Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Интерпретационно-алгоритмическое обеспечение гамма-спектрометрии нефтегазовых скважин

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Интерпретационно-алгоритмическое обеспечение гамма-спектрометрии нефтегазовых скважин"

»м и

V; .1

ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА ИМ. И.М.ГУбКИНА

На правах рукописи УДК 550.832

ЛАЗУТКИНА Наталья Евгеньевна

ИНТЕРПРЕТАЦИОННО-АЛГОРИТМИЧЕСКОЕ ОбЕСПЕЧЕНИЕ ГАММА-СПЕКТРОМЕТРИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Специаотность 04.00.12 --геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 1993

Работа выполнена на кафедре промысловой геофизики в Российской Академии нефти и газа имени И.М.Губкина

Научный руководитель: доктор физико-математических

наук, профессор КОЖЕВНИКОВ Д.А.

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических

наук, профессор ГОТТИХ Р.П. (ВНИИГеосистем)

кандидат физико-математических наук ГОРБАТЮК О.В. (ВНИИЯГГ)

Ведущее предприятие: Центральная Геофизическая Экспедиция

Защита диссертации состоится "25" января 1994 года в 15час. на заседании специализированного совета Д.053.27.08 при Российской академии нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу: 117917 г.Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке академии. Автореферат разослан декабря 1993 г.

Ученый секретарь Специализированного Совета, кандидат геолого-минералогических наук,

(г.Москва)

доцент

- з -

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Метол спектрометрии естественного гамма-излучения (ГМ-С) существенно расширил возможности изучения состава, строения и генезиса горных пород. Высокая петрофиэичес-кая информативность ГМ-С обусловлена возможностью идентификации отдельных минералов (в особенности глинистых), отличающихся по содержаниям естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ), и определения их содержаний в горных породах. В условиях полиминерального состава глинистого' цемента или при наличии обогащенного ураном органического вещества, и (или), если в разрезе наряду с глинами присутствуют калиевые полевые влёты, и во многих других случаях информация о глинистости в принципе не может быть получена без данных о природе естественной радиоактивности горных пород.

Для коллекторов нефти и газа, характеризующихся кларковыми уровнями содержаний ЕРЭ, особо остро стоит вопрос о повышении точности определения содержаний калия, урана и тория и исследовании порогов чувствительности скважинной аппаратуры в различных геолого-технических условиях.

Однако, информация о содержаниях ЕРЭ, как важнейших геохимических индикаторах условий осадко- и минералообрагования особенно ценна для повышения геологической информативности и точности комплексной интерпретации данных ГИС. Поэтому наряду с проблемой индивидуальной интерпретации данных ГМ-С стоит и проблема разработки методики интерпретации данных ГМ-С в комплексе ГИС.

Разработка этих проблем обусловила необходимость исследования и усовершенствования интерпретационно-алгоритмического' обеспечения ГМ-С как при индивидуальной, так и при комплексной интерпретации.

Цель работы. Исследование, усовершенствование и внедрение алгоритмического, метрологического и петрофизического обеспечения гамма-спектрометрии нефтегазовых скважин для повышения эффективности использования данных ГМ-С в комплексе ГИС при решении задач нефтегазовой геологии.

Основные задачи работы:

1. Разработка алгоритмов решения прямых и обратных задач гамма-спектрометрии в нефтегазовых скважинах на основе интерпретационной модели ГМ-С.

2. Анализ погрешностей определения массовых содержаний ЕРЭ. Исследование порогов чувствительности метода гамма-спектрометрии горных пород при определении содержаний ЕРЭ в нефтегазовых скважинах.

3. Разработка методик определения и исследование метрологических характеристик спектрометрической аппаратуры по данным измерений в базовых и полевых условиях.

4. Исследование геолого-петрофизической информативности ГМ-С в комплексе ГИС при решении вадач нефтегазовой геологии.

Научная новизна.

1. Усовершенствован алгоритм интерпретации данных ГМ-С в направлении более точного определения фоновых компонент на основе конструирования "фонового" пласта.

2. Использование в модуле индивидуальной интерпретации данных ГМ-С процедуры классификации пластов по содержаниям К, и, Т(1 позволило усовершенствовать методы решения некоторых геологических задачи без привлечения других методов ГИС.

3. Разработана методика использования ПКУ для определения метрологических характеристик скважинных спектрометров в полевых условиях.

4. Построен алгоритм, реализующий решение прямых задач ГМ-С для получения эталонной информации и метрологической аттестации методики выполнения измерений (МВИ) ГМ-С для оценки влияния геолого-технических условий измерений на показания аппаратуры. Изучены погрешности результатов определения содержаний ЕРЭ и порог* чувствительности скважинной аппаратуры в широком диапазоне геолого-технических условий измерений.

