«АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКОГО ИМПУЛЬСНОГО НЕЙТРОННОГО ГАММА КАРОТАЖА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ...»

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ

“НЕФТЕГАЗГЕОФИЗИКА”

на правах рукописи

Черменский Владимир Германович

АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС

СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКОГО ИМПУЛЬСНОГО НЕЙТРОННОГО

ГАММА КАРОТАЖА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ

НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Специальность 25.00.10 – “Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых” Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук

Дубна 2008 Содержание Введение ……………………………………………………………………… 1 Состояние аппаратурно-методических комплексов определения текущей нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа на момент начала исследований …………………………………………... 1.1 Основы построения наиболее известных аппаратурных комплексов углеродно-кислородного каротажа ведущих зарубежных фирм …… 1.2 Методы определения нефтенасыщенности…………………………… 1.2.1 “Оконная” технология вычисления нефтенасыщенности……... 1.2.2 Оценка нефтенасыщенности методом разложения зарегистрированных спектров на “первичные” спектры ………………………. 1.3 Технико-эксплуатационные характеристики аппаратуры зарубежных фирм ……………………………………………………………….. 1.4 Обоснование диаметра разрабатываемого скважинного прибора ….. 1.5 Этапы развития отечественной аппаратуры серии АИМС …………. 1.6 Выводы …………………………………………………………………. 2 Изучение факторов, искажающих определение нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа ……………………………… 2.1 Общие положения ……………………………………………………… 2.2 Изучение влияния технических факторов на оценку нефтенасыщенности ……………………………………………………. 2.2.1 Ошибки, связанные с вычитанием фонового спектра………... 2.2.2 Ошибки, связанные с нестабильностью энергетической шкалы и энергетического разрешения …………………………………. 2.2.3 Ошибки, связанные с неточностью определения технологических параметров ближней зоны …………………………………. 2.3. Изучение влияния минерализации пластовых вод на точность определения нефтенасыщенности …………………………………………. 2.4. Изучение влияния пористости коллектора на определение нефтенасыщенности ………………………………..…………………………. 2.5. Изучение влияния карбонатности коллектора на погрешность определения нефтенасыщенности. Определение карбонатности коллектора по данным ГИРЗ …………………………………………….... 2.6. Выводы ………………………………..………………………………... 3 Разработка основных принципов построения аппаратуры спектрометрического импульсного нейтронного каротажа для определения нефтенасыщенности с минимальными информационными потерями ………... 3.1 Разработка схемы формирования информационного кванта ……….. 3.2 Исследования по построению спектрометрического тракта аппаратуры ……………………………………………………………………... 3.2.1 Традиционное построение спектрометрического тракта …….. 3.2.2 Исследование преобразователя “аналог-код” с фиксированным временем старта с момента начала информационного сигнала и разработка схемы инкрементирования ………………………. 3.2.3 Исследование “мертвого времени” регистрирующего тракта 3.3 Разработка системы стабилизации энергетической шкалы спектрометрического тракта …………………………………………………… 3.4 Выбор типа детектора для спектрометрии ГИНР и ГИРЗ ………….. 3.5 Исследования по увеличению ресурса работы спектрометрического тракта при повышенных температурах ………………………………. 3.6 Ограничения и допущения, учитываемые при разработке скважинного прибора ………………………………..………………………….. 3.7 Подтверждение разработанных принципов построения аппаратуры при ее испытаниях с нейтронным генератором, отличающимся от генератора ИНГ-06 ………………………………..…………………… 3.8 Выводы ………………………………..………………………………... 4 Технология определения нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа ………………………………..………………………. 4.1 Общие положения разработанной технологии …………………….. 4.2 Скважинный прибор АИМС-С….. …………………………………… 4.3 Этап проверки и настройки скважинного прибора …………………. 4.3.1 Основные функции программного обеспечения проверки и настройки скважинной аппаратуры ……………………………. 4.3.2 Настройка регистрирующего тракта скважинной аппаратуры. 4.3.3 Проверка энергетического разрешения регистрирующего тракта и настройка выхода нейтронного генератора ………… 4.4 Этап базовой калибровки скважинного прибора ……………………. 4.4.1 Основные функции программного обеспечения проведения базовой калибровки скважинной аппаратуры ………………… 4.4.2 Проведение базовой калибровки скважинной аппаратуры …… 4.5 Этап проведения скважинных исследований ………………………... 4.5.1 Основные функции программного обеспечения проведения скважинных исследований ……………………………………… 4.5.2. Регистрируемые и первичные расчетные параметры ………… 4.5.3. Скорость проведения скважинных исследований и дискретность записи данных по глубине ……………………………... 4.5.4 Проведение скважинных исследований ………………………… 4.5.4.1 Развертывание на скважине ………………………………….. 4.5.4.2 Настройка, полевая калибровка аппаратуры и проведение каротажа ………………………………………………………. 4.6 Этап проведения контроля качества проведения скважинных исследований …………………………………………………………………. 4.6.1 Основные функции программного обеспечения проведения контроля качества скважинных исследований ………………... 4.6.2 Оценка качества проведения скважинных исследований …….. 4.7 Этап обработки результатов измерений ……………………………… 4.7.1. Основные функции программного обеспечения обработки результатов измерений ………………………………………………………. 4.7.2 Представление интерпретационной модели ……………………. 4.7.3 Оценка нефтенасыщенности ……………………………….......... 4.7.4. Примеры влияния дестабилизирующих факторов на оценку нефтенасыщенности ……………………………………………… 4.8. Выводы …………………………………………………………….. 5. Промышленное внедрение разработанного метода углеродно-кислородного каротажа для определения текущей нефтенасыщенности ……. 5.1 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО «ТНК-ВР» в Западной Сибири…………….. 5.2 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО “Сургутнефтегаз” в Западной Сибири ……. 5.3 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО “ЛУКОЙЛ” в Западной Сибири …………… 5.4 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО “РОСНЕФТЬ” в Западной Сибири ………… 5.5 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях республики Казахстан …………………………….. 5.6 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО “Оренбургнефть” …………………………… 5.7 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО “Сибнефть” …………………………………. 5.8. Выводы ………………………………………………………………… Заключение …………………………………………………………………... Список использованных источников ……………………………………...... Приложение 1 Письмо от 18.10.2002 “Oak Ridge National Laboratori” …. Приложение 2 Справка ООО НПО “Октургеофизика” …

Приложение 3 Справка ООО НПО “Октургеофизика”

Приложение 4 Справка от 17.08.2007 трест “Сургутнефтегеофизика” ….. Приложение 5 Справка от 17.08.2007 трест “Сургутнефтегеофизика” ….. Приложение 6 Справка от 09.02.2007 ОАО “Нижневартовскнефтегеофизика”...........………

Приложение 7 Справка от 13.08.2007 TOO “TECHNO TRADING LTD” … Приложение 8 Справка от 16.08.2007 Государственный концерн “Туркменнефть” ……………………………………………………. Приложение 9 Справка OАO “Когалымнефтегеофизика” ………………… Приложение 10 Справка от 17.02.2007 ОАО “Красноярское управление геофизических работ” ……………………………………... Приложение 11 Заключение от 09.02.2007 ЗАО ПГО “Тюменьпромгеофизика” ……………………………………

Приложение 12 Диплом …………………………………………………….. Приложение 13 Справка от 12.02.2007 ОАО “Юганскнефтегаз” ………… Приложение 14 Отзыв ООО НПО “Октургеофизика” …………………….. Приложение 15 Отзыв НГДУ “Сорочинскнефть” ОАО “Оренбургнефть” Приложение 16 Акт ОАО “Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз” ……………….. Введение Сырьевая база нефтяной промышленности России – одна из крупнейших в мире. Разведанные извлекаемые запасы нефти оцениваются в 25,2 млрд.т.

[Бюллетень…, 2003]. На начало 2005г. доля России в мировой добыче составляла 11,6% и занимала второе место после Саудовской Аравии. По величине доказанных запасов Россия занимает, по различным оценкам, от 6-го до 8-го места в мире при доле в запасах, соответственно, от 6,1% до 4,6% [World Oil …, 2006, BP Statistical …, 2005, Oil&Gas …, 2005].

В РФ разведано 2232 нефтяных, нефтегазовых и нефтеконденсатных месторождений, из которых в настоящее время активно эксплуатируются почти 1250, что составляет порядка 80 % разведанных запасов. Немаловажно, что около 80 процентов разведанных запасов российской нефти приходится на районы суши с развитой нефтедобывающей инфраструктурой. При этом большая часть запасов отечественного “черного золота” сосредоточена в 11 крупнейших и 140 крупных месторождениях [ФК-новости …, 2006].

Большинство месторождений России, на которые приходится основная добыча нефти, находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся обводненностью продукции 80 % и более. В заводненных пластах со степенью выработанности более 50 % содержится 25 % извлекаемых запасов нефти и более 15 млрд.т балансовых запасов нефти. Причем эти запасы обеспечивают почти 50 % текущей добычи, а увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения на один пункт обеспечит прирост ежегодно более чем 25 млн.т нефти [Гумерский и др., 2001, Шафраник, 2005].

Остаточные запасы нефти в заводненных пластах сосредоточены на разбуренных и эксплуатирующихся месторождениях в обустроенных районах. Как правило, в этих районах не только нет проблемы обеспечения отрасли квалифицированными кадрами, но наоборот, остро стоит проблема трудоустройства нефтяников. Немаловажным представляется и то, что остаточная после заводнения нефть сосредоточена в основном на крупных месторождениях маловязких нефтей, причем начальные дебиты новых скважин по нефти этих продуктивных объектов зачастую даже превышают начальные дебиты скважин вновь вводимых низкопроницаемых пластов Западной Сибири.

В Западной Сибири начальные геологические запасы нефти по крупнейшим месторождениям: Самотлорское – 6,7 млрд.т, Приобское – 2,0 млрд.т, Федоровское – 1,8млрд.т., Мамонтовское – 1,3 млрд.т., Лянторское – 2,0 млрд.т.

Данные месторождения находятся в эксплуатации более 3040 лет. За это время из них добыты миллиарды тонн нефти. В то же время, из-за несовершенства применяемых в то время технологий нефтедобычи, отсутствия необходимого объема геофизической и геолого-промысловой информации вследствии ограниченного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) при бурении и при контроле разработки, в недрах осталось значительное количество нефти.

По данным [Боксерман, 2004] с 1980 по 2000 гг. на нефтяных месторождениях России отмечалось снижение коэффициента извлекаемости нефти (КИН) с 43 % по 28 % и, на сегодняшний день, средний КИН составляет 35 %.

Одной из главных особенностей развития этих нефтяных месторождений является то, что в течение последних нескольких десятков лет основным методом воздействия на пласт было искусственное заводнение. В результате, к настоящему времени проблема рациональной доразработки заводненных месторождений превратилась в одну из наиболее актуальных и значимых.

Главная проблема доразработки заводненных месторождений заключается в неопределенности распределения остаточных запасов нефти по объему пласта. Площадной анализ накопленной геофизической и геолого-промысловой информации показывает, что при достигнутой обводненности продукции до 80-90 % по неоднородным участкам залежей невырабатываемыми остаются от 20 до 40 % начальных запасов. Правильная оценка их местоположения, выявление и вовлечение в разработку слабо дренируемых и застойных зон не только позволяет осуществлять рациональное добуривание новых скважин и повышать эффективность того или иного метода воздействия, но и обеспечивает занятость рабочих мест в “старых” нефтедобывающих районах страны.

