ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ГАММА-МЕТОДА

Д.А.Кожевников, ГАНГ им.И.М.Губкина, Москва

The Natural Gamma Rays Petrophysical Interpretation

D.A.Kozhevnikov, State Oil & Gas Academy, Moscow

e-mail:

 

1. Проблема

Рождение ядерной физики и ее многочисленных применений в науках о Земле обязаны открытию радиоактивности урановых минералов (А.Becquerel, 1896). Открытие радиоактивности В.И.Вернадский назвал “открытием не только физическим, но и геологическим”. Возможность практического использования измерений естественной радиоактивности для изучения разрезов нефтегазовых скважин была убедительно доказана еще в 1933г.[17,18].

Гамма-метод первым из методов радиометрии получил широкое применение в нефтегазовой геологии [1,13,17,23]. Он используется для литологической диагностики пластов, распознавания условий осадконакопления, корреляции разрезов скважин, оценки глинистости, выделения высокопроницаемых коллекторов, геофизической навигации и оптимизации процесса бурения, решения многих других задач. Этот метод входит в комплексы ГИС, применяемые при поисках и разведке любых видов полезных ископаемых, в радиоиндикаторных исследованиях, широко используется при изучении горизонтальных скважин и измерениях в процессе бурения (MWD, LWD) на нефть и газ.

От других методов ГИС гамма-метод отличается простотой и надежностью технической реализации (канал ГМ присутствует в ядерно-геофизической аппаратуре любого типа), и одновременно — наибольшей сложностью петрофизической и геохимической интерпретации данных. Ему посвящено множество теоретических и экспериментальных исследований.

Теоретические основы гамма-метода отражают две его стороны: литолого-геохимическую (закономерности распределения естественно-радиоактивных элементов — ЕРЭ —в горных породах) и физическую (закономерности генерации и распространения гамма-квантов в неоднородно-излучающей и неоднородно-поглощающей системе прибор-скважина-пласт). Эти два обстоятельства одновременно определяют и высокую информативность метода, и трудности петрофизической интерпретации результатов измерений.

В гамма-методе (как в интегральной, так и в спектрометрической модификациях) показания детектора не пропорциональны содержаниям отдельных естественных радионуклидов или их суммарному содержанию, и непосредственно их не характеризуют, поскольку искажены влиянием скважинных и аппаратурных факторов.

Во-первых, это факторы, характеризующие физическую аномалию (свойства пласта): радиоактивность горной породы (точнее, содержания ЕРЭ); спектр естественного гамма-излучения; толщина пласта; угол его наклона к оси скважины. Радиоактивность породы связана с ее минералогическим и гранулометрическим составом, фильтрационно-емкостными свойствами.

Во-вторых, это факторы, характеризующие статическую аномалию (скважинные условия измерений): диаметр скважины; радиоактивность и плотность бурового раствора; толщина обсадной колонны, цементного кольца и глинистой корки, их плотности и содержания в них ЕРЭ; положение глубинного прибора в скважине (аксиальное, эксцентричное); диаметр, материал и толщина стенок корпуса прибора и его собственная радиоактивность; спектральная и счетная эффективности детектора.

Наконец, в-третьих, — это факторы, характеризующие методику измерений (динамическую аномалию): скорость перемещения прибора по стволу скважины и постоянная времени интегрирующей ячейки при аналоговой регистрации.

Как это ни кажется парадоксальным в сравнении с другими методами ГИС, — электрическими, электромагнитными, нейтронными, акустическими, термическими и др., — но для интегрального ГМ неизвестно главное: какая петрофизическая характеристика определяет показания прибора? Если таковая не определена, то соответственно не может быть определена и петрофизическая модель метода.

Несмотря на более чем полувековой опыт изучения естественной радиоактивности горных пород в нефтегазовых скважинах, ГМ до сих пор интерпретируется как "метод глинистости" исключительно на эмпирическом уровне. Для этого используются корреляционные зависимости, если их удается предварительно установить с помощью лабораторных петрофизических исследований на образцах горных пород. К сожалению, это возможно только в редких случаях из-за сложной геохимической природы метода, интегрального способа регистрации, не позволяющего раздельно изучать вклады излучений от различных радионуклидов, и несопоставимости результатов лабораторных и скважинных измерений.

В качестве интерпретационного параметра ГМ широко применяется величина двойного разностного отношения D Jg (“двойной разностный параметр”)

D Jg =(J-Jmin)/(Jmax-Jmin), (1)

где Jmax, Jmin и J - соответственно максимальное, минимальное и текущее показания ГМ в разрезе скважины. В зарубежной практике наиболее распространена единица API, за которую принята 1/200 часть разности показаний канала ГМ в зонах высокой и низкой радиоактивности в модели скважины Американского нефтяного института [5,6].

Обе этих величины (D Jg и API) не имеют петрофизического смысла и для них невозможно обосновать петрофизические модели. Их использование исключает возможность анализа абсолютного уровня радиоактивности (суммарного содержания естественных радионуклидов), поскольку, например, по определению 0£ D Jg £ 1, независимо от абсолютных содержаний ЕРЭ в горных породах. Именно поэтому для интерпретации данных ГМ как “метода глинистости” приходится использовать различные эмпирические связи. Наибольшую известность получила параболическая корреляционная связь между параметром D Jg и гранулометрической глинистостью, предложенная В.В.Ларионовым [23]. Простота этой зависимости соблазнила многих отечественных и зарубежных исследователей к некритическому использованию ее вне области применимости. Попытки теоретического обоснования непосредственной связи параметра D Jg с объемной (или массовой) глинистостью предпринимаются до сих пор [30].

Поверка и градуировка каналов ГМ при изучении разрезов нефтяных, угольных и рудных месторождений производятся в единицах мощности экспозиционной дозы (МЭД) с использованием образцовых источников Ra226. Величина МЭД не имеет петрофизического смысла (она является мерой биологической опасности ионизирующего излучения), то-есть в единицах МЭД канал ГМ калибруется как дозиметр. Этот способ градуировки обладает существенными недостатками, которые уже отмечались рядом исследователей [3—12, 14, 27, 30]:

1. Из-за больших погрешностей аттестации образцовых источников Ra226, трудностей соблюдения технологических требований к выполнению градуировки.