5. На конкретных примерах показаны возможности определена емкостных свойств терригенных и карбонатных отложений, содержанш глинистых минералов и выявления петрофизических связей на основ« петрофизической интерпретации данных ГМ-С в комплексе методо! ГИС.' : '

Основные защищаемые положения и результаты:

1. Алгоритмическая обработка на основе интерпретационно] модели ГМ-С с использованием новой метрологической характеристик] аппаратуры - радиальной чувствительности - обеспечивает возмож

ность стандартизации скважинных приборов по конечным результатам интерпретации. Методика индивидуальной интерпретации, использующая классификацию пластов по содержаниям ЕРЭ, позволяет решать некоторые геологические задачи только по данный ГМ-С

2. Методика оценки влияния геолого-технических условий измерений на результаты определения содержаний ЕРЭ и определения порогов чувствительности аппаратуры в различных геолого-технических условиях измерений.

3. Методика определения метрологических характеристик аппаратуры ГМ-С по данным измерений в ПКУ обеспечивает высокую точность бескернового определения содержаний ЕРЭ на основе использования полученных параметров при алгоритмической интерпретации данных ГМ-С.

4. Разработанная методика петрофизической интерпретации данных ГМ-С в комплексе ГИС обеспечивает детальный компонентный анализ отложений, на основе которого решаются следующие геологические задачи: количественное определение пористости, глинистости, углистости, содержания полевых шпатов и др.; литологическое расчленение разрезов; определение основных глинистых минералов; выявление геохимических и геологических закономерностей, присущих изучаемому разрезу; выделение коллекторов.

Практическая ценность работы.

Создано программное обеспечение для интерпретации данных ГМ-С в обсаженных и необсаженных скважинах.

Создан программный комплекс для аттестации ШИ ГМ-С х проведена аттестация МВИ ГМ-С.

Разработана методика и алгоритм определения метрологических характеристик по данным измерений в ПКУ. Исследованы метрологические характеристики аппаратур типа "Спектр" и СГСЛ-6-М с кристаллами Разработан алгоритм определения порогов чувствительности скважинной аппаратуры для различных геолого-технологических условий измерений.

Выполнена интерпретация данных ГМ-С месторождений Варктнавс-кой пл.Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, Ловинского и Талинского месторождений Зап.Сибири и других. Показана высокая информативность и эффективность количественной петрофизической интерпретации данных ГМ-С в комплексе ГИС в отложениях сложного

литологического состава.

Алпробация результатов работы.

Усовершенствованный алгоритм интерпретации данных ГМ-С реализован в программном обеспечении ГМ-С. внедренном в системы ИН-ГИС (ЦГЭ), АРМ ГИС (ВНИИГеосистем); испольвуется в Поморской Геофизической экспедиции.

Полученные метрологические характеристики аппаратуры "Спектр" включены в базы данных информационного обеспечения системы АРМ ГИС.

Результаты интерпретации данных ГМ-С включены в отчеты ВНИИ-Геоинформсистем, РФ Вншгеоинформсистем, Поморской геофизической экспедиции, кафедры ГИС (1991-1993г.г.).

Автор принимал участие в работе по международной координационной программе МАГАТЭ "Nuclear techniques ln exploration and exploitation of natural resources: nuclear borehole logging techniques for the détermination of rock characterlstics" (Vienna, IAEA, 1991).

Результаты работы доложены на всесоюзной конференции "Роль молодежи в решении конкретных научно-технических проблем нефтегазового комплекса страны" (Красный курган, 1989 г.) и симпозиуме по ядерным наукам (IEEE Nuclear and Plasma Society, Sar Francisco, 2-6 ноябри 1993), опубликованы в четырех статьях.

Структура и объем работы: работа состоит из введения, тре> глав и заключения; содержит 100 страниц машинописного текста, 4( рисунков, 15 таблиц, библиографию из 75 наименований.

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю, проф. Л-А.Кожевникову, идеи и методики которого лежат в основе исследований.

Большая помощь была оказана автору сотрудниками кафедры ГИС Большое влияние на направление исследований оказали совместна работа и творческие контакты с А.В.Городновым, Т.Ф.Дьяконовой Г.М.Золоевой, В.А.Костериной, Т.Ф.Соколовой, Е.А.Нейманом Н.Н.Михайловым, В.Л.Шагиным, а также Б.Ю.Мельчуком (ВНИИГеосис тем) и А.В.Ильинским (ВНИИЯГГ). Автор приносит глубокую благодар ность им и всем, кто содействовал выполнению этой работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

разработкой техники и методики ГМ-С занимались Г.Б.Варварин, А.П.Грумбков, Ф.Х.Еникеева, П.А.Курочкин, Е.С.Кучурин, С.С.Мухин, Н.И.Нефедова, В.И.Пятахин, Н.Л.Тихомирова, И.М.Хайкович, Р.Т.Ха-матдинов, В.Л.Шашгаш; метрологическим обеспечением ГМ-С и технологией измерений - А.М.Бдюменцев, С.Ю.Головацкий, 0. В.Горбатюк, Ю.А.Гулин. Б.Ю.Мельчук, Б.Э.Мецгер, В.Г.Цейтлин, В.П.Цирульников.

