдисто-смешанослойно-смектитовой компоненты.

В терригенных отложениях хорошая корреляция между содержаниями тория и калия означает их принадлежность одному и тому же носителю, обладающему адсорбционным механизмом накопления радионуклидов, то есть высокой удельной поверхностью.

Методика количественного определения объемного содержания пелитовой фракции основана на возможности надежного определения содержаний гидрослюды и каолинита в горных породах по данным АКА и наличию тесной корреляционной связи между содержаниями этих минералов в пелитовой фракции [23].

Корреляционные связи между содержаниями каолинита и гидрослюды в пелитовой фракции, определенными по данным рентгеноструктурного анализа (данные В.Г.Изотова, КазГУ), показаны на рис.25.

В присутствии твердого органического вещества (кероген) обычный комплекс ГИС не позволяет выделять в разрезах продуктивные коллекторы, оценивать их фильтрационно-емкостные свойства, прогнозировать продуктивность скважин. Неэффективность электрических, акустического, гамма-гамма плотностного и нейтронного методов для количественной оценки пористости терригенных отложений обусловлена высоким водородосодержанием ТОВ, его низкой плотностью (около единицы), сложностью учета влияния глинистости. Данные анализов керна особенно сложно использовать в качестве опорной информации из-за плохой сохранности образцов вследствие слабой сцементированности пород, несовершенства технологии отбора, сложности привязки керна к разрезу скважин из-за чередования пластов различного литологического состава. Дополнительная сложность состоит в том, что обычно твердая фаза представлена смесью минералов (включая ТОВ) с различными водородными индексами. Наконец, определяемые значения нейтронной пористости оказываются сильно завышенными из-за неучитываемого содержания в породах минералов железа (сидерит, пирит) и аномально-сильных поглотителей тепловых нейтронов (главным образом, бора). Включение гамма–спектрометрии в комплекс ГИС резко упрощает проблему благодаря однозначной связи ТОВ с ураном.

Основными задачами геофизических исследований на битумных месторождениях являются:

• выделение коллекторов;
• определение структуры емкостного пространства (межзерновой, каверновой и трещинной пористости) с учетом рассеянной и структурной глинистости, пиритизации и наличия аномальных поглотителей нейтронов;
• оценка битумонасыщения с учетом изменения минерализации пластовой воды по разрезу и степени гидрофобизации коллекторов;
• выделение водоносных пропластков и положения водобитумного контакта;
• оконтуривание битуминозных толщ.

Стандартный комплекс ГИС не дает достаточной информации для однозначного выделения промышленно-продуктивных интервалов. Низкая эффективность стандартного комплекса ГИС при количественной оценке ФЕС и битумонасыщения обусловлена:

• полиминеральным составом матрицы пород (в частности, присутствием калиевых полевых шпатов);
• наличием различных морфологических типов распределений глинистого материала и меняющимся составом глинистых минералов;
• петрохимическими особенностями отложений — пиритизацией и наличием элементов–аномальных поглотителей тепловых нейтронов;
• тонкослоистым и частично анизотропным строением разреза;
• сложной структурой емкостного пространства;
• переменной минерализацией флюида;

• отсутствием проникновения промывочной жидкости в продуктивных интервалах.

Сказывается также несовершенство интерпретационно-метрологического обеспечения. В частности, в условиях битумных месторождений несостоятельно использование традиционных интерпретационных параметров гамма-метода — мощности экспозиционной дозы или двойного разностного параметра, для которых в принципе отсутствуют строго обоснованные петрофизические модели (см. п.19).

Применение ГМ-С в комплексе ГИС на ряде битумных месторождений Татарстана позволило количественно оценить битумонасыщение коллекторов.

Измерения методом ГМ-С были выполнены скважинным спектрометром, созданным во ВНИИГеосистем и ФМИ (г.Львов) на базе аппаратуры СГСЛ-6М, изготовленной заводом “Геофизприбор”. Аппаратура обеспечивает запись полного спектра гамма-излучения естественной радиоактивности, в диапазоне энергий 0,4 — 3,0 МэВ. Измерения выполняли сотрудники ОМП треста Татнефтегеофизика и ВНИИГеосистем (фирма "Геокон").