2. Результаты измерений в ГМ отражают плотность потока излучения, проходящего через корпус прибора, и поглощенного в детекторе, а не МЭД излучения, поступающего на поверхность прибора.

3. Условия градуировки по энергетическому спектру и угловому распределению регистрируемого излучения сильно отличаются от условий скважинных измерений. При градуировке с точечным источником регистрируется нерассеянное жесткое гамма-излучение с сильной угловой анизотропией (пучок с малой расходимостью, близкий к коллимированному). В скважинных условиях регистрируется диффузное сравнительно мягкое многократно рассеянное излучение (комптон-эффект), угловое распределение которого близко к изотропному.

В качестве меры суммарного содержания ЕРЭ широко используется удельная радиоактивность пород, выражаемая в грамм-эквивалентах радия на грамм породы (по дозе). По указанным выше причинам использование этой единицы не обеспечивает сопоставимости лабораторных и скважинных измерений, результаты которых существенно различным образом зависят от соотношений вкладов излучений калия, урана и тория.

Погрешность градуировки приборов в единицах МЭД не исключает влияния индивидуальных особенностей аппаратуры не только на результаты измерений в скважинах, но и на результаты интерпретации. Различия спектральных характеристик радиевых источников и индивидуальных метрологических характеристик аппаратуры ГК приводят к столь значительным расхождениям показаний аппаратуры в скважинных условиях, что количественная интерпретация получаемых данных становится либо ненадежной, либо невозможной даже при строгом соблюдении условий поверки.

Повышение точности интерпретации данных ГМ особенно необходимо в нефтегазовой геологии. Коллекторы нефти и газа характеризуются преимущественно низкими — кларковыми и надкларковыми — содержаниями ЕРЭ. При исследованиях низкоактивных разрезов со смешанной природой активности требуется высокая точность воспроизводимости интерпретационного параметра.

По рекомендации МАГАТЭ, в радиометрической разведке на уран приборы (каналы) ГМ калибруются в единицах уранового эквивалента eU [24]. За единицу eU принято массовое содержание 10-4 % равновесного урана (1 ppm); эта величина получила обозначение "ur": 1 ur = 1 eU =10— 4% U=1 ppm U. Выбор этой величины полностью соответствовал решаемой задаче и техническим условиям измерений (скважины малого диаметра с пренебрежимо низким фоном).

Величину eU, как меру суммарного содержания ЕРЭ, невозможно без соответствующего обоснования механически перенести в нефтегазовую геологию. Рекомендация МАГАТЭ не распространялась на радиометрию нефтегазовых скважин. Во-первых, — из-за “ураганного” обогащения рудных объектов ураном по сравнению с низкоактивными породами - коллекторами нефти и газа и вмещающими их отложениями. Во-вторых, — из-за чрезвычайно высокого уровня помех, сильного влияния скважины, ее заполнения и других промежуточных зон (стальная колонна, цемент. глинистая корка, зона внутренней глинизации).

Высокая геологическая информативность ГМ в нефтегазовой геофизике оценивалась, главным образом, на основе обширной геохимической информации о закономерностях распределения естественно-радиоактивных элементов (ЕРЭ) в горных породах [1,13,16,23]. Однако на практике результативность ГM была принципиально ограничена из-за отсутствия петрофизической модели, необходимого метрологического обеспечения и обоснованной интерпретационной модели, позволяющей учитывать влияние многих помех. Строго обосновать петрофизический параметр, являющийся в ГМ мерой суммарного содержания ЕРЭ, можно только на основании анализа соответствующей интерпретационной модели.

Рассмотрим проблему петрофизической интерпретации данных ГМ в следующей последовательности: решение прямой задачи Þ определение петрофизического параметра Þ интерпретационная модель Þ выявление метрологических характеристик ГМ Þ процедуры и технические средства для их определения Þ алгоритм интерпретации Þ проверка интерпретационной модели Þ устойчивость интерпретационного параметра Þ петрофизическая модель.

2. Интерпретационный параметр

Решение прямой задачи ГМ является частным случаем интерпретационной модели многоканальной гамма-спектрометрии [Д.А.Кожевников, 1986], когда измерения выполняются в одном (интегральном) канале. Оно определяет статическую амплитуду показаний прибора J(x) для пласта, насыщенного по мощности, при фиксированных условиях измерений:

J(x)= S S Cj.Gkj(x).qkj, j=1,2,3; (2)

k j

где х - совокупность переменных и параметров, характеризующих технические условия измерений; к - номер зоны; j - номер излучателя; суммирование в (2) распространено на все зоны и все излучатели; Сj - концентрационная чувствительность прибора для j -го излучателя; Gkj - радиальный геометрический фактор к-той зоны (относительный вклад к-той зоны в результирующие показания прибора) для j-го излучателя в предположении равномерного распределения его во всем пространстве. При любых j и x геометрические факторы Gkj(x) удовлетворяют условию:

S Gkj(x)=1. (3)

k

В выражении (2) qkj - массовое содержание j -го излучателя в к-ой зоне, связанное с объемным его содержанием Qkj соотношением: qkj =Qkj/бk, где бk - плотность среды в к-ой зоне; Cj - метрологические характеристики скважинного прибора - чувствительности показаний к содержаниям различных радионуклидов (Sj), определяемые при отсутствии влияния промежуточных зон (между прибором и горной породой):

Sj(x=0) = J/qj º Cj, j=1,2,3. (4)

Здесь x=0 означает отсутствие промежуточных зон (необсаженная воздушно-сухая скважина).