Пока аппаратура ГМ-С создавалась единичными экземплярами в опытно-экспериментальном порядке, отсутствие обоснованной интерпретационной модели не могло повлиять на эффективность использования метода, однако, к началу работ по теме диссертации, когда были созданы все необходимые предпосылки для широкого промышленного применения метода, несовершенство интерпретационно-алгоритмического обеспечения стало тормозом, принципиально ограничивающим результативность ГМ-С. Отсутствовало единое представление об источниках и величинах погрешностей определения содержаний ЕРЭ. В частности, в практике зарубежных компаний применялись палеточные "поправочные" зависимости, не отражающие всего многообразия геолого-технических условий измерений.

В 1985г. Л.А.Кожевниковым была разработана интерпретационная модель ГМ-С с использованием интегральных геометрических факторов отдельных вон в системе прибор-скважина-пласт. Эта интерпретационная модель при определенной метрологической настройке, позволяет реализовать беспоправочную технологию интерпретации данных ГМ-С и с высокой точностью определять содержания ЕРЭ на основе моделирования любых геолого-технологических условий измерений.

Петрофизическая интерпретация данных ГМ-С направлена на использование данных о содержании ЕРЭ в комплексе методов ГИС для определения коллекторских свойств отложений. Последнее представляет собой отдельную проблему, т.к. данные о содержании ЕРЭ в породе информативны относительно всех активных компонент породы. К последним могут относиться глинистые минералы, твердое органическое вещество, калиевые полевые шпаты и др. Метод определения кол-лекторских свойств отложений путем решения систем петрофизических уравнений открывает широкие возможности для изучения состава горных пород при участии в комплексе ГИС спектрометрии естественного гамма-излучения.

К началу исследований были изучены свойства геометрических факторов, разработаны теоретические основы метрологического обеспечения, изучено влияние маховой толщины промежуточных вон системы прибор-скважина пласт, разработан алгоритм интерпретации, показана возможность интерпретации данных ГМ-С в комплексе ГИС (Л.А.Кожевников, Р.Альжеди, В.Л.Шагин). Но, ввиду отсутствия эталонной информации и ограниченности применения ГМ-С, невозможно было оценить точностные характеристики модели. Отсутствие метрологических измерений ограничивало исследования влияния различных факторов на показания аппаратуры. Имелся лишь очень ограниченный опыт петрофизической интерпретации данных ГМ-С в комплексе ГИС.

ГЛАВА 1. Интерпретационно-алгоритмическое обеспечение гамма-спектрометрии нефтегазовых скважин

В главе дан критический анализ методики приведения к стандартным условиям, рассматривается алгоритм решения обратной задачи ГМ-С, основанный на использовании интерпретационной модел» ГМ-С, исследуются метрологические характеристики аппаратуры, необходимые для настройки алгоритма, описываются процедуры их определения и анализ полученных результатов.

Основные ограничения методики приведения к стандартным условиям заключаются в следующем:

1. Для корректного учета влияния изменения массовых толщи; промежуточных зон на показания отдельных каналов по суцествующи палеткам поправочных факторов, из этих показаний предварительна необходимо выделить вклады неодноименных излучателей, которые, свою очередь, зависят от условий измерений и не могут быть опре делены заранее.

2. Вследствие "взаимного влияния каналов" спектрометрическо аппаратуры необходимо учитывать влияние каждого излучателя в про межуточных зонах на показания не только своего "родного" канала но и других каналов. Это условие не может быть реализовано в поп равочной методике приведения к стандартными условиями, т.к. бурс вой раствор всегда содержит частицу выбуренной породы и соотношу ние содержаний ЕРЭ в промежуточных зонах индивидуально в кахдс конкретном случае.

3. Характер и степень влияния активных промежуточных зон 01 ределяется соотношением содержаний излучателей в породе и пром<

жуточных эоиах. Этого в принципе не может учесть методика приведения к стандартным условиям, т.к. эти же величины являются искомыми параметрами.

ИНТЕРПРЕТАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ ГМ-С учитывает вклад различных зон в показания спектрометрической аппаратуры путем использования аппарата геометрических факторов и новых метрологических характеристик аппаратуры радиальной чувствительности и альбедо полупространства.

Для обеспечения сопоставления результатов интерпретации показаний трех каналов и интегрального канала спектрометра, интерпретация показаний последнего проводится в единицах уранового эквивалента (по методике Д.А.Кожевникова).

