Пористость по нейтронному каротажу

Қысқаша негізгісі

Нейтронная пористость — количество водорода, выраженное как пористость эталонной породы. Она равна истинной пористости только в чистом пласте той же матрицы, поры которого заполнены водой или нефтью, и при стандартных условиях в скважине.
Порядок обработки: поправки за условия измерений (ствол, корка, раствор, температура, давление, минерализация) → пересчёт в матрицу пласта → учёт глин и газа.
По отдельности поправки за условия достигают 4–5 единиц пористости, но у них разные знаки: температурная положительна, за солёность воды в зоне исследования и за диаметр ствола — отрицательны. Их сумма часто мала, но не всегда.
При одном и том же показании в известняковых единицах пористость песчаника на 2–5 единиц больше (у нуля — на 2–3, при средней пористости — на 4–5), доломита — на 2–8 единиц меньше. Пересчёт нелинеен и зависит от прибора.
Глины завышают показание: в них прибор показывает 0,30–0,45. Эффективная пористость — $\phi_N - V_{sh}\phi_{N,sh}$ .
Газ занижает показание дважды: водорода в нём мало, и в занятых им порах почти нет вещества, замедляющего нейтроны (эффект экскавации).

Негізгі қатынастар

\phi_N \approx \phi\,\mathrm{HI}_{fl} + V_{sh}\,\phi_{N,sh}

показание в единицах матрицы пласта как сумма вкладов флюида и глин

\phi_e \approx \phi_N - V_{sh}\,\phi_{N,sh}

эффективная пористость глинистого пласта с жидкостью в порах

S_{wH} = S_{xo}\,\mathrm{HI}_{mf} + (1 - S_{xo})\,\mathrm{HI}_g

водородный индекс флюида промытой зоны с остаточным газом

\Delta\phi_{ex} \approx K\,(2\phi^2 S_{wH} + 0{,}04\,\phi)(1 - S_{wH})

поправка за эффект экскавации; $K = 1$ для песчаника

Жиі қателіктер

Читать шкалу нейтронной кривой как пористость, не посмотрев, в какой матрице она записана.
Вводить поправки, которые уже внесены при записи или обработке, — или вносить их выборочно.
Прибавлять к показанию «четыре единицы на песчаник» при любой пористости и для любого прибора.
Считать, что совпадение нейтронной и плотностной пористости доказывает отсутствие газа: глина и газ гасят друг друга.

Сабақтан кейін сіз

объяснить, что означает показание в известняковых единицах и из каких вкладов оно складывается;
перечислить стандартные условия калибровки и назвать знак и порядок величины поправок за условия измерений;
пересчитать показание из известняковых единиц в матрицу песчаника или доломита и оценить ошибку при неверно принятой матрице;
исправить нейтронную пористость за глинистость и сверить результат с плотностной пористостью;
рассчитать влияние остаточного газа с учётом эффекта экскавации и восстановить пористость при известной насыщенности промытой зоны.

Что записано на диаграмме

Нейтронный прибор считает нейтроны, замедлившиеся в породе; чем больше в ней водорода, тем меньше их доходит до дальнего детектора (Нейтронный каротаж). Отношение счётов двух детекторов по калибровке переводят в нейтронную пористость. Смысл этого числа такой: пористость водонасыщенного известняка, который при стандартных условиях дал бы то же отношение счётов. Это и есть известняковые единицы. На англоязычных диаграммах кривую обозначают NPHI, а её шкалу размечают в долях единицы или в единицах пористости (p.u. — один процент пористости).

В заголовке диаграммы указано, в единицах какой матрицы записана кривая — известняка, песчаника или доломита — и какие поправки уже внесены. С этого начинают любую работу с нейтронной пористостью: одна и та же кривая, записанная в единицах песчаника и известняка, различается на несколько единиц пористости.

После поправок и пересчёта в матрицу пласта показание удобно представлять суммой вкладов: каждый компонент добавляет к нему долю, пропорциональную занимаемому объёму.

Нейтронная пористость как сумма вкладов флюида и глин

\phi_N \approx \phi\,\mathrm{HI}_{fl} + V_{sh}\,\phi_{N,sh}

мұндағы:

$\phi_N$ показание после поправок за условия измерений, пересчитанное в матрицу пласта, доли единицы
$\phi$ пористость вне глинистого материала (эффективная), доли единицы
$\mathrm{HI}_{fl}$ водородный индекс флюида в зоне исследования: около 1 для воды и нефти, меньше для газа, —
$V_{sh}$ глинистость, доли единицы
$\phi_{N,sh}$ показание прибора в чистой глине того же разреза, доли единицы

Бірліктер: доли единицы

Мына жағдайда орындалады

вклады складываются пропорционально объёмам — приближение, пригодное для флюида и глин;
скелет в единицах собственной матрицы даёт нулевой вклад; если матрица другая, показание сначала пересчитывают по характеристике прибора;
газ дополнительно занижает показание из-за эффекта экскавации (раздел о газе);
минералы с водородом — гипс, уголь — в пласте отсутствуют.

Для чистого пласта с водой или нефтью остаётся $\phi_N = \phi$ — ради этого случая шкалу и размечают в единицах пористости. Каждое отклонение — глина, газ — добавляет или отнимает своё слагаемое.