Концентрационные чувствительности Cj определяют показания прибора, соответствующие единице массового содержания j-го радионуклида-излучателя (в состоянии радиоактивного равновесия с продуктами распада) в однородной безграничной среде (или сухой необсаженной скважине). В этом случае

J = S Cjqj. (5)

j

В гамма-спектрометрии величины {qj} являются непосредственно интерпретационными (определяемыми) параметрами, поэтому ГМ-С один эквивалентен сразу трем однопараметрическим методам. Но при интегральных (неспектрометрических) измерениях в показаниях канала ГМ невозможно выделить гамма-излучение различных излучателей и количественно оценить содержание каждого из них в отдельности. Поэтому, в отличие от ГМ-С, выражение (2) не удовлетворяет определению интерпретационной модели, как решению прямой задачи, допускающему обращение относительно искомого петрофизического параметра. Последний еще предстоит определить.

Допустим, что в однородной безграничной среде, окружающей прибор, равномерно распределен j-ый излучатель с единичным массовым содержанием qj=1. Определим, например, эквивалентное (по показаниям прибора) содержание урана eUj (“урановый эквивалент j-го излучателя”):

Ij=Cj.[1]j=CU.eUj, (6)

откуда

eUj=Cj[1]j/CU; (7)

то-есть eUj является размерной величиной: [eUj]=[qj], а в выражении (5) совпадает с (4); причем величина Cj=Ij/qj=Sj(x=0) есть не что иное, как введенная выше метрологическая характеристика интегрального канала - его концентрационная чувствительность для j-го излучателя.

По аналогии можно ввести калиевый (eKj) и ториевый (eThj) эквиваленты для j-го излучателя:

eKj=Cj/CK; eThj=Cj/CTh. (8)

Из определений (5) - (8) следует, что величины eUj (аналогично eKj, eThj) определяют такие массовые содержания урана (калия, тория), которым соответствуют такие же показания прибора, как и для единичного массового содержания j-го радионуклида:

1 % K Ô eUK=CK/CU, ur;

10—4 % Th Ô eUTh=CTh /CU, ur .

На основании (6) и (7) урановый эквивалент eU суммарного содержания ЕРЭ. определяет такое массовое содержание урана (вместе с продуктами распада в условиях радиоактивного равновесия), при котором показание прибора в однородной безграничной среде будет таким же, как при данном содержании ЕРЭ в их естественной смеси:

eU= S eUj.qj (9)

j

Аналогично определяются суммарные калиевый и ториевый эквиваленты eK и eTh. Любой из этих параметров может быть принят в качестве меры суммарного содержания ЕРЭ. Полагая qj=const=[1]j, находим:

бj = eUj/eU.

По результатам расчетов, вклад 1% калия в величину суммарного eU составляет около 60%, а 1ppm равновесных урана и тория — 30% и 10% соответственно.

3. Интерпретационная модель

Для получения интерпретационной модели ГМ (соответственно - алгоритма определения суммарного содержания ЕРЭ в физически обоснованных единицах) выражение (2) необходимо преобразовать.

В отличие от концентрационных чувствительностей Cj, которые являются метрологическими характеристиками аппаратуры, значения эквивалентов eUj, eKj и eThj являются фиксированными константами, и выбывают из разряда метрологических характеристик:

eUj {eKj, eThj} = CONSTj. (9’)

Выражение (2) принимает вид:

J(x) = CUS S eUjGkj(x)qkj. (2')

j k

Оно по-прежнему не является интерпретационной моделью. Допустим, что различием геометрических факторов Gkj для различных излучателей (j) можно пренебречь, и считать, что

Gkj(x)@ Gk(x). (10)

Это равенство является не точным, а приближенным, хотя для сделанного допущения имеются физические основания. Значения радиальных геометрических факторов зон для различных излучателей усредняются как по спектру рассеянного гамма-излучения, так и по спектральной эффективности детектора. Сечение фотоэлектрического поглощения сцинтиллирующих кристаллов быстро убывает с ростом энергии гамма-излучения. В области малых энергий спектр теряет зависимость от начальной энергии источника, то-есть от типа излучателя j, поскольку комптоновски рассеянные кванты “забывают” свою начальную энергию. С учетом (10) выражение (2') примет вид

J(x)= S Gk(x) S Cj.qj (2'')

k j

Поскольку вклады излучений К, U, Th (с продуктами распада последних) в показания ГМ неразличимы, единственная возможность количественной интерпретации данных интегрального ГМ состоит в оценке суммарного содержания ЕРЭ в определенных физических единицах. Например, в урановых эквивалентах eUj вместо (2'') получаем:

 

 

J(x)=CUS Gk(x) S eUj.qkj. (2''')

k j

Вводя на основании (9) величину eUk уранового эквивалента суммарного содержания ЕРЭ в k-ой зоне

eUk=S eUj qkj, (9")

j

получаем выражение, которое уже является интерпретационной моделью:

J(x)=CUS Gk(x) eUk. (11)

k

Для калиевых и ториевых эквивалентов выражения для моделей полностью аналогичны. Эта интерпретационная модель при соответствующей метрологической настройке обеспечивает:

4. Определение метрологических характеристик на ГСО ЕРЭ

Интерпретационная модель (11) и алгоритм интерпретации настраиваются на конкретный тип скважинной аппаратуры введением метрологических характеристик канала ГМ — концентрационных и радиальных чувствительностей и геометрического фактора полупространства. Соответствующая методика выполнения измерений приведена в [21].

Концентрационные чувствительности Cj определяются при отсутствии влияния промежуточных зон, расположенных между прибором и исследуемой горной породой. Знание концентрационных чувствительностей {Cj} обеспечивает метрологическую настройку интерпретационного алгоритма только для условий воздушно-сухой скважины.