АЛГОРИТМ РЕШЕНИЯ ОБРАТНОЙ ЗАДАЧИ ГМ-С является обращением интерпретационной модели и предусматривает расчет фоновых компонент показаний путем определения геометрических факторов промежуточных зон системы прибор-скважина-пласт и содержаний ЕРЭ в них.

Фоновые компоненты показаний в спектральных окнах, а также пороги чувствительности при определении содержаний ЕРЭ, определяются автоматически (программно1). В исследуемом разрезе отыскиваются интервалы (пласты) с минимальными показаниями в различных каналах. По полученным минимальным значениям содержаний К. и, № конструируется "фоновый пласт". Зарегистрированные в этих интервалах показания приписываются промежуточным (излучающим) зонам с суммарным геометрическим фактором, после чего определяются концентрации ЕРЭ в растворе и для каждого пласта с учетом текущей массовой толщины промежуточной зоны решается прямая задача: с помощью интерпретационной модели вычисляются соответствующие текущие фоновые компоненты показаний для всех каналов спектрометра.

В случае обсаженной скважины требуются дополнительные входные данные о содержании ЕРЭ в цементе (или растворе). На основании вхЬдных данных о радиоактивности цемента (или раствора) рассчитывается вклад в минимальные показания излучения цементного камня (или скважины), после чего определяются содержания ЕРЭ в растворе (или в цементе).

Расчет фоновых концентраций ЕРЭ производится в предположении однородности свойств промежуточных зон по стволу скважины и требует введения дополнительных данных в случае обсаженной скважины.

1 Программная реализация алгоритма выполнена Е.А.Нейманом

Это принципиальные ограничения, неустранимые в рамках трехканаль-ной модификации ГМ-С.

С использованием приведенного алгоритма проведена интерпретация показаний четырех каналов спектрометра при намерениях в открытом стволе (скв.8413 Ловикского месторождения) и в обсадке (скв.20024 Шно-Талинского месторождения) (измерения выполнены партией ВНИИЯГГ) и сопоставление урановых эквивалентов суммарного содержания ЕРЗ, определенных по показаниям интегрального канала спектрометра с урановыми эквивалентами, вычисленными по содержаниям калия, урана и тория. И в случае открытого ствола и в случае обсаженной скважины коэффициент корреляции превышает 0.9.

МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ АЛГОРИТМА ИНТЕРПРЕТАЦИИ заключается в определении метрологических характеристик аппаратуры, используемых в алгоритме - параметров концентрационных и радиальных чувствителъностей и геометрического фактора полупространства -параметра X.

Процедуры определения метрологических характеристик по результатам измерений в ГСО-ЕРЭ предусматривают учет влияния фона (с помощью измерений в фоновой модели) и различия плотностей фоновой и других моделей; непосредственно расчет метрологических характеристик и контроль качества полученных результатов. Последний выполняется путем решения прямой (или обратной) задачи ГМ-С с использованием показаний в модели смешанного (глинистого) пластг и сопоставлением с экспериментальными данными (или паспортным* данными)

По результатам петрологических измерений с аппаратурой типг "Спектр" и аппаратурой типа "СГСЛ-6-М" (измерения выполнены i ВНИИЯГГ) определены метрологические характеристики спектрометрической аппаратуры с кристаллами NaJ размером 50X150 (аппаратур; "Спектр"j и 50X260 мм (аппаратура СГСЛ-б-М). Результаты подтверж дают зависимость концентрационных чувствителъностей от объема мо нокристалла сцинтиллятора.

Выявлено существенное различие парциальных вкладов излуча телей в показания в окнах для этих типов аппаратур что свиде тельствует о различном энергетическом разрешении /рановых окон Для всех каналоь и любого типа аппаратуры наибольшая величина ра диальной чувствительности соответствует калию, наименьшая - то рию, что объясняется высокой проникающей способностью последнего Величина параметра X изменяется в узком диапазоне 0.48 < X < 0 5

(в пределах погрешностей измерений). В программной реализации алгоритма значение X принято равным 0.5 независимо от номера канала и типа иалучателя, что существенно упрощает выражения для геометрических факторов пласта для прижатого к стенке скважины прибора.

По результатам численных расчетов относительные погрешности определения содержаний ЕРЭ в модели смешанного пласта по ' данным измерений аппаратурой "Спектр" на ГСО ЕРЭ не превышают 5%. Относительные погрешности определения показаний каналов спектрометра типа "СГСЛ-б-М" в модели смешанного пласта составляет 0.1-1.5 % для калиевого, уранового и интегрального каналов и 4-7% для тори-евого канала.

По результатам измерений в полевых колибровочных устройствах определяются концентрационные чувствительности каналов. Методика их определения аналогична методике определения этих параметров по результатам измерений в ПКУ для аппаратуры гамма-метода (Д.А.Кожевников, М.А.Морозов), предусматривающей учет радиальной недона-сыщенности колибровочных устройств (занижение скоростей счета) путем использования аппарата геометрических факторов, учитывающих толщину слоя ССО, и стенки стальной колонны.

