Определение пористости по данным нейтронного каротажа

Одна из основных задач, решаемых с помощью нейтронного метода, - определение коэффициента пористости Кп пород.

В осадочных горных породах, поры которых насыщены водой или водой, нефтью и газом, общее содержание водорода оценивается водородным индексом, который равен отношению объемной концентрации атома водорода в данной среде к его концентрации в пресной воде при нормальных условиях. В горных породах эту величину именуют эквивалентной влажностью W. Таким образом, водородный индекс для пресной воды W_В=1. Объемная атомная концентрация водорода в нефтях близка к характеристике воды. Поэтому эквивалентная влажность нефти

W_Н ≈W_В=1

Водородный индекс чистых, не содержащих химически связанной воды пород, насыщенных водой или нефтью с водой

W_НП ≈W_ВП=Кп×W_В=Кп (6.13)

Поэтому эквивалентная влажность или водородный индекс чистых пород численно равен их пористости.

Для газонасыщенных пород:

W_ГП =(К_В×W_В+К_Н×W_Н+К_Г×W_Г) ×Кп=(К_В+Кн) ×Кп+К_Г×WГ×Кп (6.14)

Поскольку за счёт низкой плотности газа по сравнению с водой и нефтью W_Г<W_Н ≈W_В, эквивалентная влажность газонасыщенных коллекторов меньше, чем водо- и нефтенасыщенных.

В глинистых коллекторах, скелет которых содержит кристаллизационную W_СВ (химически связанную) воду:

W_НП ≈W_ВП=Кп+К_ГЛ×W_СВ (6.15)

К таким же породам относится гипс. В Таблица 5 приведены примеры минералов и пород с различным содержанием связанной воды.

 

Таблица 5. Содержание связанной воды в некоторых минералах и породах

 

Распространенные методы определения Кп основаны на существовании связей между показаниями нейтронного каротажа и водородосодержанием среды W. Они изучены главным образом путем натурного моделирования и представлены в виде основных зависимостей вида Ln(Кп)=f(I) для конкретных типов аппаратуры и определенного литотипа (как правило, чистого кальцита) (Рисунок 46). Часто пользуются обратными показаниями 1/I, так как их зависимость от Кп близка к линейной в широком диапазоне изменения Кп.

Рисунок 46. Зависимости Jnk=f(w) для известняков, шифр кривых - Dc, мм [14]

Факторы, влияющие на отклонение изучаемой в скважине интенсивности излучения от стандартной, делятся на 2 группы. К первой относится влияние скважинных условий: диаметр скважины, плотность бурового раствора, толщина глинистой корки, хлоросодержание бурового раствора, пластовой воды и т.д. Ко второй группе относятся петрофизические факторы: содержание минералов с большим количеством связанной воды (содержание глины, гипса); отличие химического состава скелета пород от сред, в которых произведено моделирование; изменение плотности и газосодержания пород; влияния температуры и давления и пр. Все эти факторы должны учитываться при интерпретации.

Коэффициент пористости горных пород определяют нейтронными методами в тех случаях, когда поровое пространство породы заполнено водой, нефтью или газом с известным водородным индексом, известны содержание кристаллизационной и гигроскопически связанной воды в твердой части породы и ее водородный индекс. Связанная вода содержится в наибольших количествах в глинистых минералах, и так как водородный эквивалент скелетной составляющей невелик, то нейтронными методами наиболее точно определяется коэффициент пористости неглинистых пород.

Преимущества нейтронного метода определения коэффициента пористости – почти полное отсутствие влияния структуры горных пород, возможность использования его как в водоносных, так и нефтеносных пластах, в обсаженных трубами скважинах. К недостаткам следует отнести заметное влияние скважинных факторов и литологии пластов. Учесть эти факторы бывает иногда трудно из-за неполноты информации о них, а в некоторых случаях – из-за недостаточной точности соответствующих номограмм. В ряде случаев интерпретатор не в состоянии заметить присутствие искажающих факторов, поскольку комплекс геофизических методов к ним слабо чувствителен. Это относится, например, к составу твердого скелета, в частности к содержанию гипса, вносящего большие искажения в результаты интерпретации данных нейтронных методов.