Относительное изменение чувствительности Sj(x,e) показаний к изменению содержания j-го излучателя в породе, приходящееся на единичное изменение массовой толщины промежуточной зоны, определяет еще одну метрологическую характеристику - радиальную чувствительность канала ГМ для j-го излучателя:

aj= - [ln Sj(x,e)]/T (12)

Из интерпретационной модели следует, что

Sj(x,e)=Sj(0) Gj(x,e)=Cj Gj(x,e),

то-есть радиальная чувствительность характеризует относительное изменение (логарифмический декремент) геометрического фактора пласта для j-го излучателя, обусловленное единичным изменением массовой толщины промежуточной зоны:

aj = (ln GNj)/T . (13)

Эта величина определяет чувствительность показаний к свойствам промежуточной зоны и непосредственно связана с геометрической глубинностью исследования Г. Последняя отсчитывается от стенки скважины и определяет толщину такого цилиндрического слоя в изучаемом пласте в объеме пространства в системе скважина-пласт, из которого регистрируется 90% результирующих показаний (для прибора, центрированного в скважине):

Г=(2.3/а — D d r р/2)/r п. (12’)

Здесь а — радиальная чувствительность, D d– разность диаметров скважины и прибора, r р— плотность промывочной жидкости в скважине, r п— плотность породы.

При произвольном расположении прибора (произвольном эксцентриситете) в необсаженной скважине геометрический фактор пласта определяется выражением:

, (14)

где T —массовая толщина промежуточных зон, d — плотность промывочной жидкости (бурового раствора); P — коэффициент приведения к нормальной среде [31]. Параметр g j имеет физический смысл геометрического фактора полупространства:

, (14’)

(при dскв= ¥ прибор оказывается на плоской границе двух полупространств). Если корпус прибора не возмущает поток гамма-излучения, выходящего из полупространства, то относительный вклад его в излучение полного пространства g = 0.5 (точный результат). В общем случае значения g находятся экспериментально в порядке метрологического обеспечения методики интерпретации данных (см. ниже).Иэмерения показали, что g не зависит от типов излучателей и конструкции приборов, но для утяжеленных растворов зависит от плотности последних.

В значениях радиальных геометрических факторов метрологические особенности канала ГМ учитываются через радиальные чувствительности aj для гамма-излучений калия, урана и тория. Поэтому условие (10) сводится к условию

aj @ a = const. (10’)

Для нахождения метрологических характеристик в соответствии с разработанной автором методикой [21] выполняют измерения не менее, чем в четырех моделях пластов - "фоновой", "калиевой", "урановой" и "ториевой" в воздушно-сухой и заполненной водой скважинах при двух положениях прибора: — в центре и на стенке скважины (табл.1). Для контроля правильности результатов определений, а также проверки интерпретационно-алгоритимического обеспечения целесообразно иметь дополнительно измерения в модели со смесью радионуклидов. Все необходимые установки, прошедшие государственную аттестацию, имеются, например, на метрологических полигонах НПГП “ВНИИЯГГ” (г. Раменское) и КОЭЗГП (г. Киев).

Стандартные образцы ЕРЭ НПГП “ВНИИЯГГ” изготовлены в виде стальных цилиндрических контейнеров диаметром 140 см, высотой 170 см с расположенной по оси тонкостенной трубой диаметром 20 см, имитирующей скважину. Характеристики моделей пластов, аттестованных в качестве стандартных образцов концентраций ЕРЭ, а также модели пласта со смесью излучателей и глинистого пласта, приведены в [6].

Значения Cj определяются в моделях пластов в условиях воздушно-сухой необсаженной скважины. Интерпретационная модель в случае одной излучающей среды принимает вид:

In = Jn - F = S Cj.qjn , n=1,2,3 , (15)

где n - номер модели. j

Табл.1. Схема проведения метрологических измерений в ГСО-ЕРЭ.

Расположение

Заполнение

скважины

прибора в скважине

воздух

вода

на стенке

Ji(0,1)

Ji(Т,1)

на оси

Ji(0,0)

Ji(Т,0)

 

Табл.2. Метрологические характеристики каналов ГМ

в приборах Кура-2 и ДРСТ-3-90

прибор

параметры

из

лучат

ель

среднее <Пj>

Пj

К

U

Th

<a>, <k >

Сj имп/мин/[1]j

1024.3

745.6

297.6

—

aj, г/см2

2.77

3.42

3.07

2.58

кура—2

k j

0.57

0.58

0.48

0.56

Глубинность, см

30.4

24.1

27.1

32.8

eUj, 10-4%

1.37

1.00

0.37

—

Сj имп/мин/[1]j

1453.3

906.9

355.4

—

aj, г/см2

3.91

4.79

4.75

3.6

дрст—3—90

k j

0.55

0.52

0.53

0.55

Глубинность, см

21.5

17.2

17.4

23.6

eUj, 10-4%

1.60

1.00

0.39

—

В табл.2 “средние” значения радиальные чувствительностей и параметров g определены по измерениям в модели глинистого пласта. Глубинности исследования указаны для прибора, центрированного в скважине диаметром 190 мм, заполненной водой, и породы с плотностью 2.5 г/см3.

Значения метрологических характеристик каналов ГМ приведены в табл.2 для приборов двух типов: Кура-2 и ДРСТ-3-90. Первый является представителем приборов малого диаметра с тонкими стенками, второй — большого диаметра с толстыми стенками. Поскольку радиальная чувствительность определяется через массовую толщину промежуточных зон, она линейно зависит от толщины стенки прибора, что подтверждается результатами выполненных в модели глинистого пласта измерений с приборами пяти различных типов.

Результаты измерений показывают, что J(0,1)<J(0,0) для всех приборов и во всех моделях, включая фоновую. При заполнении скважины водой знак неравенства изменяется на обратный: J(x,1)>J(x,0) .

Регистрируемые в воздушно-сухой скважине (при х=0) показания J(0,0) и J(0,1) представим следующим образом:

J(0,0) = (I+F) G(0,0) = I+F; G(0,0)=1; (16)

J(0,1) = (I+F) G(0,1); G(0,1)<1. (16')

Из-за отсутствия промежуточных сред между излучающим пластом и прибором геометрический фактор пласта для прижатого к стенке скважины прибора меньше единицы из-за обратного рассеяния и поглощения гамма-квантов корпусом прибора. Соотношения, аналогичные (15) и (15’), должны выполняться и для показаний в фоновой модели:

F(0,0)=F ; (17)

F(0,1) = F.G(0,1) . (17')

Беря отношения (15), (15') и (16), (16'), получаем:

J(0,0)/J(0,1) = F(0,0)/F(0,1) = 1/G(0,1).

