Определение пористости карбонатных коллекторов по данным нейтронного каротажа

Для определения пористости в карбонатных пластах-коллекторах при подсчёте запасов углеводородного сырья наиболее часто используются две модификации нейтронного каротажа (НК): НГК – нейтронный гамма-каротаж и ННКт – ней-трон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам. Показания нейтронного каротажа зависят в основном от содержания водорода в скелете горной породы. Некоторое влияние оказывают химический состав и плотность скелета породы, диаметр скважины, наличие глинистой корки на стенках скважины, литологический состав породы, термобарические условия и т.д. Влияние этих факторов незначительно и практически не требует внесения поправок в показания НК. Наибольшее влияние оказывает минерализация скважинной жидкости (См) из-за присутствия хлора с аномальным сечением поглощения нейтронов в буровом растворе и в прилегающих к скважине частях пласта-коллектора. Необходимость введения по- пористость, карбонатные коллекторы.

правки за минерализацию наблюдается лишь в случаях, когда С м составляет 20 г/л и более (минерализация скважинной жидкости принимается равной средней минерализации смеси фильтрата бурового раствора и пластовых флюидов).

Надёжное определение пористости требует использования двойного разностного параметра Δ J НК :

л т пл min max min

Δ J НК = ( J НК – J НК )/( J НК – J НК ) и проведения измерений против двух опорных пластов с известными свойствами ( J НК^min и J НК^max ) и против пласта-коллектора J НК ^пл . В качестве опорных горизонтов принимаются показания НК против плотных карбонатных пород (непроницаемых известняков и доломитов) интенсивностью J НК^max , например, против известняков башкирского и турнейского ярусов и показания НК против глинистых пород интенсивностью J НК^min , например, против глинистых пород верейского и тульского горизонтов.

Определение пористости по НГК

Для получения значения Δ J НГК используют по аналогии вышеприведённую формулу

Δ J НГК = ( J НГК ^пл – J НГК^min )/( J НГК^max – min

J НГК ).

При проведении НГК регистрируется сумма собственного нейтронного гамма-излучения и естественного фона по ГК. Поэтому во все эти суммарные величины вводятся поправки на глинистость с кривой ГК с учётом аппаратурного коэффициента k путём их вычитания из показаний НГК [1]. При использовании радиока-ротажной аппаратуры с ламповыми счетчиками k = 0,625, со сцинтилляционными счетчиками k = 0,3 (аппаратура ДРСТ-1) или k = 0,2 (аппаратура ДРСТ-3).

Для определения K п по НГК используют зависимость Δ J НГК = f ( K п ), построенную по данным керновых исследований для изучаемого месторождения.

Определение пористости по ННКт

При определении Kп по диаграммам ННКт используется методика интерпретационного обеспечения аппаратуры радиоактивного каротажа РКС-3, основанная на применении зависимости показаний ННКт, составленных по результатам замеров на моделях пластов, от пористости пород по керну. По этой методике интерпретируют не саму кривую ННКт, а кривую водородо-содержания W (кривую пористости на диа- грамме ННКт) с последующим учётом ряда поправок.

Существенным недостатком такой оценки пористости является игнорирование промыслово-геофизических особенностей горных пород, отвечающих конкретному геологическому объекту. Она ориентирована на некую усреднённую (универсальную для любых отложений) модель пласта.

Для получения более достоверных значений K п необходимо использовать результаты анализа керна по конкретному месторождению. Поэтому была рассмотрена возможность использования единой зависимости Δ J НК = f( K п ) для определения пористости по величинам двойного разностного параметра, установленного как по диаграммам НГК, так и по диаграммам ННКт. Принятие таких мер диктовалось и тем, что при подсчёте запасов нефти и газа какого-либо месторождения обычно присутствуют как диаграммы НГК (старый фонд скважин), так и диаграммы ННКт новых скважин. В связи с этим была предпринята попытка сопоставить значения Δ J НК , определённые для одних и тех же пластов-коллекторов по ряду скважин месторождений Пермского Прикамья как по НГК, так и по ННКт. Так как при ННКт фон ГК практически равен нулю (в отличие от НГК), значения Δ J ННКт уточнялись лишь за счёт введения поправки δ Δ J ННКт за минерализацию скважинной жидкости.

Таблица 1. Пример определения поправок δ Δ J ННКт за минерализацию скважинной жидкости для башкирских карбонатных отложений Шумовского месторождения

ρ ф , ом∙м	с м , г/л	Для K п ( W рег ) = 10%				Для K п ( W рег ) = 20%
		K исп п% ,	∆ K п , %	Δ J ННКт испр	δ Δ J ННКт	K исп п% ,	∆ K п , %	Δ J ННКт испр	δ Δ J ННКт
-	0	10,0	0	0,480	0	20,00	0	0,241	0
0,33	20	9,7	0,30	0,490	0,010	19,58	0,42	0,248	0,007
0,15	50	9,4	0,60	0,500	0,020	19,18	0,82	0,255	0,014
0,08	100	8,93	1,07	0.517	0,037	18,46	1,54	0,268	0,027
0,06	150	8,46	1,54	0,534	0,054	17,82	2,18	0,280	0,039
0,05	200	8,03	1,97	0,550	0,070	17,17	2,83	0,293	0,052

Рис.1. Палетка для введения поправок за минерализацию скважинной жидкости в показания ННКт для башкирских карбонатных отложений Шумовского месторождения

Рис. 2. Сопоставление результатов определения пористости карбонатных коллекторов по диаграммам НГК и ННКт (скв. 41, Чайковская площадь, линии опорных пластов проведены с учётом влияния минерализации скважинной жидкости и фона естественного гамма-излучения; для оперативного снятия показаний Δ J НК применялась масштабная линейка, разбитая в долях двойного разностного параметра от 0 до 1)

Величина её определялась по номограмме для фиксированных значений С м или ρ ф по кривой регистрируемой W рег . По разности W рег – K п определяют величину изменения пористости ∆ K п и соответствующую ей поправку δ Δ J ННКт (см. таблицу).

На основе таблицы была построена палетка (см. рис.1), обеспечивающая удобство при определении поправок на практике. Например, при интерпретации диаграммы ННКт в скважине, пробуренной на солёном растворе с удельным сопротивлением 0,08 Ом∙м (что соответствует минерализации скважинной жидкости 100 г/л), для пласта-коллектора с Δ J ННКт = 0,27 величина поправки δ Δ J ННКт = 0,03. Отсюда исправленное значение Δ J ННКт^испр. = 0,30, что соответствует определённому значению пористости по зависимости Δ J НК = f( K п ) для конкретного месторождения (в частности, для Шумовского месторождения с зависимостью K п = – 33,4 lg Δ J НК – 0,64 K п = 16,8 %).

Установлено, что значения Δ J НК , определённые по НГК и ННКт, практически совпадают (см. рис.2).

Выводы

• 1.    Доказана возможность использования зависимости Δ J НК = f ( K п ) в качестве единой зависимости определения пористости по диаграммам НГК и ННКт.

• 2.    Предлагаемая методика использования единой зависимости позволяет более объективно и достоверно оценивать пористость карбонатных коллекторов при подсчёте запасов углеводородного сырья.