Пропущенные нефтенасыщенные интервалы и целики нефти, не охваченные разработкой, на сегодняшний день представляют серьезный резерв переоценки запасов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.

В последнее время у разработчиков нефтяных месторождений появились автоматизированные системы управления (АСУ) процессом геолого-математического моделирования продуктивного пласта, базирующиеся на автоматизации процессов обработки промыслово-геофизической информации, детальной корреляции продуктивных пластов, дифференцированного подсчета запасов углеводородов с учетом морфологической сложности строения и характера насыщения пластов, анализа выработанности остаточных запасов в истощенных месторождениях, что является основой применения новейших технологий повышения нефтеотдачи пластов. Применение систем АСУ позволяет решать проблему доразработки заводненных месторождений – выявлять неопределенность распределения остаточных запасов нефти по объему пласта, слабодренируемые и застойные зоны залежи, и, на основании этого, определять способы вовлечения их в эффективную разработку, проектировать рациональное размещение бурящихся скважин в перспективных участках залежи. Информация о текущем нефтенасыщении пласта при этом становится одним из основополагающих элементов эффективности повышения КИН.

Большинство крупных месторождений в Западной Сибири являются многопластовыми. Сетка эксплуатационных скважин, пробуренных на нижние пласты с целью добычи нефти и/или поддержания пластового давления путем закачки воды, пересекает вышележащие пласты и является основой для осуществления контроля за текущей нефтенасыщенности по толщине и площади месторождения.

Бурение скважин на нефильтрующемся буровом растворе позволяет проводить прямое количественное определение нефтенасыщенности по отобранному керну. Однако, резкое снижение скорости проходки эксплуатационных скважин при отборе керна является существенным ограничением данного способа определения текущей нефтенасыщенности. В лучшем случае по керну достоверные данные можно получить только о начальном Кн для предельно насыщенных частей залежей, не затронутых разработкой. Единственной альтернативой прямым исследованиям являются геофизические методы исследования пробуренных скважин.

Оценка текущей насыщенности пласта в условиях низкой и переменной минерализации пластовых и нагнетаемых вод по данным электрических методов ГИС является трудноразрешаемой задачей при исследовании открытого ствола бурящихся скважин. Это объясняется отсутствием в воде содержания хлора, входящего в состав соли, для определения коэффициентов нефтенасыщенности по удельному электрическому сопротивлению. Подобное ограничение распространяется и на методы импульсного нейтронного каротажа, базирующиеся на дифференциации нефти и пластовой воды по их нейтроннопоглощающим свойствам.

Опреснение пластовых вод, возникающее в ходе разработки нефтяных месторождений путем заводнения и соответствующего нагнетания в пласты пресной воды, только увеличивает имеющиеся проблемы минерализация пластовых вод становится не просто низкой, что само по себе достаточно усложняет применение электрических и импульсных нейтронных методов, но и неизвестной. Эта неизвестность практически сводит на нет применимость геофизических методов, основанных на дифференциации пластовых вод и нефтей по их солесодержанию, и, соответственно, по их удельному электрическому сопротивлению и нейтроннопоглощающим свойствам.

Задача значительно осложняется при определении текущей нефтенасыщенности в процессе разработки в скважинах, обсаженных стальной колонной.

Мировой опыт проведения геофизических исследований по определению текущей нефтенасыщенности показал, что в настоящее время наиболее эффективным является метод спектрометрического импульсного нейтронного (углеродно-кислородного) гамма-каротажа. Метод позволяет решать поставленную задачу независимо от минерализации пластовых и нагнетаемых вод и измерять непосредственно в околоскважинном пространстве содержание углерода и кислорода, а также целый ряд других элементов, таких как кальций, кремний, хлор и др. Последующая интерпретация полученных значений делает возможным в конечном итоге определение коэффициентов текущей насыщенности разрабатываемых залежей.

Как правило, в эксплуатационных скважинах Западной Сибири стандартный геофизический комплекс ГИС открытого ствола ограничивается гамма-каротажем (ГК), нейтронным каротажем (НК) в той или иной разновидности, каротажем потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) и методами электрического каротажа (ЭК). Ограниченность такого комплекса существенно осложняет определение вещественного состава околоскважинного пространства с точностью, необходимой для интерпретации данных углеродно-кислородного каротажа. Становится очевидной актуальность разработки метода углероднокислородного каротажа для определения текущей нефтенасыщенности нефтяных месторождений, позволяющей проводить количественные оценки с требуемой точностью в условиях низкой и переменной минерализации пластовых и нагнетаемых вод при ограниченном комплексе ГИС открытого ствола.

Первые модификации метода были разработаны в 5070-х годах прошлого века [Caldwell, 1956, Caldwell et al, 1958, 1960, Culver et al, 1973, Schultz et al, 1973, Smith et al, 1974, 1975, Oliver et al, 1974, Heflin et al, 1977]. Именно тогда Колдуэлл (Caldwell) предложил судить о нефтенасыщенности коллекторов по величине отношения гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР) в энергетическом окне углерода к ГИНР в энергетическом окне кислорода, что, собственно, и дало название метода. Затем, в 80-х годах, метод встал на вооружение геофизиков ведущих мировых компаний – Shlumberger, ComputaLog, Dresser Atlas, Halliburton [Oliver et al, 1981, Hertzog, 1980, Westaway et al, 1981, Baicker et al 1985A, 1985B, Chace et al 1985, Gartner et al 1990 A, 1990 B, C, Jacobson et al 1991, Wyatt et al, 1992, Wyatt et al 1993 A, 1993 B, 1993 C, 1993 D, 1993 E, Wyatt et al, 1994, Jerome et al, 1993, Де-Уэйн и др., 1995, Jacobson et al, 1996A, 1996B, Jacobson et al, 1998, Барц и др., 1999, Morris et al, 1999, Hemingway et al, 1999, Atlas Wireline…, 1991].

В СССР история разработки импульсных нейтронных методов началась в начале конце 40-х начале 50-х годов прошлого века работами коллектива авторов, разрабатывающих аппаратуру и теорию нейтронных методов исследования скважин (Барсуков О.А., Беспалов Д.С., Ерозолимский В.Г. и др.) [Ерозолимский и др., 1958, Ларионов и др., 1988, Резванов, 1982, Теория нейтронных …, 1985, Физические основы …, 1976]. В 1957-1958 гг. ими были начаты работы по созданию скважинного генератора нейтронов и разработке импульсных нейтронных методов под руководством Ф.А. Алексеева и Г.Н. Флерова в лаборатории радиометрии ИГиРГИ АН СССР. В 1958-1959г. проведены первые лабораторные и скважинные испытания разработанного скважинного прибора на основе нейтронного генератора (Беспалов Д.Ф., Ерозолимский В.Г., Флеров Г.Н., Шимилевич Ю.С.) [О результатах …, 1960, Ларионов и др., 1988], разработанного под руководством Б.Г. Ерозолимского. Испытанная аппаратура имела выход нейтронов 2107 нейтрон/сек и генерировала нейтроны с частотой Гц, реализуя интегральные модификации метода ИННК [Зайченко, 2006]. После создания в 1961г. ВНИИЯГГа в него переместился центр работ по исследованиям в области применения в скважинах импульсных нейтронных генераторов (Д.Ф. Беспалов, Ю.С. Шимелевич, Басин Я.Н., Блюменцев А.М). В последующие годы к разработке аппаратуры импульсного нейтронного каротажа в интегральных модификациях для исследований нефтегазовых скважин подключились сотрудники Киевского ОКБ ГП и конструкторского отдела КОЭЗГП (Старинский А.А., Гольдштейн Л.М.). В 1972 г. совместно с ВНИИЯГГ и КОЭЗГП создается первая аппаратура интегрального импульсного нейтронного каротажа аппаратура в Татнефтегеофизике (Л.Н. Воронков, А.М. Кривоплясов, Ю.А. Гулин) [Геофизическая аппаратура …, 1973]. Одновременно проходит разработка аппаратуры с импульсными нейтронными генераторами для рудных скважин, в частности, в ВИРГе (А.П.Очкур). Однако широкое распространение получили только интегральные модификации импульсного нейтронного гаммакаротажа и импульсного нейтрон-нейтронного каротажа, основанные на облучении скважины и породы быстрыми нейтронами от импульсного источника и измерении плотности потока тепловых нейтронов или гамма-квантов, возникающих в результате нейтронных реакций на различных зондовых расстояниях Насыщение коллекторов определялось по контрасту нейтронно-поглощающих свойств минерализованной пластовой водой и нефти. Практически одинаковое время жизни тепловых нейтронов в пресной воде и нефти, соответственно 204 и 206 мкс, начинает существенно различаться при изменении минерализации воды. Так при содержании в воде солей NaCl 50 г/л время жизни тепловых нейтронов уменьшается до 100 мкс [Орлинский и др., 1987, Кожевников, 1982, Метрологическое обеспечение …, 1991, Разведочная ядерная …, 1986, Резванов, 1982, Теория нейтронных …, 1985, Физические основы …, 1976]. Были разработаны и применялись в промышленных объемах скважинные приборы ИГН-4, ИГН-6, ИГН-7, ИГН-9, ЦСП-42 [Применение …,1987, Черменский, 1993]. Бурное развитие интегральных методов сопровождалось активностью в области разработок нейтронных генераторов [А.С. №766048, А.С. №1080629, Вакульчук и др., 1988, Программа …, 1988, Использование металлокерамических …, 1987, Состояние и перспективные направления …, 1987]. Однако, интегральные импульсные методы исследований, являясь действенным инструментом при минерализации пластовых вод свыше 100г/л, практически не работали в тех случаях, когда минерализация пластовых флюидов в зоне исследования оказывалась ниже 2530 г/л NaCl или вообще неизвестна (при неопределенности процессов вытеснения углеводородов) [Контроль …, 2000]. По различным оценкам определение насыщения возможно при минерализации пластовых вод не ниже 3070 г/л в чистых незаглинизированных высокопористых пластах [Ларионов и др., 1988, Разведочная ядерная …, 1986, Скважинная ядерная…, 1990, Филиппов, 1978, Хуснуллин, 1989, Особенности …, 1971].

Как следствие, в ОАО “Сургутнефтегаз” “В связи с низкой эффективностью прекращены исследования по оценке нефтенасыщенности пласта методом ИННК, для которых на некоторых месторождениях создавался фонд контрольных скважин” [Ахметов, 2000].

Первые работы, посвященные возможности регистрации гамма-излучения неупругого рассеяния быстрых нейтронов с целью определения относительного содержания углеводородов в СССР датируются 1965г. [Ефимчик и др., 1965], когда было спроектировано первое устройство с применением быстродействующих интегральных и дифференциальных дискриминаторов, обеспечивающих регистрацию ГИНР кислорода и углерода. Затем в 1971 г. были проведены первые скважинные исследования спектрометрии гамма-излучения неупругого рассеяния с целью определения нефтенасыщенности с ампульным источником нейтронов в точечном варианте каротажа [Кадисов и др., 1971].

Ввиду того, что при этих работах использовался ампульный нейтронный источник, доля ГИНР в общем спектре гамма-излучения была достаточно низка.

Отсутствие импульсного режима излучения не позволяло разделить информативное ГИНР от фонового гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ). В [Бланков и др., 1972] приводится описание комплекса, позволяющего проводить регистрацию ГИНР от импульсного нейтронного генератора, и приводятся сведения о создании макета аппаратуры.