Отсюда следует:

J(0,0) = J(0,1)/G(0,1) . (18)

Экспериментальная проверка для приборов пяти различных типов показывает, что последнее равенство выполняется с удовлетворительной точностью (средняя относительная погрешность 0.9 % при минимальной 0.01 % отн.).

5. Алгоритм интерпретации

Суммарное содержание ЕРЭ в изучаемом пласте в единицах eU - это петрофизическая характеристика, которая при правильной метрологической настройке алгоритма не зависит от условий измерений. Для определения eU необходимо найти абсолютную аномалию I(x), выделив из результирующего сигнала J(x) фоновую компоненту F(x):

I(x)=J(x)-F(x)=CU eU G(x), (19)

где eU - урановый эквивалент суммарного содержания ЕРЭ в изучаемом пласте; G(x) - геометрический фактор пласта:

F(x)=CU S ' Gk(x) eUk , (20)

k

(здесь суммирование распространено только на промежуточные зоны). Тогда окончательно eU=I(x)/CUG(x). (21)

Это выражение определяет алгоритм интерпретации — алгоритм определения суммарного массового содержания ЕРЭ в единицах уранового эквивалента. Аналогично суммарное содержание ЕРЭ выражается в других эквивалентных единицах, поскольку в силу (7,8) величины eUj, eKj и eThj совершенно равноправны. Предпочтительность выбора eU, eK, или eTh в качестве петрофизического параметра ГМ определяется исключительно удобствами метрологического обеспечения. Обоснованность (11) определяется выполнимостью (9') и (10’).

Алгоритм (21) расчета eU должен включать в себя методики расчета текущей фоновой компоненты F(x) и текущего геометрического фактора пласта G(x). Для расчета G(x) необходимо знать радиальную чувствительность. Свойства геометрических факторов для интегрального канала ГМ и любого дифференциального канала скважинного гамма-спектрометра в принципе одинаковы. Однако для ГМ-С накоплен значительно более богатый экспериментальный материал, позволяющий детально проверить и проиллюстрировать выявляемые закономерности [34].

Для расчета eU по разрезу скважины необходимо знать значения {eUk} урановых эквивалентов промежуточных зон. Эти данные не всегда возможно получить с необходимой точностью. Активность промывочной жидкости в стволе скважины может заметно отличаться от активности промывочной жидкости, измеренной на поверхности.

Можно, например, определять автоматически (программно) и использовать в алгоритме среднее значение уранового эквивалента для объединения промежуточных зон eUf. В этом (простейшем) способе определения фоновой компоненты делаются два допущения:

1) активность промежуточной зоны (или объединения промежуточных зон) такая же, как в пласте с минимальной амплитудой аномалии Jmin;

2) активность промежуточной зоны не изменяется вдоль ствола скважины (величина фоновой компоненты F для каждого пласта при этом будет зависеть, конечно, от текущего диаметра скважины и плотности промывочной жидкости).

Для реализации этого способа в разрезе скважины выбирается пласт с минимальными показаниями Jmin. Тогда

eUf = Jmin/CU , (22)

и фоновая компонента F(x) текущих показаний определяется через Jmin и текущую величину геометрического фактора промежуточной зоны следующим образом:

F(x) = CU eUf [1-G(x)] = Jmin[1-G(x)]. (23)

Если диаметр скважины и плотность раствора вдоль ствола не изменяются, то фоновая компонента также постоянна.

Выражения (21) - (23) определяют алгоритм вычисления суммарного массового содержания ЕРЭ в единицах eU. Заметим, что для спектрометрической модификации ГМ-С аналогичный способ оценки фоновых компонент, вообще говоря, неприемлем, поскольку трудно представить пласт, обладающий минимальными содержаниями всех радионуклидов одновременно.

6. Проверка интерпретационной модели

Данные табл. 2 показывают, что радиальные чувствительности для отдельных излучателей отличаются, так что равенство (10’) может выполняться лишь приближенно. Для проверки модели (11) рассчитывались показания приборов и сравнивались с измеренными в ГСО ЕРЭ со смесью излучателей. Для проверки правильности определения радиальных чувствительностей aj показания рассчитывались по выражению (2’), а для проверки модели — по выражению (11), в котором используется “среднее” значение радиальной чувствительности, определенное по измерениям в модели глинистого пласта. Результаты приведены в табл.3.

С тем же значением радиальной чувствительности выполнен расчет относительных показаний канала ГМ прибора ДРСТ-3-90 в калиевой модели. В табл. 4 результаты сравниваются с данными физического и математического моделирования работы [15]. За единицу показаний здесь приняты показания прибора на стенке скважины диаметром 223 мм, заполненной промывочной жидкостью плотностью 1.2 г/см3 . Относительные погрешности расчетов (по модели (11) и методу Монте-Карло) приведены в скобках относительно данных физического эксперимента.

С тем же значением радиальной чувствительности выполнен расчет относительных показаний канала ГМ прибора ДРСТ-3-90 в калиевой модели. В табл. 4 результаты сравниваются с данными физического и математического моделирования работы [15]. За единицу показаний здесь приняты показания прибора на стенке скважины диаметром 223 мм, заполненной промывочной жидкостью плотностью 1.2 г/см3 . Относительные погрешности расчетов (по интерпретационной модели и методу Монте-Карло) приведены (в скобках) относительно данных физического эксперимента.

В обоих случаях результаты можно считать вполне удовлетворительными. Однако вопрос заслуживает более детальных и полных метрологических исследований. В частности, несомненный практический интерес представляет исследование устойчивости метрологических характеристик.

Табл.3. Проверка интерпретационной модели

по показаниям (имп/мин) в ГСО-ЕРЭ со смесью излучателей.

 

Тип прибора

Режим измерений

КУРА-2

ДРСТ-3-90

I(T, e )

Измер.

Расчет

Погрешн.

Измер.