По результатам измерений в ПКУ (измерения выполнены ВНИИЯГГ) с аппаратурами двух типов выполнены расчет концентрационных чувствительностей. По результатам расчетов, величины геометрических факторов ПКУ не превышают 0.4. Это означает занижение показании в ПКУ вследствие недонасыщения статических амплитуд более чем в 2.5 раза. Неучет радиальной ненасыщенности установки приведет к соответствующему занижению концентрационных чувствительностей. При обработке данных ГМ-С использование таких значений определит погрешность в определении содержаний, существенно превышающую статистическую. Как показывают результаты обработки метрологических измерений с аппаратурой типа "Спектр", использование аппарата геометрических факторов позволяет определить содержания ЕРЭ в ПКУ (то-есть решить обратную задачу) с погрешностью, не превышающей 10%. По результатам обработки метрологических измерений аппаратурой типа СГСЛ-б-М относительное отклонение диагональных элементов матрицы концентрационных чувствительностей, определенных по замерам в ПКУ от значений, определенных по данным замеров ь ГСО ЕРЭ также не превышают 10%.

ГЛАВА 2. Точностны^ характеристики алгоритма и погрешности результатов определения содержаний ЕРЭ.

В главе исследуются точностные характеристики алгоритма решения обратной задачи ГМ-С по результатам измерений в ГСО ЕРЭ. На основе интерпретационной модели ГМ-С рассмотрено влияние отдельных геолого-технических факторов и интегральных параметров (массовых толщин промежуточных вон) на результаты определения содержаний ЕРЭ в условиях обсаженных и необсаженных скважин. Разработаны методика оценки влияния промежуточных зон на результаты определения содержаний ЕРЭ по данным ГМ-С, алгоритм расчета порогов чувствительности аппаратуры. Исследуются пороги чувствительности двух типов аппаратур для определения содержаний ЕРЭ в нефтегазовых скважинах в различных геодого-технических условиях измерений. Рассмотрено влияние положения прибора в скважине на результаты определения содержаний ЕРЭ в условиях необсаженной скважины.

При участии автора в ВНИИгеосистем проведена аттестация методики выполнения измерений ГМ-С. На основе интерпретационной модели ГМ-С построен алгоритм, реализующий решение прямых задач ГМ-С для получения эталонной информации.1 Систематическая погрешность обрабатывающей программы оценивалась как разность значений массовых содержаний калия, урана и тория, полученных на основе решения обратной задачи ГМ-С по данным измерений в шести ГСС (двух урановых, ториевом, калиевом, смешанном и фоновом) и эталонных значений. Анализ результатов показывает, что систематическая погрешность КШ ГМ-С определяется погрешностью аттестат» ГСО-ЕРЭ.

Порог чувствительности (предел обнаружения) соответствует минимальному содержанию определяемого компонента, которое может быть обнаружено с данной доверительной вероятностью (>95%) на; уровнем фона (помех) для данного пласта (интервала разреза сква жины). Порог чувствительности для определения з-го излучателя зависит от геометрии измерений, содержаний излучателей в промежуточных зонах, метрологических характеристик аппаратуры, и алгоритма интерпретации.

На основе интерпретационной модели методом имитационного мо делирования с использованием расчитанных метрологических характе

1 Совместно с Б. Ю. Мельчуком (ВНИИгеосистем).

ристик проведены исследования порога чувствительности к массовому содержанию калия, урана и тория в горной породе при измерениях в необсаженных скважинах для двух вышеуказанных типов аппаратур. Алгоритм расчета заключается в следующем. При заданных содержаниях в растворе калия, урана и тория и заданной конструкции скважины путем решения прямой задачи ГМ-С рассчитываются фоновые компоненты показаний, затем производится расчет пороговых значений концентраций путем решения обратной задачи с значениями пороговых счетов и геометрических факторов, соответствующих конкретному пласту (при данной конструкции скважины).

Порог чувствительности скважинной аппаратуры к определяемым содержаниям ЕРЭ увеличивается с увеличением массовой толщины (диаметра скважины и плотности) промывочной жидкости и содержанием излучателей в ней. Вследствие взаимного влияния каналов, содержание в растворе одного из излучателей обуславливает увеличение порогов чувствительности по двум другим. Например, присутствие в растворе наряду с ураном эквивалентного (по показаниям аппаратуры) содержания тория, увеличивает порог чувствительности по урану на 7-102 (в зависимости от содержания тория в растворе).