В конце 80-х годов прошлого века начали развиваться работы, посвященные спектрометрии гамма-излучения, индуцированного нейтронами импульсных генераторов [Аппаратура и методика …, 1988, Скважинная многозондовая …, 1988, Аппаратура и методика …, 1990, Теоретические и экспериментальные исследования …, 1988, Перспективы гамма-спектрометрических методов …, 1987, Перспективы гамма-спектрометрических методов …, 1988]. Исследования проводятся специалистами ВНИИГеоинформсистем: Кадисовым Е.М., Миллером В.В., Поляченко А.Л. и др., которые впервые в СССР сформулировали технические требования к импульсному скважинному генератору нейтронов, предназначенному для проведения С/О-каротажа. Научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по разработке скважинной аппаратуры, предназначенной для спектрометрии гамма-излучения, индуцированного нейтронами импульсного генератора, в 80-х годах проводились специалистами ВНИИА (г. Москва): Боголюбов Е.П., Хасаев Т.О. и др., ВНИИГИС: Кучурин Е.С. и др. [Спектрометрическая аппаратура…, 1996, Спектрометрическая аппаратура …, 1997, А.С. № 1698868, А.С. № 1537047, А.С. № 1632219, А.С. № 1464729, А.С. № 1487673, А.С. № 1563430, А.С. № 1556373, А.С. № 1533531, А.С. № 1649933, А.С. № 1554611, Лухминский, 1986, Поляченко, 1996].

В этих работах отрабатывались принципы спектрометрии, использованные позднее в разработках аппаратуры углеродно-кислородного каротажа, реализация которой на том этапе была неосуществима. Главная причина – отсутствие у разработчиков-геофизиков соответствующего нейтронного генератора и элементной базы, позволяющей конструировать скважинный прибор и наземное оборудование. В то же время, по оценке Хуснуллина М.Х. “Однако до настоящего времени работы не вышли за рамки лабораторных исследований. Создание технических средств С/О-каротажа – одна из первоочередных задач отечественной промысловой геофизики” (М.Х.Хуснуллин 1989).

Дальнейшим развитием идей этих исследователей автор считает свою работу.

Цель работы – создание отечественной аппаратуры и методики определения текущей нефтенасыщенности коллекторов в разрезах нефтегазовых скважин по данным углеродно-кислородной модификации импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа, по своим характеристикам не уступающих лучшим зарубежным аналогам, оптимально адаптированных к технологическим и геологическим условиям российских нефтяных месторождений.

Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие основные задачи:

сформулировать принципы построения аппаратуры углеродно-кислородного каротажа для исследования нефтегазовых скважин и основные требования к методике измерений, учитывающие геолого-технические условия эксплуатации российских нефтяных месторождений;

разработать аппаратурно-измерительный комплекс углеродно-кислородного каротажа, обеспечивающий в процессе проведения скважинных исследований тестирование, контроль и настройку параметров генерирующего и регистрирующего тракта;

исследовать влияние технических, технологических и методических факторов на эксплуатационные и метрологические характеристики аппаратурно-измерительного комплекса углеродно-кислородного каротажа при решении задачи оценки текущей нефтенасыщенности;

разработать методику интерпретации данных углеродно-кислородного каротажа для решения задачи оценки текущей нефтенасыщенности, включающую обработку результатов измерений и контроль алгоритмов обосновать необходимый дополнительный комплекс методов ГИС, обеспечивающий наиболее эффективное решение задачи определения коэффициента нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа;

разработать технологию определения текущей нефтенасыщенности коллекторов в нефтяных скважинах, включающую этапы настройки и калибровки аппаратуры, регистрацию данных (каротаж) и контроль измерительного тракта скважинной аппаратуры на всех, технологических этапах решения задачи;

провести опробование и внедрение аппаратуры и методики определения текущей нефтенасыщенности методом углероднокислородного каротажа в масштабах промышленного применения;

оценить достоверность получаемых результатов и эффективность практического использования разработанной аппаратуры и методики углеродно-кислородного каротажа при количественном определении нефтенасыщенности на конкретных нефтяных месторождениях.

Научная новизна Существенно новыми результатами, полученными автором, являются:

Впервые в практике отечественного геофизического приборостроения научно-обоснована, разработана, изготовлена и внедрена в производственные организации аппаратура спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа, предназначенная для определения текущей нефтенасыщенности эксплуатируемых залежей по величине измеренного отношения интенсивности гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР) углерода к интенсивности ГИНР кислорода (в дальнейшем аппаратура углеродно-кислородного каротажа), включающая тестирование, контроль и настройку параметров генерирующего и регистрирующего трактов, и обеспечивающая в процессе скважинных исследований измерение основных регистрируемых параметров с точностью, не уступающей уровню лучших зарубежных аналогов (патент РФ № 2262124).

Предложен способ регистрации энергетических спектров индуцированного нейтронами генератора гамма-излучения с дискретностью по времени, позволяющей при последующем интегрировании задавать значения положения временных границ интегрируемых интервалов с требуемой применяемой методикой точностью. Благодаря этому, в отличие от известных зарубежных аналогов (Shlumberger, Halliburton), получаемый массив данных позволяет применять различные варианты обработки ранее зарегистрированных скважинных данных.

Научно обоснована, разработана, изготовлена и используется в скважинных приборах, эксплуатируемых в производственных организациях, система стабилизации энергетической шкалы регистрируемых спектров, основанная на сравнении зарегистрированных спектров с эталонным (патент РФ № 2191413).

Научно обоснована, разработана, изготовлена и используется в скважинных приборах система оцифровки энергетических спектров, основанная на связи энергии регистрируемых гамма-квантов с мгновенным значением импульса на выходе ФЭУ в фиксированный момент времени от начала нарастания его переднего фронта.

Предложен и реализован на практике способ увеличения времени работы аппаратуры в условиях высоких пластовых температур путем принудительного охлаждения термопоглотителей скважинного прибора перед началом проведения скважинных исследований.

Разработана, научно обоснована и внедрена в практику отечественного каротажа методика интерпретации данных углеродно-кислородного метода для оценки текущей нефтенасыщенности коллекторов, обеспечивающая необходимую для практики точность и достоверность оценки текущей нефтенасыщенности.

На основе проведенного компьютерного моделирования методом МонтеКарло изучено влияние технических, технологических и методических факторов на эксплуатационные и метрологические характеристики аппаратурно-измерительного комплекса углеродно-кислородного каротажа, позволившее оптимизировать конструкцию и режим работы скважинной аппаратуры и научно обосновать комплекс необходимой дополнительной информации (получаемой по керну и/или по комплексу ГИС), привлекаемый для проведения количественной интерпретации полученных скважинных материалов.

Защищаемые положения Результаты теоретических и экспериментальных исследований, положенные в основу аппаратуры для определения нефтенасыщенности коллекторов методом импульсного спектрометрического нейтронного гамма каротажа и технология проведения скважинных исследований, включающая этапы настройки и калибровки аппаратуры, регистрации данных (каротаж) и контроля измерительного тракта скважинной аппаратуры.

Методика интерпретации данных спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа с использованием рационального комплекса дополнительных методов ГИС, обеспечивающая количественное определение текущей нефтенасыщенности коллекторов в терригенных отложениях и оценку точности и достоверности получаемых результатов.

Результаты практического применения аппаратурно-методического комплекса определения текущей нефтенасыщенности коллекторов методом спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа в более чем скважинах на нефтяных месторождениях России, Казахстана и Туркменистана, позволившие вовлечь в промышленную разработку ряд новых объектов, провести более достоверную переоценку нефтенасыщенности уже известных объектов, открыть новые нефтяные залежи.

Апробация работы и использование ее результатов осуществлялась в процессе создания методики при исследовании нефтяных скважин в Западной Сибири, Коми, Урала и других регионов России. Основные положения и результаты исследований диссертационной работы опубликованы в научных изданиях, выпускаемых центральными и ведомственными издательствами (опубликовано, в том числе с соавторами, 68 печатных работ, из них 43 по ВАКовскому списку, в т.ч. 18 авторских свидетельств СССР и патентов Российской Федерации), доложены на международных конференциях и симпозиумах: Международной Геофизической Конференции сессия “Новые технологии ГИС” г.

Москва, 15-18 сентября 1997 г.; Международной Конференции и Выставке по геофизическим исследованиям скважин сессия “Новые достижения в физических основах методов ГИС” г. Москва, 8-11 сентября 1998 г.; Второй КитайскоРусский Симпозиум по проблемам промысловой геофизики, 2-10 ноября 2002г., Шанхай; Научно-техническом семинаре по ядерной геофизике “Перспективы развития теоретического, программно-методического, аппаратурного и метрологического обеспечения ядерно-геофизических методов при решении геологопромысловых задач на месторождениях нефти и газа”, 24 октября - 7 ноября 2003 г., Мальта, г. Буджиба; доложены на Всероссийских научно-практических семинарах и конференциях; г. Москва 1999 г., г. Бугульма 2001., г. Тверь г., г. Бугульма 2003 г., г. Санкт-Петербург 2004 г.

Результаты исследований использованы в “Инструкции по проведению импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа аппаратурой серии АИМС и обработке результатов измерений при оценке текущей нефтенасыщенности пород”, Тверь, 2004; в “Технической инструкции по проведению геофизических исследований на кабеле в нефтяных и газовых скважинах”, Москва, 2001 г.

Практическая ценность Результаты исследований по теме диссертации в виде аппаратуры и методики углеродно-кислородного каротажа позволили в промышленных масштабах проводить оценку нефтенасыщенности в нефтяных скважинах, обсаженных стальной колонной.

За период 1996-2006 гг. проведены скважинные исследования более чем в 3000 скважинах Западной Сибири, Урала, Коми, Казахстана, Туркменистана.

Изготовлено при непосредственном участии автора и:

внедрено в геофизические предприятия России 20 аппаратурнометодических комплексов;

внедрено 3 комплекта программно-методического обеспечения для работы в составе скважинной аппаратуры других производителей.

По результатам промышленного внедрения разработанной автором аппаратуры и методики на нефтяных месторождениях ТНК-BP в Западной Сибири в 20002001 г. получены следующие практические результаты [К проблеме …, 2001]:

по результатам углеродно-кислородного каротажа выделено более продуктивных пластов, содержащих залежи нефти и газа;

впервые на Самотлорском месторождении выделен новый нефтегазоносный комплекс, предварительная оценка запасов нефти в котором составляет около 50 млн. т;

расширен контур нефтегазоносности Ачимовской пачки на Белозёрном на Красноленинском месторождении в пределах Таллинского поднятия выявлена новая залежь в пласте ВК1-3 (запасы залежи по сумме категорий С1 + С2 около 6 млн.т).

Внедрение разработанной автором аппаратуры и методики углероднокислородного каротажа в практику геофизических исследований стимулировало развитие данного направления в различных научно-исследовательских и приборостроительных геофизических организациях России.

