Первые работы, посвященные спектрометрии гамма-излучения неупругого рассеяния нейтронов на ядрах кислорода и углерода, в России связаны с ВНИЯГГ (г. Москва). В работе [16] были представлены результаты первых российских скважинных испытаний методом спектрометрии гамма-квантов неупругого рассеяния, где были показаны возможности и недостатки данного метода по различению нефтеносных и водоносных пластов. В качестве первичного датчика разрабатываемой аппаратуры использовался полупроводниковый детектор или сцинтилляционный кристалл. По результатам выполненных работ специалисты ВНИИЯГГ первыми сформулировали технические требования на необходимый для проведения С/O-каротажа российский скважинный генератор нейтронов. Для разработки последнего был привлечён наиболее авторитетный, к тому времени, коллектив специалистов ВНИИА (г. Москва).
У российских геофизиков не было надёжной аппаратуры ИНГКС для выполнения производственных работ по оценке нефтенасыщенности на месторождениях с низкой минерализацией пластовых вод. В 1994г. под руководством д.т.н. Хаматдинова Р.Т. была создана инициативная группа специалистов для создания российской аппаратуры ИНГКС.
Как видно из приведённого обзора (таблица 2), аппаратура и методика углеродно-кислородного каротажа, начавшаяся в пятидесятые годы, продолжают развиваться и совершенствоваться. За годы развития усилиями западных геофизических фирм аппаратура ИНГКС прошла путь от аналоговой регистрации с записью данных в поточечном режиме до многофункциональной программно-управляемой аппаратуры с цифровой регистрацией данных на компьютер каротажной станции. В процессе разработки аппаратуры улучшались технические характеристики генераторов нейтронов, технологии измерения, уточнялись интерпретационные параметры. С целью повышения точности измерений совершенствовалась элементная база электронных трактов, велись работы по созданию и использованию новых более эффективных детекторов. Основные усилия были направлены на оптимизацию режимов измерения ГИНР и ГИРЗ, на определение ширины и положения регистрируемых энергетических окон основных породообразующих элементов: С, О, Са, Si. Значительным шагом в развитии технологии углеродно-кислородного каротажа стало применение скважинных ИИС на базе микропроцессорной техники и внедрение бортовых компьютеров каротажных станций. Данное усовершенствование повысило информативность метода и позволило оперативно управлять режимами измерения скважинного прибора непосредственно в процессе каротажа.
1.3. Современное состояние аппаратуры и методики ИНГКС
Анализируя основные задачи, решаемые аппаратурой ИНГКС, а так же основные принципы построения такого рода скважинных приборов, можно отметить следующее.
Спектрометрическая аппаратура зарубежных фирм оснащена генераторами нейтронов, работающими на частотах 10¸20 кГц.
Наиболее известная зарубежная аппаратура ИНГКС: GST, MSI C/O Log и PSGT реализованы однозондовыми приборами диаметром ~ 90 мм (таблица 2).
Измерение спектров во всех случаях происходит как в момент вспышки нейтронов, так и сразу после вспышки в окне для измерения фонового гамма-излучения. Для получения спектра ГИРЗ в приборе GST и PSGT существует дополнительное окно, расположенное после фонового [4, 5].
Согласно опубликованным данным, получение неупругого спектра по результату измерений происходит традиционным способом вычитания фонового спектра из суммарного. Далее применяются два варианта обработки.
1. Относительные определения искомых элементов (в первую очередь C, O, Ca, Si, Fe, Cl) получают путем подбора и сравнения моноэлементных спектров с измеренным спектром методом взвешенных наименьших квадратов (МВНК). Опорные спектры получают по данным лабораторных измерений от образцов простых литологий, используя аппаратуру с наиболее высоким энергетическим разрешением. Основная трудность в этом случае заключается в том, что в идеальном случае простые моноэлементные образцы должны обладать соответствующими свойствами нейтроно- и гамма-переноса. Например, для получения опорного спектра водорода – применяют ёмкость с водой. Но реальный пласт сильно отличается от такой емкости, как по плотности, так и по водородосодержанию. Для приближения к реальным условиям помещают обсадную колонну в водяной бак и, выделяя из зарегистрированного спектра вклад от водорода, получают опорный спектр железа. Аналогичным образом получают опорные спектры для других элементов. Данный тип обработки применяется для материалов, полученных, в частности, аппаратурой GST и PSGТ.