Сопоставление порогов чувствительности для кристаллов различных размеров показало, что, в случае моноизлучающего раствора, величина минимальных определяемых концентраций в случае большего кристалла ниже для одноименных излучателей. Вследствие различия парциальных вкладов отдельных излучателей в показания в окнах для двух рассматриваемых типов аппаратур с различными кристаллами, в случае присутствия нескольких излучателей в растворе порог чувствительности большего кристалла может оказаться как ниже, так и выше порога чувствительности меньшего кристалла в зависимости от соотношения содержаний излучателей в растворе.

Минимальным определяемым содержаниям соответствуют максимальные величины статистических погрешностей. На основе интерпретационной модели методом имитационного моделирования выполнен расчет относительных статистических погрешностей.

Относительная погрешность определения содержания каждого из излучателей зависит от содержаний всех излучателей в породе. Например, относительная погрешность определения содержания урана увеличивается в два раза при пятикратном превышении содержания тория в породе над содержанием урана по сравнению с моноизлучаю-щей средой. С увеличением содержания излучателя в породе влияние

других излучателей ослабевает и относительные статистические погрешности ассимлтотически приближаются к 3-4% для калия, 5-7 X для урана и 7-92 для тория.

Для оценки влияния промежуточных зон на результаты определения содержаний ЕРЭ использовалась методика, основанная на предварительном выделении вкладов отдельных излучателей в показания в окнах (Ю) при данных показаниях и условиях измерений и сопоставления этих величин с содержанием излучателя в пласте. Так как радиальные чувствительности различных каналов для одного и того же излучателя отличаются незначительно, геометрические факторы пласта и промежуточных зон различных каналов можно принять равными для одних и тех же излучателей. При этом условии величины ХЗ определяются путем обращения интерпретационной модели с использованием параметров концентрационных чувствительностей. Для определения величин поправочных факторов получено аналитическое выражение анализ которого показывает, что, в.зависимости от соотношения содержаний одноименных излучателей в пласте и промежуточных зонах, последние могут выполнять роль экрана или быть дополнительными излучателями.

Характер и степень влияния промежуточных зон на результаты определения содержаний ЕРЭ определяется их • массовыми толщинами, соотношением содержаний одноименных излучателей в них и в исследуемой горной породе и характером излучения.

Для исследования влияния глинистой корки на результаты определения содержаний ЕРЭ, на основе гидродинамической модели фильтрации через глинистые корки (Н.Н.Михайлов, И.Н.Кочина), получены зависимости средней плотности глинистых корок от их толщин для буровых растворов различных плотностей. При фиксированных сква-жинных условиях средняя плотность корки растет с ее толщиной, не при толщинах свыше 2-3 мм изменяется сравнительно мало. Выявленная закономерность используется в алгоритме интерпретации данны> ГМ-С в виде зависимости средней плотности корки от плотное« раствора.

При сравнимых содержаниях ЕРЭ в пласте и промывочной жидкости влияние глинистой корки и раствора пренебрежимо мало или вообще отсутствует и увеличивается при увеличении различия весовьи активностей пласта и раствора. Влияния бурового раствора увеличи вается при отклонении прибора от стенки скважины.

Влияние промежуточных зон в обсаженной скважине на результа

гы определения содержаний ЕРЭ определяется массовыми толщинами этих зон, положением прибора в скважине, положением колонны в скважине и отношением содержаний излучателей в пласте и промежуточных зонах.

Плотность цементного кольца слабо влияет на результат определения содержаний ЕРЭ, т.к. эта зона является внутренней по отношению к раствору и пласту и обладает активностью, сравнимой с активностью раствора.

При активном буровом растворе характер влияния промежуточных зон определяется отношением содержаний излучателей в пласте и промывочной жидкости. Величина поправочного фактора растет с увеличением величины отношения содержаний излучателей в пласте и промывочной жидкости. При эксцентричном расположении колонны влияние промежуточных зон увеличивается. Наибольшая величина поправочного фактора соответствует калию, наименьшая - торию.

Исследование влияния положения прибора в скважине на результаты определения содержаний ЕРЭ показывают, что изменение положения прибора в скважине по своему влиянию на показания спектрометрической аппаратуры эквивалентно изменению толщины глинистой корки.

ГЛАВА 3. Петрофизич-:-ская интерпретация данных ГМ-С в комплексе методов ГИС

Петрофизическая интерпретация данных ГМ-С направлена на использование данных о содержании ЕРЭ в комплексе методов ГИС. В разделе рассматривается технология петрофизической интерпретации данных ГМ-С: технология индивидуальной интерпретации и в комплексе методов ГИС. Приводятся примеры определения компонентного состава нижнедевонских отложений Варктнавской площади Тимано-Печорс-кой нефтегазоносной провинции в разрезе скв.14 и отложений тюменской свиты Шно-Талинского месторождения в разрезе скв.20024. Приводится методика определения содержания пелитовой фракции по данным ГМ-С в комплексе ГИС на примере отложений тюменской'свиты.