Личный вклад автора состоит в постановке задач исследований и непосредственной разработке и испытаниях аппаратуры и методики. Разработка и развитие аппаратурно-методического комплекса осуществлялось под общим руководством автора и при его непосредственном участии на всех этапах, включая обоснование схемотехнических и методических решений, планирование и проведение экспериментов, обработке результатов исследований, написание статей, в том числе:

разработка способа регистрации гамма-излучения, индуцированного быстрыми нейтронами генератора, позволяющего проведение последующей временной селекции зарегистрированных спектров, функционального построения скважинной аппаратуры углеродно-кислородного каротажа, разработка схемотехнических решений и электронных схем блока аналого-цифрового преобразователя, блока сбора и накопления информации, блока телеметрии скважинного прибора (совместно с Бортасевичем В.С., Хаматдиновым Р.Т., Велижаниным В.А.);

разработка способа стабилизации энергетической шкалы спектрометра, заключающегося в приведении в соответствие зарегистрированного спектра скважинным прибором в скважине с опорным спектром по наиболее характерной области спектра (совместно с Велижаниным В.А., Саранцевым С.Н., Хаматдиновым Р.Т.);

разработка функционального построения, схемотехнического решения и электронных схем адаптера сопряжения скважинного прибора с бортовым компьютером;

разработка конструкции скважинного прибора, выбор конструкционных материалов;

разработка алгоритмов и создание программного обеспечения функционирования электронных блоков скважинного прибора (совместно с Бортасевичем В.С.);

разработка алгоритмов и создание программного обеспечения функционирования адаптера сопряжения скважинного прибора с бортовым компьютером (совместно с Велижаниным В.А.);

разработка алгоритмов настройки и калибровки аппаратуры, регистрации данных каротажа, контроля функционирования измерительного тракта скважинного прибора (совместно с Велижаниным В.А.);

обоснование методики скважинных исследований и учета влияния комплекса технических, технологических и методических факторов на эксплуатационные и метрологические характеристики аппаратурноизмерительного комплекса углеродно-кислородного каротажа при решении задачи оценки текущей нефтенасыщенности (совместно с Велижаниным В.А., Лободой Н.Г.);

разработка методики интерпретации данных углеродно-кислородного каротажа, обобщение полученных результатов (совместно с Велижаниным В.А., Меженской Т.Е., Еникеевой Ф.Х.);

разработка технологии проведения исследований методом углероднокислородного каротажа при оценке текущей нефтенасыщенности (совместно с Велижаниным В.А.);

научное сопровождение работ по опробованию и внедрению разработанной технологии углеродно-кислородного каротажа определения текущей нефтенасыщенности на геофизических предприятиях.

Часть результатов, полученных совместно с автором и под его руководством, была использована в кандидатских диссертациях В.С.Бортасевича и В.Р.

Хаматдинова.

За “Обеспечение прироста запасов и повышения извлекаемости углеводородов на длительно разрабатываемых нефтегазовых месторождениях с использованием углерод/кислородного каротажа” автор 15.11.2002 г. удостоен премии имени академика И.М. Губкина Центрального Управления НаучноТехнического Общества Нефтяников и Газовиков.

Неоценимую помощь при создании и внедрении технологии углероднокислородного каротажа автору оказали коллеги Хаматдинов Р.Т., Велижанин В.А., Бортасевич В.С., Теленков В.М., Меженская Т.Е., Саранцев С.Н., сотрудники ВНИИАвтоматика Боголюбов Е.П., Хасаев Т.О., сотрудники “Октургеофизика” Бубеев А.В., Алатырев А.И., сотрудники треста “Сургутнефтегеофизика” Коновалов В.А., Глебочева Н.К., Тихонов А.Г., Пахалуев А.Л., сотрудники ОАО “Нижневартовскнефтегеофизика” Коротков К.В., Первушин В.В., директор “ГеотехноКИН” Хисметов Т.В. и многие другие.

Всем названным ученым и специалистам автор выражает глубокую признательность.

Автор искренне благодарен Кучурину Е.С., определившему направление работ автора после окончания института и заразившего его своим энтузиазмом.

1 Состояние аппаратурно-методического комплекса определения текущей нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа на момент начала исследований 1.1 Основы построения наиболее известных аппаратурных комплексов углеродно-кислородного каротажа ведущих зарубежных фирм Аппаратурно-методические комплексы (АМК) импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (ИНГК-С), реализующие технологию спектрометрии ГИНР и ГИРЗ с момента своего появления на свет в 1960 г.

[Caldwell, 1956, Caldwell et al, 1958, 1960], уже на протяжении ряда лет успешно применяются ведущими зарубежными геофизическими фирмами Shlumberger, Halliburton, Western Atlas, Computalog и др. на различных нефтяных месторождениях мира [Culver et al, 1973, 1974, Schultz et al, 1973, Hertzog, 1978, Oliver et al, 1981, Де-Уэйн и др., 1995, RST Reservoir …, 1993, The Multiparameter Spectroscopy …, 1985, Cannon et al, 1987, Техника каротажных исследований …, 1986, Jacobson et al, 1991, 1996A, 1996B, Shlumberger RST …,1999, Western Atlas International … (каталог), Hemingway et al., 1999, Chace et al, 1985]. Основная масса скважинных исследований проведена с применением сцинтилляционных детекторов гамма-излучения, однако есть примеры использования для определения нефтенасыщенности полупроводниковых детекторов [Myers, 1988, Baicker et al, 1985B]. Появились публикации о применении данного метода при исследовании протяженных участков горизонтальных скважин, в частности, в акватории Северного моря [Carsten et al, 2001]. Одновременно с развитием аппаратуры начались работы по оптимизации режимов измерения и оценки влияния условий проведения каротажа на точность получаемого результата [Roscoe et al, 1986, 1988]. В данной главе рассматриваются существующие на момент постановки работы технико-методические характеристики АМК ИНГК-С и соответствующие технологии, направленные на определение текущей нефтенасыщенности в терригенных разрезах.

Источником быстрых нейтронов с энергией 14 МэВ в аппаратуре ИНГК-С служит высокочастотный импульсный генератор. Для регистрации наведенного жесткого гамма-излучения на практике обычно применяются сцинтилляционные детекторы, обладающие наряду с высокой эффективностью регистрации жесткого гамма-излучения относительно высоким разрешением (например, BGO, GSO). Гамма-излучение, регистрируемое во время генерации нейтронного импульса, состоит из гамма-квантов ГИНР, ГИРЗ и фонового гамма-излучения (ГИНА), связанного с естественной радиоактивностью горных пород и активацией пород и конструкционных материалов. Энергетические спектры являются индивидуальными характеристиками вещества, подвергаемого нейтронному облучению. Так, например, при неупругом рассеянии быстрых нейтронов на ядрах углерода образуется гамма-излучение с энергией 4, МэВ, в результате радиационного захвата тепловых нейтронов ядрами водорода образуются гамма кванты с энергией 2,23 МэВ. В таблице 1.1 приведены основные линии ГИНР и ГИРЗ главных породообразующих элементов, а также элементов, входящих в конструкцию скважины и скважинного прибора.

Таблица 1.1 Основные линии ГИНР и ГИРЗ элементов, основообразующих породу, скважинную конструкцию, прибор и их вклад в общий спектр [Филиппов, 1978, Скважинная ядерная геофизика …, 1990, Теория нейтронных методов …, 1985, Физические основы …, 1976, Справочник …, 1963] с добавлением автора

ГИНР ГИРЗ

(скелет: песчаник – 95 %, каолинит – 5 %; общая пористость – 20 %)

ГИНР ГИРЗ

(скелет: песчаник – 95 %, каолинит – 5 %; общая пористость – 20 %)

ГИНР ГИРЗ

Время замедления быстрых нейтронов в веществе зависит, в первую очередь, от водородосодержания и в “типичном” разрезе нефтегазовой скважины изменяется от нескольких до 2030 мкс. Сечение неупругого рассеяния на ядрах среды, окружающей скважинный прибор, становится ничтожно малым после первых актов рассеяния, поэтому спектры ГИНР регистрируются непосредственно в процессе генерации быстрых нейтронов. В большинстве моделей современной аппаратуры ИНГК-С, предназначенной для определения нефтенасыщенности, изучаемую породу облучают импульсами длительностью 1020 мкк, следующими через 50100 мкс.

Время жизни тепловых нейтронов, в “типичном” терригенном разрезе, обычно изменяется от 100 до 500 мкс [Теория нейтронных методов …, 1985, Физические основы …, 1976]. Вследствие многократного повторения импульсов излучения, одновременно с регистрацией ГИНР регистрируются и фоновые ГИНА и ГИРЗ от текущего и предыдущих импульсов генератора.

На рисунке 1.1 приведена схема формирования спектров на квант глубины (на примере скважинного прибора PSGT). В нулевой момент времени со скважинного генератора на схему синхронизации поступает сигнал включения нейтронной трубки в режим излучения. С этого момента в течение 15 мкс все гамма-кванты, зарегистрированные детектором, регистрируются в виде энергетического спектра (IG), образуя 1-ый энергетический спектр. В течение следующих 2-х временных интервалов (окон) продолжительностью по 35 мкс регистрируется 2-ой (CG1) и 3-ий (CG2) энергетические спектры. Такой режим измерений длится 2 мсек, затем следует пауза в течение 3 мсек, во время которой происходит измерение фонового спектра (BGRN).

Рисунок 1.1 Схема формирования спектров скважинного прибора PSGT [обобщение автора U.S. Patent, 5,406,078, Wyatt et al, 1993, 1997] Таким образом происходит формирование спектров единичного цикла излучения генератора нейтронов. Суммарный спектр гамма-излучения на интервале квантования глубины формируется из спектров единичного цикла излучения генератора нейтронов путем их суммирования. Дополнительно электронный тракт скважинного прибора регистрирует изменение интегральной загрузки детектора в виде временного спектра, позволяющеего вычислить параметры, связанные с нейтронно-поглощающими свойствами окружающей среды, такие как время жизни тепловых нейтронов.

Регистрируемое в течение импульса генерации нейтронов гамма-излучение представляет собой сумму ГИНР, ГИРЗ и ГИНА. Другими словами, ГИНР плюс + фон (ГИРЗ+ГИНА). Через несколько мкс после окончания нейтронного импульса, когда ГИНР практически исчезнет, ГИНА становится фоновым уже для спектров ГИРЗ. Фоновую составляющую ГИНА измеряют при выключенном генераторе нейтронов спустя время, достаточное для спада ГИРЗ (23 мсек). "Чистые" спектры ГИНР и ГИРЗ получают путем вычитания соответствующих фоновых из измеренных спектров. Если при высоких скоростях счета некоторые гамма-кванты не регистрируются вследствие существования “мертвого” времени измерительного тракта, вводятся соответствующие поправки. На рисунке 1.2 приведена схема временной селекции ГИНР и ГИРЗ+ГИНА, зарегистрированных на интервале квантования.

Рисунок 1.2 Схема временной селекции спектров ГИНР Таким образом построена схема формирования спектров практически всех скважинных приборов, регистрирующих гамма-излучения неупругого рассеяния от импульсного генератора быстрых нейтронов [Многопараметрическая …, 1986, Baicker et al, 1985A, Патент США 4404163, Патент США 4937446, Патент США 4749859, Патент США 4661701, Патент США 4506927, Патент США 4454420, Новое поколение …,1987, Техника …,1986].

С одной стороны, такое построение аппаратуры уменьшает объем передаваемой информации со скважинного прибора, что является положительным фактором. С другой стороны, наличие жестких рамок интегрирования спектров во времени обуславливает постоянное присутствие методико-алгоритмических ошибок, присущих любому алгоритму, направленному на выделение из зарегистрированных гамма-квантов спектров ГИНР.

Наличие соответствующего программно-методического обеспечения позволяет в результате анализа спектров ГИНР и ГИРЗ оценивать содержания таких важных породообразующих элементов как углерод (C), кислород (O), водород (Н), кремний (Si), кальций (Ca), хлор (Cl), железо (Fe), сера (S) и др. Глубинность проводимых исследований относительно невысока – по оценкам [Oliver et al, 1981], 90 % ГИНР собирается с зоны, расположенной на расстоянии до 2025см от оси скважинного прибора.

