microbik.ru
  1 2 3 ... 15 16

1.ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ

АППАРАТУРЫ И МЕТОДИКИ ИНКГС


В 1947-51 г. коллективом авторов (О.А Барсуков, Д.С. Беспалов, С.А. Кантор, Ю.С. Шимелевич) под руководством чл.-корр. АН СССР Г.Н.Флерова и Б.Г. Ерозолимского была разработана и опробована аппаратура нейтронного гамма-метода, разработаны основы её интерпретации [15, 16. В 1959 г. разработан и испытан в скважинах нефтяных месторождений Башкирии и Татарии первый вариант импульсного генератора нейтронов (Д.Ф. Беспалов, Г.Н. Флеров, В.Г. Ерозолимский, Ю.С. Шимелевич). В процессе развития ИНК была показана его высокая эффективность для определения интервалов обводнения пластов в обсаженных скважинах при значительно меньшей минерализации пластовых вод и меньшей пористости коллектора, чем для стационарных нейтронных методов. В настоящее время выполнены значительные теоретические и экспериментальные исследования, в результате которых выяснены основные зависимости показаний ИНК от характера насыщения пласта, выявлены и оценены основные факторы, влияющие на результаты измерений [7, 10,15, 16].

Аппаратура ИНК интегрального типа регистрирует временной спектр затухания потока тепловых нейтронов (модификация ИННК) или временной спектр затухания вторичного гамма-излучения, возникающего при захвате тепловых нейтронов (модификация ИНГК). Методы ИНК позволяют проводить литологическое расчленение разрезов скважин и исследования коллекторских свойств пластов. Дифференциация пород, определение нефтенасыщенности и пористости осуществляется по основным нейтронным параметрам  среднему времени жизни и коэффициенту диффузии тепловых нейтронов. Как известно, нефть и пресная вода обладают близкими значениями времени жизни тепловых нейтронов ( н = 206 мкс, в = 204 мкс), но с увеличением концентрации NaCl, в пластовых водах до 50 г/л среднее время жизни нейтронов в воде уменьшается до 100 мкс [16], на этом различии нейтронных параметров основаны методики определения нефтенасыщенности интегральными ИНК. Оценка коэффициента нефтенасыщенности Кн пластов интегральными импульсными методами возможна, по оценкам различных авторов, при выполнении следующих условий:

  • минерализация пластовой воды не менее 3070 г/л NaCl; с уменьшением минерализации вод точность определения Кн уменьшается;

  • отсутствие зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости и восстановление минерализации пластовой воды в этой зоне до первоначального или до известного значения.

Уровень минерализации пластовой воды по NaCl является определяющим фактором достоверной оценки насыщенности пластов. По данным различных источников определение Кн методами ИНК осуществляется при Кп=1015 % (если Св=200÷250 г/л NaCl) и Кп=1520 % (если Св=100÷150 г/л NaCl). В неглинистых высокопористых коллекторах оценка Кн возможна при минерализации Св=30÷70 г/л NaCl.

В настоящее время Западная Сибирь остаётся ведущим нефтедобывающим регионом России, её доля добычи в годовой добыче нефти страны составляет 70%. Известно, что минерализация пластовых вод этого региона меняется от 15 до 24 г/л. В связи с низкой эффективностью, трудоёмкостью и дороговизной были прекращены многолетние попытки по внедрению интегрального метода ИНК по оценке нефтенасыщенности пластов.

Мировой опыт показывает, что одним из перспективных методов контроля процесса выработки коллектора на месторождениях с пресными и слабоминерализованными пластовыми водами, является применение спектрометрической модификации (ИНГКС), который направлен на изучение вещественного состава пласта и насыщающей его жидкости независимо от минерализации пластовых вод.