Удельное электрическое сопротивление пород оценивалось по данным фокусированных зондов БМ и ИМ после корректировки масштабов их записи по результатам БЭЗ с помощью изорезистивной методики ВНИГИК (интерпретация данных электрометрии была выполнена Т.Ф.Соколовой).

По данным ГМ-С пермские отложения заметно дифференцированы по содержаниям калия, урана и тория. Коллектора казанского яруса отмечаются минимальными содержаниями калия и тория и повышенными содержаниями урана. В терригенных отложениях уфимского яруса наиболее дифференцирована диаграмма содержаний тория при минимальных содержаниях калия.

Интерпретация включала следующие вычислительные процедуры:

– обработку данных отдельных методов ГИС для определения петрофизических характеристик (удельного электрического сопротивления пластов, содержаний K, U и Th, общей радиоактивности eU и суммарного водородосодержания W);

– классификацию пластов в пространстве петрофизических характеристик;

– комплексную интерпретацию для определения коллекторских свойств отложений и их битумонасыщения.

Гамма-метод (ГМ) как интегральная модификация метода естественной радиоактивности характеризуется высокой геолого-геохимической информативностью, простотой и надежностью ИИС, высоким вертикальным разрешением, широким промышленным применением.

Несмотря на более чем полувековой опыт изучения естественной радиоактивности горных пород в нефтегазовых скважинах, ГМ до сих пор интерпретируется только как "метод глинистости".

Гамма-метод может служить примером того, что хорошо разработанная теория метода для решения прямой задачи и возможность использования результатов физического и математического моделирования еще не гарантируют успешного решения обратной задачи.

Поэтому для оценок глинистости по ГМ используются эмпирические зависимости, если их удается предварительно установить с помощью лабораторных исследований на образцах горных пород. К сожалению, это возможно лишь в редких случаях из-за сложной геохимической природы метода, интегрального способа регистрации (не позволяющего раздельно изучать вклады излучений от различных радионуклидов) и несовершенства метрологического обеспечения, исключающего сопоставимость результатов лабораторных и скважинных измерений. При этом само понятие "глинистость" может рассматриваться в трех различных смыслах — гранулометрическом, минералогическом и петрофизическом.

Естественная радиоактивность горных пород может быть обусловлена не только “глинистостью”, но и присутствием К — шпатов, ТОВ, наличием акцессорных минералов, и т.д. Пелитовая фракция (гранулометрическая “глинистость”) включает в себя не только диспергированные глинистые минералы, но и неактивные “пылеватые” частицы, в частности, дробленый кварц.

Разработанный автором алгоритм интерпретации данных ГМ свободен от перечисленных недостатков. Он использует оригинальную интерпретационную модель и специальные метрологические характеристики: концентрационную чувствительность по урану, радиальную чувствительность канала ГМ и геометрический фактор полупространства. При соответствующей метрологической настройке этот алгоритм обеспечивает:

• количественное определение суммарного массового содержания ЕРЭ в горных породах в петрофизически обоснованных единицах (в единицах уранового эквивалента eU) по результатам измерений в необсаженных и в обсаженных скважинах;
• количественный учет (исключение) влияния изменений технических условий измерений;
• абсолютную сопоставимость результатов измерений, выполненных с разнотипной скважиной аппаратурой;
• сопоставимость результатов измерений в лабораторных и скважинных условиях;
• формализованную экспертную оценку качества результатов измерений в моделях — государственных стандартных образцах содержаний ЕРЭ (ГСО-ЕРЭ) и полевых калибровочных устройствах (ПКУ).

Метрологическое обеспечение алгоритма интерпретации заключается в его настройке на метрологические характеристики используемого радиометра — концентрационную чувствительность по урану и радиальную чувствительность. При необходимости метрологические характеристики могут быть определены отдельным программным модулем по результатам измерений в ГСО-ЕРЭ или ПКУ, а при отсутствии таковых — рассчитаны теоретически по оригинальной методике.