1.2 Методы определения нефтенасыщенности На практике определение текущей нефтенасыщенности осуществляется несколькими путями, различающимися принципиально:

– по методикам, основанным на анализе отношений скоростей счета в энергетических окнах углерода и кислорода в спектре ГИНР (отсюда и произошло собственно название метода – углеродно-кислородный или С/О-каротаж);

– по методикам, основанным на разложении спектров ГИНР на элементные спектры, т.е. на спектры, присущие основным литотипам и конструкционным материалам скважины.

Соответствующим образом различаются и технологии, базирующиеся на вышеназванных методиках.

1.2.1 “Оконная” технология вычисления нефтенасыщенности Все схемы, основанные на первой технологии, базируются на том, что в спектрах ГИНР при использовании сцинтилляционных детекторов с энергетическим разрешением по линии Cs137 не хуже 1112 %, при исследовании водонасыщенного песчаника отчетливо видны линии полного поглощения ГИНР кислорода, а в нефтенасыщенном песчанике видны также аналогичные линии углерода. На рисунке 1.3 приведен пример аппаратурных спектров гамма-излучения неупругого рассеяния быстрых нейтронов в водоносном песчанике с коэффициентом пористости 35 % (красный спектр) и нефтенасыщенном песчанике с пористостью 36 % (зеленый спектр), зарегистрированные аппаратурой PSGT фирмы Halliburton. Синий спектр зарегистрирован в насыщенном пресной водой известняке.

Рисунок 1.3 Аппаратурные спектры ГИНР в водоносном (красный спектр), нефтенасыщенном (зеленый спектр) песчанике и водонасыщенном известняке (синий спектр), зарегистрированные аппаратурой PSGT Измеряя скорость счета в энергетических окнах углерода и кислорода получают соответствующие параметры, например, их отношение (CORГИНР), являющееся функцией ряда величин – в том числе и углеродосодержания. В приведенном примере на рисунке 1.3 максимальная контрастность параметра CORГИНР составляет 23 %. В предположении неизменности прочих факторов – пористости, глинистости, минерального скелета коллектора – приращение кривой CORГИНР будет свидетельствовать об изменении нефтенасыщенности. Нормирование на так называемые литологические параметры, позволяет вычислять нефтенасыщенность при определенных изменениях геологических свойств коллектора. В качестве литологического фактора обычно выступают отношения скоростей счета в энергетических окнах кальция и кремния в спектрах ГИНР и ГИРЗ, соответственно, CаSiГИНР и CаSiГИРЗ. Строго говоря, скорость счета Ji в энергетическом окне i-ого элемента есть результат интегрирования соответствующего спектра гамма-излучения SГИНР(E) или SГИРЗ(Е) в диапазоне энергий выбранного окна:

где Ei1, Ei2 границы энергетического окна i-ого элемента.

“В общем случае интерпретационная модель углеродно-кислородного метода имеет вид:

где, КN – нефтенасыщенность коллектора, CORMIN и CORMAX – минимальное (в водоносном коллекторе) и максимальное (в нефтенасыщенном коллекторе) значение CORГИНР, зависящее от диаметра скважины/обсадки, заполнения скважины, пористости коллектора, минерального состава коллектора.

Схема интерпретации состоит из нескольких этапов:

– привлекаются данные по пористости (общая пористость без учета глинистости (Кп) или суммарного водородосодержания);

– выбирается базовая палетка CORГИНР - Кп (например, для прибора MSI взята палетка для обсаженной скважины 65/8);

– в параметры CORГИНР, CаSiГИНР вносится поправка за пористость (нормировка за матрицу породы с Кп = 0);

– строятся диагностические графики типа CORГИНР - CаSiГИНР и по ним корректируются коэффициенты уравнений.

Например, опорной информацией для CORГИНР - CаSiГИНР служит линейная зависимость, полученная на моделях пластов для водонасыщенного песчаника и проходящая через точку с координатами (CORГИНР = 1,55 и CаSiГИНР = l).

Уравнение этой линии для прибора MSI:

с учетом этих коэффициентов получают уточненные значения для CORMIN и CORMAX для формулы (1.2). Далее рассчитывается величина Кн. Отличие конкретных условий измерений от базовой палетки (другая геометрия скважины, заполнение ствола и пр.) учитывается с помощью мультипликативных коэффициентов, на которые исправляется параметр (CORMAX-CORMIN)” [Чередниченко, 2002]. Подробные описания такого подхода к расчету нефтенасыщенности приведены в [Roux et al, 1981, Jerome et al, 2003].

Необходимо отметить следующее. При отсутствии в спектре излучения какого-либо элемента, например углерода, в его энергетическое окно попадают гамма-кванты от более жесткого излучения других элементов, например кислорода. Таким образом, отношение, в данном случае CORГИНР, не будет равно нулю при нулевых содержаниях углерода.

На практике применение данной методики сводится к совмещению кривых CORГИНР с какой-либо (CаSiГИНР или CаSiГИРЗ) литологической кривой, измеренной на опорном водоносном пласте. Приращения кривой CORГИНР относительно выбранной литологической кривой интерпретируются как увеличение нефтенасыщенности [Ахметов, 2000].

1.2.2 Оценка нефтенасыщенности методом разложения зарегистрированных спектров на “первичные” спектры Известен способ оценки нефтенасыщенности, базирующийся на решении уравнения [Хаматдинов и др., 2004Б, Спектрометрический гамма-каротаж …, 2002]:

где A матрица коэффициентов, получаемая при калибровке (градуировке), J =(J1, J2,…Jn) вектор-столбец скоростей счета в каналах захватного и неупругого спектров в интервалах энергий [E1,1, E2,1],…, [E1,n, E2,n] С =(C, O, Si, Ca, …) – вектор-столбец содержаний углерода, кислорода, кремния, кальция и т.д., E вектор-столбец случайных ошибок. В качестве элементов вектора С могут фигурировать объемные содержания нефти, воды, песчаника, глины и т.д.: С =(Vнефть, Vвода, Vпесч, Vглина,…).

Пример разложения зарегистрированного суммарного спектра на спектры отдельных элементов приведен на рисунке 1.4.

Данная методика применяется при скважинных исследованиях, проводимых фирмой Shlumberger. В [Grau et al, 1987, Quirein et al, 1987] описаны измерения, которые проводились с 256-канальным спектрометром и сцинтилляционным детектором NaJ (Tl) 2,54. На специальных моделях были получены стандартные спектры гамма-излучения для H, C, O, Si, Ca, S, Cl, Fe. Стандартные спектры приводились к одинаковой энергетической калибровке и одинаковому разрешению спектрометра. Для получения точного элементного анализа измерений спектр разлагался на элементные спектры способом наименьших квадратов после записи зарегистрированных спектров бортовым компьютером или в обрабатывающем центре. “Результатом процесса является подсчет процентного вклада каждого элемента в общий спектр. Это вклад называется выходом элемента. Для получения концентрации, имея выход элемента, необходимо рассчитать масштабный множитель, который учитывает математическую вероятность взаимодействия нейтрона с данным элементом” [Техника каротажных …, 1986]. Методические приемы работы достаточно описаны в [Edgson et al, 1988]. Аналогичные разложения спектров применяются и в фирме Halliburton [Jacobson et al, 1996A, 1996B]. Для проведения исследовательских работ в г.Хьюстон (США) создан парк моделей (Environment Effects Calibration Facility (EECF)), включающих блоки песчаников с различной пористостью (нулевой, 1519%, 3335%). В каждой модели пробурены скважины диаметров 4,125, 6, 8, 8,5, 10 и 12. Для моделирования измерений в обсаженной скважине имеется набор обсадных колонн с цементным камнем различных диаметров и толщин. Заполнение скважины может быть как воздухом, так и водой или нефтью.

Насыщение породы может быть пресной или минерализованной водой или дизельным топливом [Бортасевич, 2004].

Рисунок 1.4 Пример разложения зарегистрированного спектра (черный спектр) на составляющие спектры от отдельных элементов [Инструкция МИ41-17-1399-04, 2004] Основная проблема при работе с методикой разложения зарегистрированных суммарных спектров на спектры отдельных элементов, применяемой Shlumberger, – связать выход элемента с его концентрацией. Проведение измерения на низкой скорости и/или в точечном режиме позволяет уменьшить статпогрешность определения выхода элемента до незначительного уровня. Однако незнание даже некоторых факторов из их широкого многообразия не позволяет точно рассчитать масштабный множитель для перевода выхода элемента в его концентрацию. Например, по данным, приведенным в таблице 1.1, смена нефтенасыщенности в пласте с воды на нефть уменьшает вклад железа в спектр ГИРЗ на 0.9%, притом, что геометрия измерений и содержание железа в окружающей среде не изменилось! На практике это приводит к грубым ошибкам определения текущей нефтенасыщенности. Например, в статье [Поздеев, 2004] автор наглядно показывает, что достоверность результатов, полученных фирмой Shlumberger на скважинах ОАО “Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз” достаточно низкая из исследованных аппаратурой RST в 1999-2000 гг. 16 скважинах “недостоверные или сомнительные результаты получены в 12 скважинах”.

1.3 Технико-эксплуатационные характеристики аппаратуры зарубежных фирм На начальном этапе исследований автора, отечественной аппаратуры и методики, реализующих углеродно-кислородный каротаж, не существовало. В таблице 1.2 приведены технические характеристики существующей аппаратура ведущих зарубежных геофизических компаний (таблица 1.2).

Таблица 1.2 Технические характеристики аппаратуры углероднокислородного каротажа ведущих зарубежных фирм (по данным [Бортасевич, 2004, Лухминский, 1997, Gilchrist et al, 1999, Odom et al, 1994, Mickael et al, 1997, Westaway et al, 1980, Fertl et al, 1980, Lawrence, 1979] с дополнениями автора) Halliburton Western Atlas (Baker Atlas) Computalog Как видно из таблицы 1.2, скважинная аппаратура, предназначенная для работы в колонне, не оборудованной насосно-компрессорными трубами, изготавливается максимально большим диаметром, обеспечивающим ее проход в интервал исследования. Для уменьшения влияния скважинной жидкости приборы оснащаются вытеснителем, не содержащим в своем составе углеводородов. Приборы диаметра порядка 90 мм имеют четкую направленность на определение одной главной цели – определение нефтенасыщенности. Ввиду этого они выполнены однозондовыми, и их рабочий цикл оптимизирован для работы со спектрами ГИНР и ГИРЗ – высокая частота работы нейтронного генератора и скважность нейтронного импульса порядка 510. Скважинные приборы, предназначенные для работы в эксплуатируемых скважинах, имеют меньший диаметр, обеспечивающий их проход к интервалу исследований через лубрикатор и колонну насосно-компрессорных труб. Скважинная жидкость, окружающая прибор в процессе каротажа, вносит в этом случае существенную погрешность в результаты измерений. Как один из способов снижения влияния скважины в приборы введен второй зонд, оптимизированный на измерение спектров от ближней зоны. Одновременно двухзондовый прибор позволяет реализовать импульсный нейтронный каротаж по времени жизни нейтронов. Соответственно, временной режим работы таких приборов предусматривает генерацию нейтронов на частоте, позволяющей проводить измерения времени жизни нейтронов на временах 5002000 мкс после нейтронного импульса.