В результате индивидуальной интерпретации данных ГМ-С определяются содержания ЕРЭ и производится классификация пластов (алгоритм и программа разработаны Е.А.Нейманом) по содержаниям калия, урана, тория и сопоставления содержаний ЕРЭ для определения преобладающего типа глин, выделения коллекторов, корреляции-р^г • резов скважун. Результаты классификации пластов по содержанию ЕРЭ

в условиях тюменской свиты показали, что носителями гамма-активности являются несколько компонент породы.

В отложениях нижнего девона Варктнавской площади Тимано-печорской нефтегазоносной провинции (ТИП), представленных долоиити-зированными известняками, нерастворимый остаток которых состоит преимущественно из гидрослюды, хлорита и мусковита и отмечено повышенное содержание бора и частичная пиритизация, по данным только ГМ-С (измерения выполнены СШ Поморской геофизической экспедиции) определен преобладающий тип глин - им является гидрослюда и на основе классификации отложений по содержаниям ЕРЭ выделены зоны вторичной доломитизации, предположительно приуроченные к интервалам коллекторов. Высокие содержания доломита соответствуют зонам с значительным киадом урана в величину общей радиоактивности и могут диагностироваться по данным только ГМ-С.

Интерпретация данных ГМ-С в комплексе.методов ГИС производится путем решения систем петрофизических уравнений (компонентный анализ горных пород). В качестве компонент могут рассматриваться матрица, или глинистое вещество в целом, отдельные минералы, твердое органическое вещество. Адаптивная технология петрофи-зической настройки системы уравнении (по методике Д.А.Кожевникова) позволяет учитывать изменение компонентного состава отложений и петрофизических характеристик одной и той же компоненты по разрезу. "Стандартные наборы" петрофизических характеристик отдельных компонент используются только для начальной петрофивической настройки, подлежащей последующему итерационному уточнению.

Данные ГМ-С позволяют существенно повысить точность определения пористости по данным "методов пористости" на основе учета литологического состава и петрохимических особенностей отложений с помощью компонентного анализа, использующего адаптивную технологию петрофизической настройки системы уравнений.

Использование данных ГМ-С в комплексе методов ГИС позволило определить величину нерастворимого остатка и пористости по комплексу методов ГМ-С, НГМ, ННМ-т, ГМ в нижнедевонских отложениях Варктнавской площади ТПП. На основе выявленной по результатам кернового анализа связи бора с содержанием калия и суммарным содержанием ЕРЭ в рамках компонентного анализа произведен учет влияния бора на показания нейтронных методов (полученные значения пористости не превышают QZ). Различное влияние бора на показания нейтронного гамма-метода и нейтронного метода по тепловым нейтро-

нам учитывается заданием различного водородосодержания глин при формировании компонентной модели. Учет содержания бора производится путем выделения гидрослюды как отдельной компоненты.

По данным компонентного анализа отложений тюменской свиты (входной вектор включал значения суммарного водородосодержания, плотности и содержаний калия и тория в пластах) выделяются три типа глинистых минералов: гидрослюда, каолинит и смешанослойные глинистые минералы, а также кварц, уголь, калиевый полевой шпат. Выявленная связь суммарного водородосодержания с глинистостью свидетельствует о том, что первое в значительной степени определяется глинистостью и слабо отражает пористость отложений.

По результатам компонентного анализа выявлена связь вклада каолинита в величину общей минералогической глинистости с коллек-торскими свойствами отложений. Вклад каолинита в величину общей глинистости является индикатором коллекторских свойств. В интервалах возможных коллекторов этот вклад составляет не менее 20-252, в коллекторах со значениями динамической пористости выше 32 - превышает 50-60%. Выделение коллекторов в отложениях тюменской свиты произведено на основе определения динамической пористости с использованием значений пористости и глинистости, определенных в результате компонентного анализа.

Использование комплекса методов стандартной радиометрии в этих отложениях дает искаженные значения пористости в ряде интервалов. Это объясняется тем, что при малом числе методов в комплексе ГИС несколько минералов объединяются в одну компоненту. Это приводит к погрешности в определении содержаний отдельных компонент, в том числе - содержания флюида.

Компонентный анализ с использованием адаптивной петрофизи-ческой настройки по данным комплекса методов радиометрии, включающего ГМ-С, позволяет решать следующие задачи: количественное определение пористости, глинистости, углистости, содержания полевых шпатов, доломита и др.; литологическое расчленение разрезов; определение основных глинистых минералов; выделение коллекторов. Процедура интерпретации не требует введения гипотетических зависимостей (между радиоактивностью и глинистостью, пористостью и водородосодержанием и др.). Различные петрофизические связи (например, медцу пористостью и глинистостью, общей глинистостью и парциальными вкладами различных глинистых минералов, и др.) выявляются в результате петрофизической интерпретации.