Расчет

Погрешн.

I(0,0)

а

28564

28332

—0.81

34289

35070

2.27

I(T,0)

а

21289

21049

—1.12

26091

25975

—0.44

б

21289

20954

—1.57

26091

25903

—0.72

I(T,1)

а

21856

22443

2.68

26990

27416

1.58

б

21856

22225

1.67

26990

27406

1.54

Примечание: a - проверка расчета метрологических характеристик; б - проверка интерпретационной модели для уранового эквивалента; относительные погрешности указаны в процентах, отн.

7. Воспроизводимость уранового эквивалента

как интерпретационного параметра ГМ

Из-за неудовлетворительности единицы МЭД как интерпретационного параметра ГМ, на практике широко применяют “стандартизацию” данных ГМ с использованием параметра D Jg при нормировании по опорным пластам или, при их отсутствии, —по статистическим характеристикам геологического разреза.

Как уже было отмечено выше, использование относительных параметров существенно снижает интерпретационно-диагностические возможности ГМ, поскольку теряется информация об абсолютном уровне гамма-активности (содержаний ЕРЭ). Это усложняет комплексную интерпретацию и исключает сопоставимость с данными лабораторного анализа керна. В связи с этим особо важное значение имеет интерпретационная модель (11), позволяющая не только обосновать перевод величин интерпретационного параметра из относительных в абсолютные, но и дать ему строгое петрофизическое определение.

Для исследования эффективности различных способов нормирования во ВНИИГеосистем и НПО “ВНИИЯГГ” (А.М.Блюменцев, В.П.Цирульников, В.Г.Цейтлин) был проведен специальный эксперимент с радиометрами пяти различных типов в ГСО-ЕРЭ. Каждым прибором были выполнены серии повторных измерений в контрольной скважине метрологического полигона НПО “ВНИИЯГГ”.

Результаты измерений выражались в единицах “кажущегося” уранового эквивалента и в других единицах, принятых в различных системах метрологического обеспечения, включая и способ нормирования по опорным пластам. “Кажущимся” значением уранового эквивалента мы называем величину eU*, получаемую без учета вклада фоновой компоненты F(x). Если величина фоновой компоненты по стволу скважины строго постоянна (диаметр скважины совпадает с номинальным, глинистая корка отсутствует, и т.д.), то из (1) и (11) следует, что

D Jg =(eU—eUmin)/(eUmax—eUmin), (1’)

то-есть влияние различия метрологических характеристик каналов ГМ в приборах различного типа полностью исключается. В этом случае относительные погрешности воспроизводимости параметров D Jg и eU* должны совпадать.

Для оценки воспроизводимости результатов измерений с различными приборами В.П.Цирульниковым были изучены относительные погрешности воспроизводимости (б), усредненные по девяти пластам и пяти приборам. Результаты приведены ниже.

Табл.4. Воспроизводимость интерпретационных параметров ГМ при

измерениях в контрольной скважине приборами различного типа

Способ нормирования или

метрологического обеспечения

Относительная

погрешность, %

Без нормирования (имп/мин)

43.3

В единицах МЭД (мкР/час)

12.1

По опорным пластам (D Jg )

5.8

В единицах eU*

4.3

Несовпадение величин в двух последних строках табл.5 указывает на непостоянство фоновой компоненты, чего величина “кажущегося” eU не учитывает. При “петрофизической” интерпретации по изложенной методике величина относительной погрешности была бы значительно меньше (по данным имитационного моделирования — по крайней мере, вдвое).

Таким образом, можно сделать вывод, что градуировка каналов ГМ в единицах уранового эквивалента, базирующаяся на стандартных образцах ЕРЭ, позволяет определять суммарные массовые содержания ЕРЭ в горных породах по результатам измерений радиометрами различных типов с достаточно высокой надежностью в режиме абсолютных измерений без использования опорных пластов.

8. Петрофизическая модель

Представим компонентный состав породы с объемной плотностью d как совокупность некоторого числа m=1,2,...,M твердых и жидких (флюиды) минералов c соответствующими объемными содержаниями Km и минералогическими плотностями dm. В выражении (9) суммарное массовое содержание в породе j-го нуклида qj связано с объемными содержаниями его Qjm в различных компонентах породы соотношением

d.qj= S Qjm Km, (24)

m

при выполнении условия материального баланса S Km=1,

m

или qj= S dm qjm Km/d, (25)

m

где d= S dmKm.

m

Подставляя (25) в (7), меняя порядок суммирования по j и m, и обозначая

eUm= S eUj qjm,

j

получаем eU= S dm eUm Km/d. (26)

m

Выражение (26) представляет собой строгую петрофизическую модель ГМ. Совершенно аналогично записывается она для калиевых и ториевых эквивалентов. Из нее, в частности, следует, что суммарное массовое содержание ЕРЭ зависит от объемных содержаний всех контрастных по радиоактивности компонент породы, причем в общем случае — нелинейно. Строго говоря, ГМ является "методом глинистости" в такой же степени, как и "методом пористости". Кстати, возможность определения пористости пород по данным ГМ ранее уже изучалась [2].

Выражение (26) дает количественную основу для петрофизического моделирования связей показаний ГМ с фильтрационно-емкостными свойствами пород, их минералогическим и гранулометрическим составом. Компонентная модель породы для ГМ, таким образом, включает в себя не только минеральные компоненты, но и структурные — различные морфологические типы распределения глинистого материала (структурная, рассеянная и слоистая глина), а также различные гранулометрические фракции.

По морфологическому признаку выделяются три типа распределения глинистого материала: слоистый (тонкое переслаивание глинистых и песчаных прослоев); дисперсный (глина рассеяна в породе, частично заполняя емкостное пространство); структурный (глинистый материал имеет форму агрегатов или зерен в минеральной матрице породы). Состав глинистых минералов, входящих в цемент и матрицу, может быть совершенно различным. Например, преобразованные зерна полевых шпатов могут содержать преимущественно каолинит, а глинистый цемент - гидрослюду и монтмориллонит.