1.4 Обоснование диаметра разрабатываемого скважинного прибора Одним из главных факторов, определяющих принципиальные особенности разрабатываемой аппаратуры, является рыночный фактор, т.е. необходимость максимального удовлетворения потребностей российского заказчика в лице нефтедобывающих компаний и геофизических предприятий. Практика эксплуатации скважинной аппаратуры импульсного нейтронного спектрометрического каротажа диаметром 42, 63, 90, 100 мм (GST, RST-A, RST-B, PSGT, RMT, MSI-CO, RMS, PND-IS) показывает, что при прочих равных условиях уменьшение диаметра скважинного прибора существенно расширяет область его применения, позволяя работать в действующих скважинах со спущенными насосно-компрессорными трубами. В этом случае прискважинную зону перфорированного интервала можно считать в первом приближении неизменной, и, исходя из этого, определять нефтенасыщенность работающего пласта. В таблице 1.3 приведены известные приборы рассматриваемого класса и рекомендованные режимы их работы при определении нефтенасыщенности коллектора терригенного разреза.

Таблица 1.3 Основные режимы регистрации аппаратуры ведущих зарубежных фирм [обобщение автора Wyatt et al, 1997, Simpson et al, 1998, Нефтяное обозрение …, 1996, Roscoe et al, 1986, Чередниченко, 2002] * под рекомендованной скоростью исследований подразумевается такая скорость, которая позволяет в песчанике с глинистостью не более 5 % и пористостью порядка 20 % провести определение нефтенасыщенности с точностью 10 % абсолютных, при условии, что скважина заполнена минерализованной жидкостью Если исходить из среднего интервала исследования по аналогии с методом импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) на месторождениях с минерализованными пластовыми водами, то в действующих скважинах эти интервалы составляют порядка 80 м, в скважинах старого фонда – 150200 м. Нейтронные генераторы для скважинной аппаратуры диаметром 42 мм, предназначенной для спектрометрии ГИНР и ГИРЗ, в России не производятся до настоящего времени. Наиболее распространенные генераторы, применяемые в зарубежных приборах, это генератор фирмы MF Physics Corporation модель A-320 MF Physics Corporation …, 1989, MF Physics Corporation Specifications …, 2004, www.thermo, генератор фирмы Halliburton [www.belljar], генератор фирмы Sondex на основе трубки SODILOG [www.hpschapters]. Основные технические характеристики генераторов: нейтронный поток – 71071108 н/с, частота генерации 1020 кГц, длительность импульса нейтронов порядка 10 мкс, температурный диапазон 0150 оС. Гарантированный ресурс работы двух первых из указанных генераторов, соответственно, составляет 100 часов или 1 год эксплуатации (при условии, что суммарное время работы менее 100 часов) и 200 часов. Для модели генератора фирмы Sondex данные не опубликованы. Стоимость этих генераторов в России, соответственно, 80,000, 90,000, 120,000 $ [Borehole …, 1998]. Ресурс генераторов данного типа при решении задач определения нефтенасыщенности в терригенных коллекторах, позволяет провести исследования не более 45 скважин. При этом необходимо учесть, что в России полностью отсутствует инфраструктура по ремонту и гарантийному обслуживанию приведенных выше генераторов нейтронов. Перевозка данной продукции через границу ввиду ее специфики (продукция двойного применения) занимает, в лучшем случае, несколько месяцев. На сложившемся в России рынке геофизических услуг стоимость проведения скважинных исследований данным методом не превышает первые сотни тысяч рублей. Все это не позволяет рассчитывать на массовое применение скважинной аппаратуры импульсного спектрометрического нейтронного каротажа диаметром 4243 мм в ближайшее время.

Автором были проведены модельные работы с макетом скважинного прибора диаметром 42 мм. На рисунке 1.5 приведены спектры ГИНР на малом (рисунок 1.5.А) и большом (рисунок 1.5.Б) зондах в моделях песчаника с пористостью 34 %, заполненных пресной водой (спектры 2 и 4) и дизтопливом (спектры 1 и 3).

Обработка результатов модельных измерений по методике, используемой для 90 мм скважинной аппаратуры, полностью подтвердила рекомендации производителей аппаратуры, приведенные в таблице 1.3. Однако анализ коммерческой ситуации на российском рынке геофизических услуг показывает, что создание отечественной 42 мм скважинной аппаратуры едва ли окупит себя. Это объясняется тем, что стоимость проведения скважинных исследований на определение нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа через насосно-компрессорные трубы аппаратурой 42 мм в целом близка к стоимости аналогичных исследований в остановленной скважине. Однако аппаратура диаметром 42 мм более сложная – наличие двух зондов и проблема изоляции высоких напряжений (около 100 кВ) в нейтронном генераторе выливается, в конечном итоге, в увеличение ее себестоимости. Добавим к этому более низкую скорость каротажа или, что одно и то же, большее количество рейсов прибора в исследуемом интервале, и становится очевидным, что развитие данного класса аппаратуры и его коммерческое продвижение на рынок является следующей задачей после успешного становления в массовом порядке метода углеродно-кислородного каротажа в диаметре скважинной аппаратуры 89100 мм.

Спектры ГИНР на малом зонде рисунок 1.5.А. Спектры ГИНР на большом зонде рисунок 1.5.Б. Модель насыщена пресной водой – спектры 2 и 4, модель насыщена дизтопливом – спектры 1 и Рисунок 1.5 Спектры ГИНР в моделях песчаника, зарегистрированные аппаратурой импульсного нейтронного каротажа диаметром 42 мм Анализ, проведенный автором, показал, что промежуточный диаметр скважинной аппаратуры 6070 мм также не является перспективным. Приборы этого диаметра обладают всеми вышеперечисленными недостатками скважинных приборов импульсного спектрометрического нейтронного каротажа диаметром 42 мм, так как оснащены теми же импульсными нейтронными генераторами. Однако, в силу того, что их диаметр увеличен, эти приборы уже не могут быть доставлены в интервал исследования через насосно-компрессорные трубы. Глубинность исследований данным методом невелика, порядка 20 см [Oliver et al, 1981], поэтому исследования на определение коэффициента нефтенасыщенности в открытом стволе данным методом проводить нецелесообразно, ввиду образовавшихся при бурении зон проникновения фильтрата бурового раствора. Поэтому не являются перспективными и диаметры скважинных приборов 7084 мм, позволяющие проходить в открытый ствол через буровой инструмент. Наиболее распространенный диаметр обсадных колонн эксплуатационных нефтяных скважин на постсоветском пространстве составляет 45", с соответствующим внутренним проходным диаметром порядка 105125 мм. По результатам анализа, проведенного автором для ряда наиболее крупных месторождений, в Западной Сибири фонд эксплутационных скважин на 8590 % состоит из скважин, обсаженных 5" стальной колонной. Опираясь на вышесказанное, автор остановил свой выбор на диаметре прибора 90 мм, позволяющий проводить исследования в колонне 4" и более. Для работы в колоннах большего диаметра для скважинного прибора должна быть предусмотрена вытесняющая муфта, расположенная напротив зонда и до минимума снижающая влияние заполнения скважины. Для скважинного прибора такого диаметра на момент постановки работы в России разрабатывался импульсный нейтронный генератор ИНГ-06 [Бортасевич, 2004]. Имея диаметр 70 мм, он конструктивно вписывался в скважинный прибор диаметром 90 мм. Ниже перечислены технические характеристики генератора ИНГ-06:

частота генерации нейтронных вспышек ~ 1020 кГц;

длительность нейтронного импульса не более 20 мкс;

средний нейтронный выход 5107108 н/с;

габаритные размеры, не более, диаметр 70 мм, длина 1300 мм.

1.5 Этапы развития аппаратуры серии АИМС В 1992 г. разработка аппаратуры и методики С/О-каротажа при непосредственном участии и под руководством автора была начата в ООО НПФ “Октургеофизика” (г. Октябрьский). В 1994 г. работа была продолжена в институте ВНИИГИК, а затем, после нескольких реорганизаций в период 19942004 г., в ООО “Нефтегазгеофизика” [Спектрометрическая аппаратура …, 1996, Спектрометрическая аппаратура …, 1997, Опыт применения …, 1998, Опыт применения …, 1999, С/О-каротаж …, 1999, Определение текущей и остаточной нефтенасыщенности …, 2001, Исследование параметров …, 2001, Техническая инструкция…, 2001, Хаматдинов и др., 2002А, 2002Б, 2004А, 2004Б, Определение текущей нефтенасыщенности …, 2002, Современные аппаратурнометодические …, 2002, Опыт …, 2002, ГИС на поздней стадии …, 2003, Некоторые вопросы …, 2003, Лобода и др., 2004]. Результатом этих работ стало появление первой в России скважинной аппаратуры углеродно-кислородного каротажа, получившего коммерческое название АИМС (Аппаратура Импульсной Многокомпонентной Спектрометрии). В 1996 г. были проведены первые полевые испытания данной аппаратуры (ее технико-эксплутационные характеристики приведены в таблице 1.4).

Таблица 1.4 Технико-эксплуатационные характеристики аппаратуры АИМС [Спектрометрическая аппаратура …, 1996, Хаматдинов и др., 1998] Диаметр скважинного прибора 89 мм, для работы в 5 колонне оснащается Максимальная рабочая температура окружающей среды окружающей среды 80 С среды Детектор сцинтилляционный на основе NaI(Tl) 50150 мм генератора ИНГ- “Мертвое время” спектрометрического тракта не В качестве интерпретационных служили два основных параметра отношение CORГИНР и отношение CaSiГИРЗ, представляющие собой отношения скоростей счета в окнах C (углерода) и O (кислорода) в спектре ГИНР и в окнах Ca (кальция) и Si (кремния) в спектре ГИРЗ соответственно. Связь этих параметров с нефтенасыщенностью была установлена по данным зарубежных аналогов и с помощью экспериментальных исследований, основными из которых являлись результаты измерений на моделях пород с известной литологией, пористостью и насыщением [Чередниченко, 2002, Roux et al, 1981, Jerome et al, 2003]. На рисунке 1.6 приведены результаты измерений в моделях различной насыщенности и литологии [Бортасевич, 2004]. Энергетические окна для расчета кривых COR и CaSi были взяты: С – 3,64.8 МэВ, О – 5,б56,5 МэВ, Ca – 6,37,9 МэВ, Si – 2,73,8 МэВ. Как видно по приведенным данным, выбором положения энергетических окон в спектрах ГИРЗ и ГИНР можно подобрать варианты, когда влияние минерализации пластовых вод и литологии в ряду песчаник-карбонаты на кривые COR и CaSi будут вести себя одинаково.

Рисунок 1.6 - Результаты физического моделирования в стандартных образцах горных пород [Бортасевич, 2004] Если рассмотреть спектры ГИРЗ и положение энергетических окон на этих спектрах, станет очевидно, что название отношение CaSi чисто условно – в выбранных энергетических окнах присутствует ГИРЗ от ядер железа, хлора, кальция. На рисунке 1.7 приведены для примера спектры ГИРЗ, зарегистрированные в рассматриваемых моделях с различной минерализацией пластовой воды: красный спектр- песчаник с пористостью 40 % насыщен пресной водой, синий спектр песчаник с пористостью 40 % насыщен минерализованной водой с содержанием солей NaCl 100 г/л, черный спектр мраморный блок с пористостью 0,8 %. Однако, как показала практика, применение данного методического подхода на практике не оправдало себя.

Расположение энергетического окна кальция в области 6,37,9 МэВ, где существенен вклад железа обсадной колонны, привело к сильной зависимости параметра CaSi, в частности, от водородосодержания породы. Это объясняется прямой зависимостью интенсивности ГИРЗ на ядрах железа от плотности тепловых нейтронов вблизи скважинного прибора – классический вариант нейтронного каротажа на определение водородосодержания пород. Появление глины в коллекторах в пределах 5 % привело к изменению определения нефтенасыщенности порядка 50 % абсолютных и к неодинаковому влиянию пористости на параметры COR и CaSi. Смещение положение энергетического окна в более “мягкую” область привело к влиянию минерализации. Таким образом, адаптация существующих “оконных” методик с применением в качестве литологической кривой, рассчитанной по спектрам ГИРЗ, сделала возможным появление существенной ошибки в определении нефтенасыщенности при изменении коллекторских свойств пласта. Применение опорного водоносного пласта оказалось приемлемым в случае, когда по пористости, глинистости и содержанию карбонатных примесей опорный пласт соответствовал исследуемому. Но и в этом случае, критерии “соответствия” требовали количественного уточнения.