Результатом обработки материалов НК является кажущийся водородный индекс горной породы (W) с учетом всех технических условий измерений (или кажущийся коэффициент пористости по данным нейтронного каротажа Кп(НК). Его соотношение с истинной пористостью можно записать в следующем виде [4, 9]:

W = Кп ×W_ЗП + Кгл×W_СВ+∆W_ПЛ, (6.16)

где - W_ЗП-водородный индекс флюида в зоне проникновения. Водородным индексом W (в геофизике) называют отношение содержания атомов водорода в изучаемом объекте к содержанию атомов водорода в дистиллированной воде. Например, для метана (формула СН4) он будет записан в следующем виде:

, (6.17)

где С_Н^СН4, С_Н^Н2О массовая доля атомов водорода в молекулах метана и воды, соответственно;

d_СН4, d_Н2О плотность метана и воды, соответственно.

W_СВ –водородный индекс воды, связанной с глинистыми минералами. Кп на образцах керна определяют при высушивании образца до постоянной массы при температуре 105°С и насыщении керосином (метод Преображенского) [6]. Тогда под W_СВ следует понимать количество воды W_X, сохраняющейся в составе глинистых минералов при 105°С. Это обеспечивает взаимное соответствие величин Кп, определенных на образцах и по данным НК.

∆W_ПЛ – поправка, которую необходимо ввести в Кп(НК) для учета расхождения плотности изучаемой породы и калибровочных моделей. Калибровка НК производится по карбонатным моделям с плотностью твердой фазы равной 2.71 г/см³ и заполнением порового пространства водой. При изучении разрезов нефтяных и газовых скважин в поровом пространстве может быть газ, плотность, которого значительно ниже плотности воды, а в состав твердой фазы входят глинистые минералы, которые при плотности близкой к плотности кальцита (2.71 г/см³) содержат в своем составе химически связанную воду.

Разность плотностей эталонных моделей и изучаемых отложений (∆d) можно записать как[8]:

∆d = Кгл×∆_ГЛ – Кп×(1-Кв_ЗП) ∆_НГ (6.18)

где ∆_ГЛ, ∆_НГ – расхождение плотностей глинистых минералов и углеводородов от 2.71 г/см³; Кв_ЗП – содержание воды в поровом пространстве в зоне проникновения.

∆_ГЛ = d_ГЛ - W_Х × d_В - d_СК × (1 - W_Х) (6.19)

∆_НГ = d_СК - W_НГ × (d_СК - d_В) - d_НГ (6.20)

где d_СК, d_ГЛ, d_В, d_НГ – значения плотности скелета породы, минеральной плотности глинистого материала, пластовой воды и углеводородов; W_НГ – водородный индекс углеводородов.

С учетом вышесказанного, уравнение необходимо переписать:

W=Кп [(Кв_ЗП×W_ВЗП+W_НГ×(1-Кв_ЗП)]+W_Х×Кгл+B×Кп(НК) × [Кгл×∆_ГЛ–Кп×(1-Кв_ЗП) ×∆_НГ] (6.21)

Коэффициент B – является константой для конкретного типа прибора [8]. Он равен 1 для приборов нейтрон-нейтронного каротажа и 0.7 для нейтрон-гамма каротажа [8]

Для определения Кп по данным НК необходимо заменить Кгл на Сгл и преобразовать последнее уравнение относительно Кп.

(6.22)

ЗАДАЧА «Определение коэффициента пористости по данным НГК»

1. Найти опорные пласты для расчета водородосодержания – глину и известняк – по комплексу методов ГИС.

2. Снять показания нейтронного метода в опорных пластах: НК_ГЛ в глине и НК_ИЗВ в известняке. Водородосодержание в глине принять равным 0.27, в известняке – 0.05.

3. Рассчитать обратные показания нейтронного метода в опорных пластах: А=1/НК_ГЛ и В=1/НК_ИЗВ (Таблица 6).

Таблица 6 Параметры для калибровки показаний НГК

Обратные показания НК	Водородосодержание в опорных пластах, д.е.
А=	1/НКГЛ	WГЛ=	0.27
В=	1/НКИЗВ	WИЗВ=	0.05
	X		Y

4. Вынести точки на график: по оси X – обратные показания НК, по оси Y – значение водородосодержания в опорных пластах (Рисунок 47).

Рисунок 47. Нанесение точек по опорным пластам на график зависимости водородосодержания от обратных показаний нейтронного каротажа

5. По этим двум точкам построить линейную зависимость (Рисунок 48).

6. Рассчитать водородосодержание W в интервале всего разреза по полученной линейной зависимости.

7. Рассчитать пористость в коллекторе по формуле:

, (6.23)

где W_ГЛ – водородный индекс глин. Водородный индекс глин рассчитать для состава: 45% каолинит, 30% гидрослюда (гидромусковит), 25% хлорита.

 

Рисунок 48. Построение зависимости водородосодержания от обратных показаний нейтронного каротажа по двум точкам