Входными данными и результатами алгоритмической интерпретации являются следующие величины.

1) концентрационная чувствительность по урану;

2) радиальная чувствительность;

3) текущая статическая амплитуда показаний (имп/мин или мР/час);

4) плотность промывочной жидкости (г/см3) и ее тип (обычный глинистый раствор или утяжеленный баритом);

5) текущий диаметр скважины (данные кавернометрии);

6) плотность и толщина стенки обсадной колонны;

7) плотность и толщина глинистой корки (определяются программно);

8) плотность цементного камня;

9) скорость v регистрации диаграмм (м/час) и постоянная времени t интегрирующей ячейки (сек) (при ее наличии).

Величины v и t вводятся для преобразования динамических аномалий в статические. Параметры промежуточных зон используются при определении геометрических факторов зон в системе скважина-пласт (для обсаженных скважин плотность цементного камня вводится по умолчанию; при некачественном цементировании возможна корректировка).

Программные модули предварительной обработки осуществляют:

• преобразование динамических аномалий в статические с учетом нелинейности аппаратуры;
• расчленение разреза на пласты по диаграмме ГМ и учет конечной мощности пластов;
• сопоставление границ пластов, выделенных по всем диаграммам комплекса ГИС, формирование сводной попластовой таблицы абсолютных амплитуд статических аномалий (эта процедура необходима при интерпретации данных ГМ в комплексе ГИС).

Выходные данные: суммарные массовые содержания ЕРЭ в пластах в единицах эквивалентного массового содержания равновесного урана eU.

В программной реализации используется банк метрологических характеристик каналов интегрального ГМ для всех типов скважинных радиометров, что позволяет, в частности, выполнять переинтерпретацию и ревизию архивных данных, полученных с помощью устаревшей аппаратуры (в том числе снятой с производства).

Индикаторный метод по радону (ИМР; Radon Tracing Technique – RTT) входит в семейство методов радиоактивных индикаторов (активаторов) или методов меченого вещества. Они основаны на общем физическом принципе, обусловливающем высокую петрофизическую информативность. Все эти методы используют гидродинамическое воздействие на пласт и основаны на изучении радиального распределения индикаторного флюида (активатора) в прискважинной зоне. Принцип методов и технология их применения были предложены В.Н.Дахновым и впервые успешно реализована в 1952 г.[8].

ИМР предназначен для выделения коллекторов и количественного определения их фильтрационно-емкостных характеристик — динамической пористости и проницаемости, раскрытости трещин (для низкопористых кол лекторов, проницаемость которых определяется трещинами), а также остаточной флюидонасыщенности непосредственно в условиях естественного залегания.

ИМР применяется в нефтегазопромысловой геологии для получения информации, необходимой для подсчета извлекаемых запасов нефти и проектирования разработки месторождений, контроля технического состояния скважин (табл.8).

В 1963 г. Р.Н.Шехалиев и А.А.Али-Заде предложили применять в качестве активатора радон, который обладает высокой растворимостью как в нефти, так и в воде (коэффициент растворимости радона в нефти в 40 раз выше, чем в воде). Радон экологичен: он имеет очень малый период полураспада (2,6 сут.) и практически не сорбируется.

Для этого месторождения характерно широкое развитие зон АВПД с коэффициентом аномальности 2; бурение ведется на непроводящих электрический ток известково-битумных растворах (ИБР). Использование таких растворов существенно ограничивает комплекс ГИС: не применяются электрические методы (ПС, БЭЗ, БМ, МЗ, БМЗ), малоинформативен индукционный метод из-за высокого удельного электрического сопротивления пород (более 100 Ом*м) в продуктивной части разреза. Поэтому при исследовании скважин Тенгизского месторождения использовались только методы радиометрии и акустики.

Эта методика служит примером интерпретации данных интегрального гамма-метода в комплексе с другими методами радиометрии скважин.

Исходная информация включает данные ГМ, ННМ (НГМ), ГГМ, кавернометрию. Интерпретирующий программный комплекс “Радон” (авторы — В.Л.Шагин и Д.А.Кожевников) допускает представление исходной информации на магнитных носителях в аналоговой или цифровой форме.