Однако, с поправкой на вышесказанные ограничения, разработанная аппаратура начала использоваться для решения задач определения текущей нефтенасыщенности и накопления фактического материала и опыта ее эксплуатации.

Рисунок 1.7 – Спектры ГИРЗ, зарегистрированные в моделях В 1997 г. были проведены исследований в нескольких десятках скважин на месторождениях Башкортостана и Западной Сибири (объекты ООО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь”). В одной из скважин были проведены сравнительные измерения с аналогичной аппаратурой фирмы “Western Atlas” MSI-CO (серия 2727ХА), материалы скважинных исследований аппаратурой MSI-CO и PDKпереданы автору представителем фирмы Halliburton. Уже первые сравнения с зарубежной аппаратурой показали практическую идентичность (по качеству и информативности кривых основных интерпретационных параметров – отношений скоростей счета в спектре ГИНР в энергетических окнах углерода к кислороду R C и кальция к кремнию R Ca ) двух аппаратурно-методических комO Si плексов (рисунок 1.8).

Рисунок 1.8 Результаты сравнительных скважинных испытаний аппаратуры С/О-каротажа АИМС и MSI-CO [материалы скважинных исследований аппаратурой MSI-CO и PDK-100 переданы автору представителем фирмы Петро-Альянс] Хорошая сходимость кривых С/O-каротажа связана с применением однотипных детекторов гамма-излучения на основе монокристалла NaI(Tl), а также близостью основных оптимизируемых параметров: частоты генерации нейтронов, длительности нейтронного импульса, количества каналов временного и энергетического анализаторов, длины зонда, конструктивных особенностей защиты детектора. Оптимальные значения перечисленных параметров для однозондовых приборов диаметром 89110 мм с фиксированным типом детектора практически одинаковы и являются, по сути, “мировыми стандартами” построения аппаратуры этого класса. Что, однако, не гарантирует полного сходства результатов интерпретации (например, оценок текущей нефтенасыщенности пород). Результаты интерпретации в большей степени зависят от применяемых методик решения обратных задач, отличающихся полнотой и качеством учета различных геолого-технических факторов [Особенности интерпретации …, 2001]. Следующий этап в развитии аппаратурно-методического комплекса С/O-каротажа связан созданием модификации АИМС-А (1999 г.). Принципиальное отличие от прототипа заключается в повышении термо- и баростойкости скважинного прибора за счет смены элементной базы скважинного прибора и увеличении защиты детектора излучений от активации тепловыми нейтронами генератора. В 1999-2000 годах с помощью аппаратуры АИМС-А было исследовано около 150 скважин, проведена серия сравнительных испытаний аппаратуры АИМС-А и аналога MSI-CO (серия 2727XA в китайском исполнении) на скважинах в Татарии. На рисунке 1.9 приведен пример скважинных испытаний, где хорошо видна идентичность полученного скважинного материала. Инверсный характер кривых, приведенных на рисунке 1.9, объясняется тем, что в первом случае (АИМС-А) регистрировалось отношение скоростей счета ГИРЗ в окнах кальция и кремния Ca/Si, в другом (2727XA) обратная величина – Si/Ca. Создавшуюся в то время ситуацию по отечественному углеродно-кислородному каротажу можно охарактеризовать следующим образом: “Исследования показывают (по нефтяным месторождениям ОАО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь”), что по данным С/О-каротажа удается успешно разделить не вскрытые перфорацией коллекторы по характеру их насыщенности, однако количественные определения нефтенасыщенности пока производятся с низкой точностью” [Дворкин и др., 2001].

Рисунок 1.9 Результаты сравнительных скважинных испытаний аппаратуры АИМС-А и аппаратуры серии 2727ХА в Татарии Однако наряду с положительными качествами были получены и определенные отрицательные моменты. Первым модификациям скважинных приборов АИМС свойственно отсутствие оптимизации ее конструктивного и схемотехнического решений с точки зрения минимизации погрешности определения нефтенасыщенности в результате проведения скважинных измерений. Кроме того, эти приборы отличались относительно невысоким ресурсом работы блока детектирования при повышенных скважинных температурах. В методическом аспекте проявились серьезные недоработки, проявляющиеся в неправильном определении текущей нефтенасыщенности. На рисунке 1.10 приведен пример существенного завышения Кн по промытым зонам. При обработке результатов С/О-каротажа по существующей методике, использующей в качестве литологической кривой CaSiГИРЗ, в интервале пласта Ю-II отмечается наличие нефтенасыщенности (средние отсчеты Кн тек составили 5773 %) сопоставимой с начальными значениями коэффициентов нефтенасыщения, что явно вступает в противоречие с данными других методов ГИС. По термометрии в остановленной скважине в данном интервале отмечается отрицательная термоаномалия, связанная с обводнением пласта низкоминерализованной закачиваемой водой;

наличие радиогеохимической аномалии по данным СГК в этом интервале также указывает на обводнение пласта.

Рисунок 1.10 Завышение Кн в промытых нефтяных пластах На рисунке 1.11 приведен пример завышения Кн по изначально водоносным пластам. По данным электрометрии в открытом стволе пласт АС1-2 определялся нефтенасыщенным, пласт АС3 – водонасыщенным. При обработке результатов С/О каротажа по методике спектров ГИРЗ в интервале пласта АС наблюдается появление ложной нефтенасыщенности с Кн тек до 45%.

Рисунок 1.11 Завышение Кн в водоносных пластах На начало исследований автора по теме диссертации метод импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа в модификации углероднокислородного каротажа являлся единственным эффективным методом определения текущей нефтенасыщенности терригенных коллекторов при проведении исследований через стальную обсадную колонну при низкой и/или неизвестной минерализации пластовых вод. Интегральные методы импульсного нейтронного каротажа не решали в этом случае поставленной задачи определения нефтенасыщенности. Однако массовое применение углеродно-кислородного каротажа в отечественной практике сдерживали два фактора. Условно эти факторы можно определить как “аппаратурный” и “методический”.

“Аппаратурный фактор” заключался в отсутствии отечественной аппаратуры данного класса. Массовое применение аппаратурно-методических комплексов зарубежных фирм было невозможно ввиду их ограниченного количества и высоких цен.

“Методический фактор” был обусловлен недостатками методического обеспечения зарубежных компаний, не адаптированного к условиям разведки и эксплуатации российских нефтяных и газовых месторождений, основная специфика которых, это ограниченность существующего комплекса геофизических методов исследований в процессе строительства скважины. Далеко не всегда применялись: кавернометрия, измерение плотности горных пород и акустические методы. Следствием этого явилось практически полное отсутствие информации о технических (диаметр скважины, толщина обсадной колонны, наличие и состав цементного камня) и геологических условиях проведения каротажа (литотип породы, глинистость, карбонатность коллектора и др.). Как следствие этих двух факторов, случаи применения метода углеродно-кислородного каротажа на российских нефтяных месторождениях до 1996 г. носили эпизодический характер.

Появление первой отечественной аппаратуры углеродно-кислородного каротажа АИМС в 1996 г. позволило начать проведение скважинных исследований с применением российских методик и накоплением скважинного материала и опыта работ. Однако как собственно скважинный прибор, так и применяемые методики не позволяли проводить измерения с требуемой достоверностью. Появившееся методическое обеспечение углеродно-кислородного каротажа не позволяло оценивать влияние неполноты геолого-технологической информации на точность определения характера насыщения коллекторов. Необоснованность предположения постоянства (незначительной изменчивости) ряда параметров (пористости, глинистости, минерализации пластовых вод и др.) пластов-коллекторов, с одной стороны, и существенной чувствительностью интерпретационных кривых С/О-каротажа к перечисленным параметрам, с другой стороны, в ряде случаев существенно искажали реальность. В результате в водоносных пластах происходило существенное завышение нефтенасыщенности и ее занижение в заглинизированных коллекторах.

Одновременно, кроме проблем методического характера, при массовом использовании аппаратуры определения текущей нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа стал вопрос ее аттестации, т.е. определения списка контрольных параметров и требований к ним для допуска аппаратуры к каротажу.

Таким образом, становится очевидным и актуальным разработка отечественного аппаратурно-методического комплекса углеродно-кислородного каротажа, адаптированного к массовому применению на нефтяных месторождениях в условиях ограниченности данных по скважине и горным породам, пересекаемым буровой скважиной. Разрабатываемые аппаратура и методика должны быть оптимизированы с точки зрения главного критерия – точность определения нефтенасыщенности. Основные дестабилизирующие факторы необходимо уметь оценивать по степени влияния на конечный результат.

2 Изучение факторов, искажающих определение нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа 2.1 Общие положения В ходе выполнения работ по теме диссертации автором были сформулированы основные требования к методике определения текущей нефтенасыщенности по результатам углеродно-кислородного каротажа.

1 Разрабатываемая методика должна базироваться на физически обоснованных моделях формирования спектров ГИНР и ГИРЗ в реальных условиях измерений, а ее алгоритмическая реализация – на математически устойчивых методах решения обратных задач.

2 На формирование спектров ГИНР и ГИРЗ оказывает влияние целый ряд геологических, технологических и аппаратурных факторов. Степень влияния разных факторов меняется в зависимости от месторождения, участка, скважины, а также в пределах одного цикла каротажа. Следовательно, разрабатываемая методика должна максимально полно учитывать все наиболее значимые факторы, привлекая для их оценки существующий комплекс ГИС, геологическую, технологическую информацию и данные о режиме работы аппаратуры.

3 Помимо определения текущей нефтенасыщенности разрабатываемая методика должна обеспечить оценку достоверности (точности) определения нефтенасыщенности в зависимости от привлекаемой дополнительной информации, степени ее неполноты. В рамках этой задачи необходимо обосновать оптимальный комплекс методов ГИС, обеспечивающий наиболее эффективное ее решение.

Для определения текущей нефтенасыщенности был разработан метод, представляющий собой оптимальную, на взгляд автора, комбинацию уже известных – метода “оконной технологии” и метода разложения зарегистрированного спектра (МРС) на его составляющие элементные спектры. В качестве модели “типичного” коллектора терригенных отложений использована смесь песчаника, карбонатного цемента и глины, где Vпес, Vкар, Vгл – соответственно их объемные содержания; Кп – пористость рассматриваемой модели. Тогда Спектрометрия ГИРЗ позволяет проводить определение объемных содержаний Vпес, Vкар, Vгл непосредственно по результатам скважинных измерений методом разложения зарегистрированных спектров на составляющие:

“фон”, “заглинизированный песчаник”, “карбонатный цемент”. Фоновая составляющая включает в себя излучение собственно скважинного прибора, обсадной колонны, цементного камня и внутрискважинной жидкости. Алгоритмы разложения аналогичны разложениям спектров естественного гамма-излучения и описаны в [инструкции МИ 41-17-1396-04 …, 2004, Спектрометрический гамма-каротаж …, 2002].