Модель (26) позволяет, в частности, учитывать различные стадии последовательных превращений глинистых минералов, изменения их петрофизических характеристик при различных геохимических и термодинамических условиях осадконакопления, эпигенетических преобразованиях. Таким образом, при построении компонентной и петрофизической моделей горных пород для метода естественной радиоактивности (в интегральной и спектрометрической модификациях) необходимо различать и учитывать все три типа “глинистости” — минералогическую, гранулометрическую и петрофизическую.

Соответственно величинам и контрасту содержаний ЕРЭ в матрице и глинистых минералах, а также в пелитовой (Pl) и других гранулометрических фракциях, зависимости показаний ГМ от содержания Pl могут быть различными — возрастающими, убывающими, а с учетом вторичных преобразований глинистых минералов — даже немонотонными. Наконец, такие зависимости могут просто отсутствовать. Это не означает, однако, что данные ГМ не могут быть использованы для количественной интерпретации данных комплекса ГИС.

9. Заключение и выводы

Достоинствами разработанного интерпретационно-алгоритмического и метрологического обеспечения ГМ являются:

Разработанное программно-алгоритмическое обеспечение процедур определения метрологических характеристик каналов ГМ в радиометрах различного типа и назначения, а также интерпретации результатов измерений, обеспечивает:

1. Градуировку каналов ГМ в единицах уранового (соответственно калиевого, ториевого) эквивалента на стандартных образцах ЕРЭ, что позволяет определять суммарное массовое содержание ЕРЭ в горных породах радиометрами различных типов с высокой надежностью в режиме абсолютных измерений без использования опорных пластов.

2. Формализованную экспертную оценку качества результатов измерений в моделях (ГСО) и поверочных установках (ПКУ).

3. Градуирование аппаратуры по результатам измерений в моделях (получение метрологических характеристик, используемых в алгоритме).

4. Определение метрологических характеристик аппаратуры по результатам поверки в базовых и полевых калибровочных устройствах.

5. Определение погрешностей полученных метрологических характеристик.

Программная реализация алгоритма интерпретации использует банк метрологических характеристик всех типов скважинной аппаратуры, что позволяет выполнять переинтерпретацию и ревизию архивных данных, полученных с помощью устаревшей аппаратуры (в том числе снятой с производства). При определениях метрологических характеристик программно формируется база данных (включая журнал регистрации измерений) и проводится экспертный анализ новой информации на основе накопленных данных.

Приношу благодарность А.М.Блюменцеву и В.П.Цирульникову за предоставление экспериментальных данных и Н.Е.Лазуткиной за помощь в их обработке.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Алексеев Ф.А., Головацкая И.В., Гулин Ю.А. и др. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. М., Недра, 1978. 359с.

  2. Баембитов Ф.Г. Методика интерпретации диаграмм радиоактивного каротажа в условиях рифогенных массивов. — В сб.: “Ядерная геофизика при поисках полезных ископаемых”. Гостоптехиздат, 1960.

  3. Блюменцев А.М., Головацкий С.Ю., Гулин Ю.А., Фоминых В.И. Принципы метрологического обеспечения гамма-каротажа скважин на нефтегазовых месторождениях. - В сб.: Ядерно-физические методы при поисках и разведке нефти и газа. - М., ВНИИЯГГ, 1985, с.114-120.

  4. Блюменцев А.М., Головацкий С.Ю., Гулин Ю.А., Фоминых В.Н. Принципы метрологического обеспечения гамма-каротажа скважин на нефтегазовых месторождениях. — Сб. Ядерно-физические методы элементного анализа при поисках и разведке нефти и газа. М., ВНИИЯГГ, 1985, с.81-87.

  5. Блюменцев А.М., Калистратов Г.А., Лобанков В.М., Цирульников В.П. Метрологическое обеспечение геофизических исследований скважин. - М.: Недра, 1991. - 266 с.

  6. Блюменцев А.М., Мельчук Б.Ю. Стандартные образцы состава и свойств горных пород для метрологического обеспечения геофизических исследований в скважинах. —М., 1985, 45с.

  7. Блюменцев А.М., Цирульников В.П., Лейкин А.В. Экспериментальное обоснование метрологического обеспечения измерений удельной гамма-активности пород в скважинах в единицах уранового эквивалента. — В сб.: Современные тенденции развития техники и технологии ядерно-геофизических исследований скважин. М., ВНИИгеоинформсистем, 1987, с.81-87.

  8. Головацкий С.Ю. Исследование метрологических характеристик полевых калибровочных устройств аппаратуры интегрального гамма-каротажа нефтегазовых скважин.— В сб. “Новые компьютеризованные аппаратурно-методические комплексы и аппаратура для исследования нефтегазоразведочных скважин”. НПО “Союзпромгеофизика”. Тверь, 1990, 49-56.

  9. Головацкий С.Ю., Велижанин В.А., Тугаринов Л.Н. Установка поверочная для аппаратуры интегрального гамма-каротажа нефтегазовых скважин. — В сб. “Новые компьютеризованные аппаратурно-методические комплексы и аппаратура для исследования нефтегазоразведочных скважин”. НПО “Союзпромгеофизика”. Тверь, 1990, 43-48.

  10. Головацкий С.Ю., Велижанин В.А., Хаматдинов Р.Т., Блюменцев А.М. Принципы обеспечения единства и требуемой точности скважинных и лабораторных измерений радиоактивности при интегральном гамма-каротаже нефтегазовых скважин. — В кн.: Новые разработки и технологии геофизических исследований нефтегазоразведочных скважин: Сб. статей /Ред.кол. Яценко Г.Г. (гл. ред.) и др. — НПГП “ГЕРС”, ВНИГИК. Тверь, 1992. С. 7—17.

  11. Головацкий С.Ю., Головацкая И.В. Методика учета влияния различных геометрий измерений естественной радиоактивности горных пород на образцах керна и в скважинах. — В сб. Автоматизированная обработка данных геофизических и геолого-технологических исследований нефтегазоразведочных скважин и подсчет запасов нефти и газа с применением ЭВМ. НПО “Союзпромгеофизика”.— Калинин, 1989, 111-119.