Интерпретирующая программа работает в диалоговом режиме, в соответствии с реакцией оператора на предлагаемое меню.

— ввод и обработка данных (с магнитных носителей или клавиатуры);

— настройка системы на метрологические параметры скважинной аппаратуры и априорную петрофизическую информацию;

— вывод символьно-цифровой информации на экран и печать, ее контроль и оперативная коррекция;

— вывод графической информации на экран и печать в виде гистограмм, сопоставлений (кросс-плотов) различных петрофизических параметров, обеспечивающих классификацию пластов по структуре емкостного пространства, распределениям значений фильт рационно-емкостных свойств, диаграмм изменения петрофизических характеристик по разрезу скважины;

— статистическая обработка и регрес-сионный анализ выявляемых петрофизических связей.

Интерпретирующая система “Радон” построена по модульному принципу и включает:

— диалоговые подпрограммы подготовки, ввода и вывода геофизической информации на магнитные накопители;

— программы расчета петрофизических параметров и классификации пластов;

— сервисные программы статистической обработки и выдачи результатов в виде таб-лиц и графиков.

Аппаратное обеспечение включает обычное насосно-компрессорное оборудование для приготовления и закачки бурового раствора, твердотельный генератор радона, скважинную геофизическую аппаратуру нейтрон-нейтронного метода по надтепловым или тепловым нейтронам (с каналом интегрального гамма-метода) и плотностного гамма-гамма метода (желательно), каверномер.

Программа “Радон” работает в ДОС; минимальная конфигурация — РС-386/40MHz, 4 RAM/, 100 Mb HDD и выше.

Эффективность применения ИМР обеспечивается высокой петрофизической информативностью метода, совершенством алгоритма интерпретации (табл.9) и достоинствами технологии:

— высокой растворимостью радона в воде, нефти, нефтепродуктах;

— закачкой индикаторной жидкости в заданный интервал разреза скважины;

— радиационной безопасностью и экологической чистотой, отсутствием адсорбции радона на скважинном оборудовании и в емкостном пространстве пород;

— надежным разделением пластов по структуре емкостного пространства: порового, трещинного, кавернового или смешанного типа (рис.25);

— прямой количественной оценкой фазовой проницаемости коллекторов (для индикаторной жидкости), выраженной в единицах проницаемости для опорного высокопористого и высокопроницаемого пласта) и динамической пористости коллекторов сложного состава и строения непосредственно в условиях естественного залегания;

— применимостью методики интерпретации для пород любого литотипа.

Достоинством алгоритма, помимо его универсальности, является диагностика типа промежуточной зоны: выявление зон уплотнения (кольматации проницаемых высокопористых коллекторов) или разуплотнения (искусственной трещинноватости в прискважинной зоне плотных низкопористых пластов). Алгоритмически учитывается также тип промывочной жидкости (раствор обычный или утяжеленный баритом).

Программа предусматривает определение метрологических характеристик аппаратуры по измерениям на базовых метрологических образцах, выполненных в соответствии с технической инструкцией. Программа также предоставляет пользователю возможность выбора из базы данных средних метрологических характеристик для различных типов аппаратуры ГГМ (из отечественных — РКС-1, РГП-2, СГП-2 "Агат", “МАРК-1”, из зарубежных – фирмы “Western Atlas”).

Программа обеспечивает автоматический учет изменений естественной радиоактивности пород по разрезу скважин по показаниям интегрального канала ГМ или измерениям ГГМ в режиме ГМ (без источника).

Алгоритм позволяет избежать существенных ошибок, обусловленных влиянием промежуточной зоны (уплотнение-разуплотнение), из-за которых коллектор может быть проинтерпретирован как неколлектор и наоборот, а также ложными аномалиями возле границ пластов (из-за несовпадения точек записи короткого и длинного зондов).

Результаты расчетов массовых содержаний калия, урана и тория в

попластовой разбивке на графической панели программы “ЕРЭ_Win”