В результате проведенных разложений вычисляется карбонатность (Vкар) коллектора. На следующем этапе интерпретации по спектрам ГИНР вычисляются скорости счета в энергетических окнах углерода, кислорода, кальция, кремния, а по спектрам ГИРЗ скорости счета в энергетических окнах кальция и кремния. По полученным скоростям счета рассчитывают, соответственно, отношения:

CORГИНР – отношение скорости счета в энергетическом окне углерода к скорости счета в энергетическом окне кислорода в спектре неупругого рассеяния быстрых нейтронов;

CaSiГИНР – отношение скорости счета в энергетическом окне кальция к скорости счета в энергетическом окне кремния в спектре неупругого рассеяния быстрых нейтронов.

Ввиду того, что спектры ГИРЗ глины и песчаника практически очень близки, объемное содержание глин (Vгл) необходимо рассчитывать по независимым данным например, по ГК или ПС.

Проводится корректировка полученных значений отношений CORГИНР и CaSiГИНР в исследуемом коллекторе за глинистость, для чего привлекаются значения отношений CORГИНР,гл. и CaSiГИНР,гл., зарегистрированные в интервалах неразмытых глин, пересекаемых скважиной. Соответственно эти интервалы выделяются по данным ГИС открытого ствола – ГК, НК, кавернометрии и т.д.:

CORГИНР, CaSiГИНР > CORГИНР, корр.гл., CaSiГИНР, корр.гл.

Соответственно:

Корректировка за глинистость проводится так же для значений Vпес,Vкар, Кп, что позволяет в дальнейшем перейти на трехкомпонентную модель: вода+ нефть, песчаник, карбонаты. При этом:

Корректировка отношений CОRГИНР,испр.гл, CaSiГИНР,испр.гл за влияние пористости с учетом карбонатности осуществляется на “опорном” коллекторе с известным значением водонасыщенности. Предварительно показания CORГИНР и CaSiГИНР в “опорном” коллекторе аналогичным образом корректируются за глинистость. Интерполяция значений CORГИНР и CaSiГИНР для водонасыщенных песчаника и известняка при фиксированной пористости проводится по линейному закону. Так же по линейному закону проводится интерполяция значений CORГИНР и CaSiГИНР при фиксированном насыщении от пористости:

СОRГИНР,корр.гл. пор.кар. = СОRГИНР,корр.гл.- (Кп,опор.-Кп)(COR+CORVкар.), CaSiГИНР,корр.гл. пор.кар. = CaSi ГИНР,корр.гл.- (Кп,опор.-Кп)(CaSi+CaSiVкар.), где COR, COR, CaSi, и CaSi – постоянные для данного типа аппаратуры константы, определяемые по результатам измерений на моделях, Кп,опор – пористость опорного коллектора.

CaSiГИНР,корр.гл. пор.кар. к литологии к аналогичной чувствительности кривой СОRГИНР,корр.гл. пор.кар.. А именно – выравнивание отношение разницы значений CaSi в водонасыщенных известняке и песчанике к разнице значений СОR в водонасыщенных известняке и песчанике при фиксированной пористости Кп,опор. Процедура проводится по основной палеточной зависимости (рисунки 2.4 и 2.5):

CaSiГИНР,корр.гл.пор.кар.>CaSiГИНР, корр.гл.пор.кар.лит..

и заключается в следующем:

CaSiГИНР,корр.гл.пор.кар.лит.=CaSiГИНР,корр.гл.пор.кар(СОRГИНР,Кп.опор,.песчаник. СОRГИНР,Кп.опор,.известняк.)/(СaSiГИНР,Кп.опор,.песчаник.- СaSiГИНР,Кп.опор,.известняк.).

Соответствующие приращения кривых COR и CaSi, корректированные за глинистость, пористость, карбонатность, приведенные к единой чувствительности к литологии над показаниями COR и CaSi, корректированными за глинистость, карбонатность, приведенные к единой чувствительности к литологии обозначаются соответственно COR и CaSi и определяются следующим образом:

COR= СОRГИНР,корр.гл. пор.кар.-CORГИНР,опор.,корр.гл.кар., CaSi= CaSiГИНР,корр.гл.пор.кар.лит.- CaSiГИНР,опор.,корр.гл.кар.лит., где CORГИНР,опор.,корр.гл.кар и CaSiГИНР,опор.,корр.гл.кар.лит – значения кривых CORГИНР и CaSiГИНР в опорном пласте, корректированные за глинистость и карбонатность, приведенные к единой чувствительности к литологии.

Искомая текущая нефтенасыщенность Кн в рассматриваемом случае определяется:

где FCOR – функция, описывающая различия значений CORГИНР в нефте- и водонасыщенных коллекторах при соответствующих пористости и содержании примесей карбонатов. Применительно к аппаратуре АИМС функцию FCOR можно выразить следующим образом:

где А и В – константы; G(COR) – показатель контрастности основного интерпретационного параметра CORГИНР, определяемый при градуировке аппаратуры в водо- и нефтенасыщенных моделях.

2.2 Изучение влияния технологических факторов на оценку нефтенасыщенности Для наполнения предлагаемой методики конкретными поправочными зависимостями был проведен ряд экспериментов. Были исследованы погрешности, обусловленные:

– вычитанием фонового спектра из суммарного зарегистрированного – нестабильностью энергетической шкалы спектрометрического тракта, нестабильностью энергетического разрешения и неточного определения положения спектра на энергетической шкале;

– влиянием изменения нейтронного выхода генератора;

– влиянием неточного определения технологических параметров ближней зоны (диаметра скважины, плотности и состава цемента и др.);

– влиянием ошибок определения геологических характеристик пласта (минерализации пластовых вод, пористости и др.) Для оценки устойчивости предлагаемой методики приводится сравнение полученных погрешностей с погрешностями, присущими традиционной методике расчета текущей нефтенасыщенности, основанной на использовании в качестве компенсационной литологической кривой параметр CaSiГИРЗ.

Оптимальные параметры энергетических окон для интегрирования спектров каждого конкретного элемента выбирались по результатам физического и математического моделирования. Основными критериями, служащими для принятия решения при проведении расчетов и натурных измерений были: сходимость основных и повторных замеров при фиксированном времени измерения и выходе нейтронного генератора; максимальная чувствительность результирующего параметра к нефтенасыщенности и его минимальная чувствительность к минерализации пластовой воды. В таблице 2.1 приведены значения энергетических окон для различных элементов в спектрах ГИНР и ГИРЗ.

Таблица 2.1 – Границы энергетических окон углерода, кислорода, кальция и кремния в спектре ГИНР Левая граница энергетического Правая граница энергетического Элемент Математическое моделирование проводилось с помощью метода МонтеКарло, реализованного в пакетах программ MCNP4 и MCNP5 (Приложение 1), адаптированных к особенностям решения поставленной задачи. На рисунке 2. показана геометрия скважинного прибора, принятая в численных расчетах.

Рисунок 2.1 – Геометрия скважинного прибора для численного При проведении расчетов была взята 256-канальная энергетическая шкала спектрометра, практически единственная, используемая в зарубежной аппаратуре углеродно-кислородного каротажа с применением сцинтилляционных детекторов. Сцинтилляционный детектор BGO размером 56*200 мм с энергетическим разрешением по линии Cs137 11%. Экспериментальные исследования выполнялись с помощью моделей ВНИИЯГГ (г. Раменское) и “Тюменьпромгеофизики” (г. Мегион). Вследствие того, что существующие модели не воспроизводят необходимого разнообразия геолого-технологических условий каротажа, результаты физического моделирования рассматривались как “опорные” для оценки достоверности математического моделирования.

2.2.1 Ошибки, связанные с вычитанием фонового спектра Спектры ГИНР, являющиеся основой расчета нефтенасыщенности, не регистрируются непосредственно скважинной аппаратурой – их рассчитывают вычитанием из спектров, зарегистрированных в момент излучения генератора нейтронов, фоновых спектров. Очевидно, что корректность проводимых операций влияет на точность определения нефтенасыщенности. На рисунке 2.2 приведены спектры ГИРЗ, зарегистрированные в терригенном коллекторе в обсаженной скважине во временных окнах по 20 мкс с задержкой после нейтронной вспышки Т1=20 мкс и Т2=60 мкс. Видно, что отношение интенсивности ГИРЗ в пиках полного поглощения от ядер железа (7,63 и 7,65 МэВ) и водорода (2,23 МэВ) со временем изменилось.

Спектр 1 – задержка 20 мкс, спектр 2 – задержка 60 мкс.

Рисунок 2.2 – Пример изменения относительной интенсивности ГИРЗ тепловых нейтронов на различных временных задержках от момента Это различие объясняется тем, что “эффективные” зоны нахождения излучающих ядер железа и водорода расположены на различных расстояниях от зонда прибора. Железо содержится в расположенной в непосредственной близости стальной обсадной колонне, водород, благодаря вытеснению скважинной жидкости (т.н. вытеснителем, расположенным на корпусе скважинного прибора) в основном находится в исследуемом пласте. В ходе диффузии тепловых нейтронов и их поглощения ядрами окружающей среды, вклад в регистрируемый спектр ГИРЗ от ближней и дальней зон изменяется. Выбор временного окна фонового спектра при прочих равных условиях способен внести изменения в конечный результат определения нефтенасыщенности. Для большей наглядности методами математического моделирования были рассчитаны спектры ГИРЗ на задержках 100 мкс и 800 мкс на модели водонасыщенного песчаника с пористостью 37 %, скважина диаметром 196 мм обсажена стальной колонной внешним диаметром 168 мм и толщиной стенки 9 мм, без цемента. Результаты расчета приведены на рисунке 2.3. Здесь спектры прономированы по интенсивности регистрации линии водорода (2,23 МэВ), имеющего наиболее равномерное распределение вокруг прибора. Хорошо заметно относительное уменьшение вклада излучения железа (7,63 и 7,65 МэВ) и увеличение вклада кремния (4,93 МэВ).

Спектр 1 – задержка 100 мкс, спектр 2 – задержка 800 мкс. Спектры рассчитаны методом численного моделирования Рисунок 2.3 – Пример изменения относительной интенсивности ГИРЗ тепловых нейтронов на различных временных задержках от момента В таблице 2.2 приведено влияние точности вычитания захватного спектра на погрешность определения нефтенасыщенности песчаника относительно “идеального” варианта с точным определением спектра ГИНР, принятого за базовый (выделен жирным шрифтом) при влиянии такого дестабилизирующего фактора, как неконтролируемое смещение энергетическо йшкалы. Как следует из приведенных данных, при использовании в качестве компенсационной литологической кривой отношение CаSiГИНР требования к точности операции выделения спектров ГИНР ниже требований в случае использования аналогичной кривой CаSiГИРЗ. Также следует заметить, что перевычитание фонового спектра приводит к большей погрешности оценки нефтенасыщенности, чем его недовычитание.

Таблица 2.2 Ошибки, связанные с вычитанием фонового спектра, нестабильностью энергетической шкалы и энергетического разрешения Доля спектра Смещение энер- Погрешность определения ГИРЗ в “очи- гетической шка- нефтенасыщенности,% 2.2.2 Ошибки, связанные с нестабильностью энергетической шкалы и энергетического разрешения Расчет текущей нефтенасыщенности и её точность определяются стабильностью и точностью работы спектрометрического тракта аппаратуры, точностью определения энергетического эквивалента каждого амплитудного канала зарегистрированного спектра. В таблице 2.3 приведены абсолютные погрешности (%) определения нефтенасыщенности песчаника при неконтролируемом изменении разрешения детектора относительно базового значения в 10 % и смещении энергетической шкалы для методик, использующих в качестве литологических кривые CаSiГИНР и CаSiГИРЗ (базовые значения выделены жирным шрифтом).