Методика определения содержания пелитовой фракции по данным ГМ-С в комплексе ГИС основана на выделении каолинита и гидрослюды как отдельных компонент в результате компонентного анализа и установления связи содержаний каолинита и гидрослюды в пелитовой фракции по результатам рентгеноструктурного анализа керна.

ЗАКЛШЕНИЕ

В итоге работы по теме диссертации исследовано, усовершенствовано и внедрено алгоритмическое, метрологическое и петрофизи-ческое обеспечение гамма-спектрометрии нефтегазовых скважин.

При этом решены следующие основные задачи:

1. Усовершенствован алгоритм интерпретации данных ГМ-С благодаря созданию алгоритмов определения фоновых компонент в автоматическом режиме и использованию в модуле индивидуальной интерпретации данных ГМ-С процедуры классификации пластов по содержаниям калия, урана и тория.

2. На основе интерпретационной модели ГМ-С построен алгоритм, реализующий решение прямых задач ГМ-С для получения эталонной информации и метрологической аттестации МВИ ГМ-С для оценю влияния геолого-технических условий измерений на показания аппаратуры. Разработана методика оценки влияния геолого-технически условий измерений на результаты определения содержаний ЕРЭ по показаниям спектрометрической аппаратуры. Изучены погрешности определения содержаний ЕРЭ и пороги чувствительности скважинной аппаратуры в широком диапазоне геолого-технических условий измерений.

3. Разработаны методики определения и исследованы метрологические характеристики спектрометрической аппаратуры с кристаллам! различных размеров по данным измерений в базовых условиях. Исследована методика использования ПКУ для определения метрологически) характеристик скважинных спектрометров в полевых условиях, обеспечивающая высокую точность бескернового определения содержаню ЕРЭ на основе использования подученных параметров при алгоритмической интерпретации данных ГМ-С.

4. Проведено исследование геолого-петрофизической информа тивности ГМ-С в комплексе ГИС при решении задач нефтегазовой гео логии. На основе адаптивной технологии петрофизической интерпре тации данных ГМ-С в комплексе ГИС определена пористость карбонат но-терригенных нижнедевонских отложений ТПП и содержание глинис

тых минералов в отложениях тюменской свиты. Показаны возможности определения емкостных свойств отложений и выявления петрофизичес-ких связей на основе интерпретации данных ГМ-С в комплексе методов ГИС по методике компонентного анализа с адаптивной технологией петрофизической настройки.

В ходе исследований выявлены принципиальные преимущества интерпретационной модели ГМ-С в сравнении с методикой приведения показаний к стандартным условиям. Рассмотренные ограничения алгоритма интерпретации обусловлены аппаратурными факторами. С использованием многоканальной модификации ГМ-С открываются новые возможности повышения точности определения содержаний ЕРЭ и автоматизации интерпретационных процедур на основе более точного определения фоновых компонент. С увеличением числа каналов интерпретационная модель позволяет сократить количество входных параметров при решении обратной задачи ГМ-С до минимума при максимальной точности выходных величин. Выделение отдельных глинистых минералов при петрофизической интерпретации данных ГМ-С в комплексе ГИС открывает возможности для изучения условий осадконакоп-ления на основе выявления закономерностей их распределения в разрезе.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Изучение параметров глинистой корки, используемых в алгоритмах интерпретации данных гамма-методов. - Тезисы докладов Всесоюзной конференции "Роль молодежи в решении конкретных научно-технических проблем нефтегазового комплекса страны". Красный курган, 1989.

2. Выделение коллекторов по результатам петрофизической интерпретации данных комплекса ГИС.-Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1993, No.11-12 (совместно с Д.А.Кожевниковым) .

3. Определение содержания пелитовой фракции по данным ГМ-С в комплексе ГИС.-Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1994, No.l. (совместно с Д.А.Кожевниковым).

4. Progress Report No.4201/R2/CF presented to IAEA Expert's Research Coordination Meeting (April 1991, Vienna), 21pp. (совместно с Д.А.Кожевниковым, В.A.Велижаниным, Б.К.Журавлевым и др.)

5. Adaptive technology for petrophysical interpretation of

well loggihg data. Abstracts of IEEE 1993 Nuclear Science Symposium and Medical Imaging Conference (San Francisco, California, November 2-6), p.33 (совместно с Л.А.Кожевниковым)

6. Влияние геодого-технических условий измерений на результаты определения содержаний ЕРЗ по данным гамма-спектрометрик горных пород. Деп. в ВИНИТИ 23.11.93 No.2881 В93, 12с.(совместно с Д.А.Кожевниковым, Б.Ю.Мельчуком).

7. Индивидуальная интерпретация данных ГМ-С. Деп. в ВИНИТ* 23.11.93 No.2882 В93, 12с. (совместно с Д.А.Кожевниковым, Е.А.Нейманом).