Ещё в 1971 г. были опубликованы первые результаты скважинных исследований, выполненных российскими геофизиками методом неупругого рассеяния с источником нейтронов более 6 МэВ с применением сцинтиляционного детектора NaI(Tl), в 70-х годах группой Миллера В.В. (ВНИИЯГГ) начались работы по созданию современного российского импульсного генератора нейтронов с применением полупроводникового гамма-спектрометра. Однако в 80-х годах обозначилась тенденция отставания российской геофизики в области разработки и использования аппаратуры ИНК от крупнейших западных геофизических компаний 24, 25, 45, 59. В 1994 г. в НПГП "ГЕРС ", под руководством д.т.н. Хаматдинова Р.Т., коллективом авторов: Черменский В.Г., Велижанин В.А., Бортасевич В.С. и др. были начаты работы по созданию программно-управляемой аппаратуры радиоактивного каротажа нового поколения: АИНК-42ТМ, ИНГКС (углеродно-кислородный каротаж). Создание аппаратуры спектрометрии импульсного нейтронного гамма-каротажа стало возможным благодаря серийному выпуску надёжных нейтронных трубок малого диаметра, а также высокочастотных генераторов нейтронов коллективом авторов ВНИИ Автоматики Минатома России, под руководством д.т.н. Бармакова Ю.Н., (Боголюбов Е.П., Хасаев Т.О, и др.).

Ведущие геофизические фирмы Запада для аппаратуры ИНК используют нейтронные генераторы на высокочастотной нейтронной трубке с источником Пеннинга. Данный тип нейтронных трубок наиболее приспособлен для проведения измерений времени жизни тепловых нейтронов. Однако, режим работы, при частоте излучателя нейтронов 4001400 Гц и длительности нейтронного импульса 20100 мкс, не может обеспечить достаточно уверенную и производительную спектрометрию гамма-излучения неупругого рассеяния нейтронов.

Одним из наиболее динамично развивающихся методов, позволяющим оценивать насыщенность пород независимо от минерализации пластовых вод является спектрометрия гамма-излучения неупругого рассеяния и радиационного захвата нейтронов (ИНГКС), с использованием высокочастотного (1020 кГц) импульсного генератора быстрых нейтронов (14 МэВ). Данная аппаратура, реализующая методику углеродно-кислородного (С/O)-каротажа, успешно применяется ведущими зарубежными геофизическими фирмами Shlumberger, Halliburton, Western Atlas, Computalog и др., на различных нефтяных месторождениях мира [4, 5]. Аппаратура ИНГКС обеспечивает количественную оценку пласта в тех случаях, когда минерализация пластовых вод переменна или слишком низка для использования интегральных методов ИННК и ИНГК.

При контроле за разработкой нефтегазовых месторождений применение данного метода позволяет решать следующие геолого-промысловые задачи: отслеживание продвижения водонефтяного (ВНК) и газожидкостного (ГЖК) контактов и закачиваемых вод в неперфорированных пластах, оценка степени заводнения перфорированных пластов. При контроле испытаний в колонне  локализация притока и установление характера насыщения приточных прослоев в перфорированном пласте. Кроме этого, подтверждена перспективность изучения разрезов скважин старого фонда методами ИНГКС с целью выявления и оценки пропущенных залежей 6, 11.

Сущность метода ИНГКС заключается в следующем. При облучении горных пород быстрыми нейтронами (14 МэВ) в результате взаимодействия последних с ядрами горных пород возникает вторичное гамма-излучение, подразделяющееся на три основных типа:

  • гамма-излучение неупругого рассеяния (ГИНР);

  • гамма-излучение радиационного захвата (ГИРЗ);

  • гамма-излучение наведенной активности (ГИНА).

Энергия гамма-излучения, возникающего в результате этих взаимодействий, характерна для каждого элемента. Так в результате неупругого рассеяния на ядрах углерода (С) образуется ГИНР с энергий 4.43 МэВ, на ядрах кислорода  6.13 МэВ. Причем количество гамма-квантов, зарегистрированных детектором в определенных энергетических областях, пропорционально концентрации элементов, испускающих данные гамма-кванты.


<< предыдущая страница   следующая страница >>