2. В основе обработки по второму варианту лежит схема количественной интерпретации спектральных отношений. Основная идея метода состоит в том, что потоки гамма-излучения неупругого рассеяния и радиационного захвата нейтронов подвержены мешающему влиянию состава окружающей породы (плотность, пористость, нейтронные поглотители и т.д.) и ближней зоны (раствор, каверна, материал корпуса прибора и т.д.). Влияние этих факторов в различных спектральных окнах примерно одинаково, особенно если окна расположены рядом, поэтому при измерении спектральных отношений роль всех этих мешающих факторов существенно подавляется. В идеальном случае, при использовании метода окон аппаратуру ИНГКС сначала испытывают в водоносной зоне для определения нулевой величины углерода, а затем в зоне, для которой известна величина нефтенасыщенности, с целью определения второй калибровочной точки.
Принципиальным отличием этих двух методов обработки является следующее. Возьмем для примера один из показателей нефтенасыщенности пласта - отношение содержания ядер углерода к кислороду. Терригенный разрез представлен двумя литотипами: песчаник и глина. При обработке по первому варианту в водонасыщенном песчанике отношение C/O будет равно нулю, при обработке по второму варианту будет получено отношение, отличное от нуля.
1.4. Геолого-технические условия измерений в скважине
В связи с низкой минерализацией пластовых вод Западно-Сибирской нефтегазовой провинции именно в этом регионе предполагается основное использование аппаратуры углеродно-кислородного каротажа. Бурение на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири было начато в 1960-х годах, за сорокалетний период освоения многие месторождения вступили в период поздней эксплуатации. Для решения геолого-промысловых задач в данном регионе необходимо определить геолого-технические условия, при которых будут выполняться исследования методом углеродно-кислородного каротажа.
Анализ состояния скважин на одном из крупнейших месторождений Западной Сибири – Самотлорском – показал, что на сегодняшний день ~ в 70 % эксплуатирующихся скважин установлена 168 мм стальная колонна с толщиной стенки 7¸9 мм, приблизительно в 25 % скважин – 146 мм, и приблизительно в 5 % – 139.7 мм. Проектная глубина бурения до 3000 м, что предполагает температуру на забое до 85 оС и давление до 40 МПа, то есть с учётом требований по безопасному ведению работ, диаметр скважинного прибора не должен превышать 110 мм.
Относительно невысокая глубинность исследования С/O-каротажа равная 20¸30 см [4], налагает определенные требования на условия измерений: отсутствие зон проникновения бурового фильтрата и промывочной жидкости в исследуемые пласты, отсутствие зон изменения насыщенности пласта вследствие заколонной циркуляции жидкости, постоянство состава жидкости в скважине в интервале исследования.
Погрешность определяемых по данным С/О-каротажа геофизических параметров существенным образом зависит от статистической точности измерений. На статистическую точность измерения спектров ГИНР и ГИРЗ оказывают влияние такие факторы, как диаметр скважины, минерализация пластовой и скважинной жидкостей, наличие и толщина обсадной колонны. Так, например, увеличение хлоросодержания скважинной жидкости увеличивает статистические флуктуации RC/O (отношение углерода к кислороду в определённых окнах) за счет увеличения фона ГИРЗ. То есть, наиболее благоприятны для проведения С/O-каротажа скважины, заполненные пресной водой. Кроме того, наличие нефти в скважине, а тем более смеси нефти с водой, приводит к увеличению погрешности определения нефтенасыщенности породы по данным С/O-каротажа. Учесть этот фактор сложно, так как состав смеси должен быть известен, а уменьшить его влияние можно, например, окружив блок детектирования вытесняющей муфтой.
Таким образом, область применения аппаратуры ИНГКС диаметром 89÷110 мм ограничивается:
· обсаженными (качественно зацементированными) неработающими скважинами с расформированными зонами проникновения, заполненными (по степени ухудшения условий проведения исследований) пресной водой, минерализованной водой, нефтью, смесью вода-нефть;