  12. Головацкий С.Ю., Гулин Ю.А. Сравнительная оценка калибровки канала гамма-каротажа точечным и распределенным источником излучения при исследовании разрезов нефтегазовых скважин. — В кн.: Метрологическое обеспечение геофизических исследований скважин. М., ВНИИЯГГ, 1983. С.27-32.

  13. Готтих Р.П. Радиоактивные элементы в нефтегазовой геологии. М., Недра, 1980. 253с.

  14. Гулин Ю.А., Стариков В.Н., Еникеева Ф.Х. О влиянии спектра естественного гамма-излучения на результаты лабораторных и скважинных измерений радиоактивности пород с высоким содержанием калия. В кн.: Методы Монте-Карло в физике и геофизике. Уфа, изд-во Башгосуниверситета, 1973, с.312-322.

  15. Гулин Ю.А., Головацкий С.Ю. — В кн.: Определение емкостных свойств и литологии пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным радиоактивного и акустического каротажа. Калинин, 1984.

  16. Дахнов В.Н. Промысловая геофизика. М.: Гостоптехиздт, 1948.

  17. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика: Учебник для ВУЗов. - М.: Недра, 1991.-368 с.

  18. Ильина Т.Д. Ядерная физика в науках о Земле. Исторический очерк. М.: Наука, 1988.-259с.

  19. Кириков А.П., Тверской П.Н., Граммаков Г.В. и др. Радиоактивные геофизические методы в приложении к геологии. Л., Госнефтеиздат, 1934.

  20. Кожевников Д.А. Алгоритмический учет скважинных условий в гамма-спектрометрии горных пород. Атомная энергия. 1986. т.61, N 1.- с.52-53.

  21. Кожевников Д.А. Проблемы интерпретации данных ГИС. Научно-технический вестник АИС “Каротажник”, вып.34, с.7-27. Тверь, 1997.

  22. Кожевников Д.А. Гамма-спектрометрия в комплексе геофизических исследований нефтегазовых скважин - 1,2. НТВ АИС “Каротажник”, №39, с.37-67; №40, 17-57, Тверь, 1997.

  23. Кожевников Д.А. Способ исследования разрезов скважин гамма-методами ядерной геофизики. Патент РФ № 2069377 от 4.05.1994. Бюллетень изобретений №32, 1996.

  24. Кожевников Д.А. Интерпретационное обеспечение гамма-метода. Вестник АИС “Каротажник”, вып.12, с.61-64. Тверь, 1994.

  25. Кожевников Д.А., Н.Е.Лазуткина. Выделение коллекторов по результатам петрофизической интерпретации данных комплекса ГИС. — Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1993, No.11-12.

  26. Ларионов В.В. Радиометрия скважин. М.: Недра, 1969, 328 с.

  27. Ларионов В.В. Учет влияния скважинных условий на результаты исследования естественной радиоактивности осадочных горных пород.

  28. Лебедев А.М., Шашкин В.Л. - Сб. Вопросы рудной радиометрии, вып.2, 1968, с.57

  29. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализа керна, опробования и испытаний продуктивных пластов. Под редакцией Б.Ю.Вендельштейна, В.Ф.Козяра и Г.Г.Яценко. Калинин, 261 с. 1990.

  30. Методические указания по проведению нейтронного и гамма-каротажа в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой СРК и обработке результатов измерений. - Калинин, НПО "Союзпромгеофизика", 1989, 81с. /Велижанин В.А., Головацкий С.Ю., Еникеева Ф.Х., и др.

  31. Метрологическое обеспечение геофизических исследований скважин. /А.М.Блюменцев, Г.А.Калистратов, В.М.Лобанков, В.П.Цирульников. —М.: Недра, 1991.—266с.

  32. Нестеренко Н.Г. Гамма-активность терригенных пород нижнего карбона северо-западной Башкирии. - Сб.: Геофизические работы в скважинах. Тр. ВНИИГеофизики, вып.5, Недра, 1964.

  33. Пруткина М.И., Шашкин В.Л. Справочник по радиометрической разведке и радиометрическому анализу. —2-е изд., перераб. и доп.: — М. Энергоатомиздат, 1984.

  34. Фоминых В.И., Юрятин Е.Н. Исследование спектральных характеристик эталонных и образцовых источников Ra-226. - Геофиз. аппаратура, 1982, вып.76, с.125-137.

  35. Katahara K.W. Gamma Ray Log Response in Shaly Sands. The Log Analyst. July-August 1995, 50-55.

  36. Kozhevnikov D.A. and Kalmykov G.A., 1997. Metrological Сharacteristics of a Natural Spectral Gamma Ray Logging System. IEEE Transactions on Nuclear Science. Vol.44, No.2, pp.148-152.

 

РЕФЕРАТ

Проблема петрофизической интерпретации данных ГМ рассмотрена в следующей последовательности: решение прямой задачи Þ интерпретационная модель Þ определение петрофизического (интерпретационного) параметра Þ выявление метрологических характеристик Þ процедуры и технические средства для их определения Þ алгоритм интерпретации Þ проверка модели и алгоритма Þ устойчивость интерпретационного параметра Þ петрофизическая модель.

Обоснован алгоритм интерпретации данных ГМ. Впервые доказана строгая петрофизическая модель, которая дает количественную основу для изучения связей показаний ГМ с фильтрационно-емкостными свойствами пород, их минералогическим и гранулометрическим составом. При построении компонентной и петрофизической моделей горных пород для метода естественной радиоактивности (в интегральной и спектрометрической модификациях) необходимо различать и учитывать все три типа “глинистости” — минералогическую, гранулометрическую и петрофизическую.

 Rambler's Top100 Rambler's Top100

На оглавление конференции

На сайт ПЕТРОФИЗИКА и ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

При копировании просьба сохранять ссылки. Материалы с сайта www.petrogloss.narod.ru

Используются технологии uCoz