Что меняется, если…

…кривая записана в известняковых единицах, а пласт — песчаник: показание меньше пористости; если доломит — больше;
…ствол шире номинального или прибор отошёл от стенки — показание растёт: вокруг прибора больше раствора, то есть водорода;
…скважина горячая — показание прибора по тепловым нейтронам занижено, и тем сильнее, чем выше пористость;
…вода в зоне исследования солёная — показание того же прибора завышено: хлор поглощает тепловые нейтроны;
…в пласте есть глина — показание растёт на глинистость, умноженную на показание в глинах;
…в промытой зоне остался газ — показание падает сильнее, чем подсказывает один только недостаток водорода.

Стандартные условия и поправки за условия измерений

Калибровка компенсированного прибора по тепловым нейтронам относится к определённым условиям: ствол диаметром около 200 мм (7⅞″), пресная вода в стволе и в порах, нет глинистой корки и зазора между прибором и стенкой, температура 24 °C, атмосферное давление, прибор прижат к стенке. В скважине всё иначе, и каждое отличие сдвигает показание. Сдвиги исправляют поправками за условия измерений — по палеткам или программам изготовителя прибора (Палетки интерпретации: как их читать).

Поправки к показанию компенсированного прибора по тепловым нейтронам

Отличие от стандарта: Ствол шире 200 мм
Что происходит: вокруг прибора больше раствора: показание завышено
Поправка: минус
Порядок величины: 1–3 единицы на 100 мм

Отличие от стандарта: Зазор у стенки
Что происходит: раствор между прибором и пластом: показание завышено
Поправка: минус
Порядок величины: единицы уже при 1–2 см

Отличие от стандарта: Глинистая корка
Что происходит: у прибора слой с иным содержанием водорода
Поправка: обычно минус
Порядок величины: доли единицы

Отличие от стандарта: Солёный раствор в стволе
Что происходит: хлор поглощает тепловые нейтроны у прибора: занижено
Поправка: плюс
Порядок величины: до 1–2 единиц

Отличие от стандарта: Утяжелённый раствор
Что происходит: твёрдая фаза вытесняет воду из ствола: занижено
Поправка: плюс
Порядок величины: до 1–2 единиц

Отличие от стандарта: Высокая температура
Что происходит: показание занижено, сильнее при высокой пористости
Поправка: плюс
Порядок величины: 4–5 единиц при 110 °C и показании около 20

Отличие от стандарта: Высокое давление
Что происходит: жидкость плотнее: показание завышено
Поправка: минус
Порядок величины: около половины единицы при 40 МПа

Отличие от стандарта: Солёная вода в зоне исследования
Что происходит: хлор поглощает тепловые нейтроны в пласте: показание завышено
Поправка: минус
Порядок величины: 2–4 единицы при 100–200 г/кг

Отличие от стандарта	Что происходит	Поправка	Порядок величины
Ствол шире 200 мм	вокруг прибора больше раствора: показание завышено	минус	1–3 единицы на 100 мм
Зазор у стенки	раствор между прибором и пластом: показание завышено	минус	единицы уже при 1–2 см
Глинистая корка	у прибора слой с иным содержанием водорода	обычно минус	доли единицы
Солёный раствор в стволе	хлор поглощает тепловые нейтроны у прибора: занижено	плюс	до 1–2 единиц
Утяжелённый раствор	твёрдая фаза вытесняет воду из ствола: занижено	плюс	до 1–2 единиц
Высокая температура	показание занижено, сильнее при высокой пористости	плюс	4–5 единиц при 110 °C и показании около 20
Высокое давление	жидкость плотнее: показание завышено	минус	около половины единицы при 40 МПа
Солёная вода в зоне исследования	хлор поглощает тепловые нейтроны в пласте: показание завышено	минус	2–4 единицы при 100–200 г/кг

Знаки и порядки величин — по палетке одного из распространённых приборов; у другого прибора и при другой обработке они отличаются. Единица — одна единица пористости (0,01). Вода в зоне исследования — в основном фильтрат с примесью пластовой воды: прибор видит 15–30 см породы за стенкой.

Две самые большие поправки — за температуру и за солёность воды в зоне исследования — имеют разные знаки. В горячем пласте с солёной водой они почти гасят друг друга, и сумма всех поправок мала. Но стоит одному условию измениться — пресная вода в горячем пласте, рассол в холодном, — и суммарная поправка достигает нескольких единиц пористости.

Часть поправок вносят уже при записи. Поправку за диаметр ствола прибор вводит сам, если записан вместе с каверномером плотностного прибора; современная обработка добавляет остальные. Какие именно поправки содержит кривая, сказано в заголовке и примечаниях к диаграмме: внести поправку второй раз так же плохо, как не внести вовсе.

Есептеу мысалыНейтронная пористость горячего глубокого пласта

Бастапқы деректер (шартты)

Показание без поправок: 0,175 в известняковых единицах
Ствол: диаметр 251 мм, корка 6 мм
Раствор: плотность 1,45 г/см³ (утяжелён баритом), 80 г NaCl на килограмм
Пласт: 108 °C, 42 МПа; вода в зоне исследования — около 100 г/кг
Поправки с палетки прибора за скважину и корку, единицы пористости: −1,2 и −0,4
За солёность и плотность раствора: +0,6 и +0,5
За температуру и давление: +4,6 и −0,5
За солёность воды в зоне исследования: −3,1

Шешім

Сумма отрицательных поправок: $-1{,}2 - 0{,}4 - 0{,}5 - 3{,}1 = -5{,}2$ ; сумма положительных: $0{,}6 + 0{,}5 + 4{,}6 = 5{,}7$ .
Суммарная поправка: 0,5 единицы пористости. Исправленное показание: $0{,}175 + 0{,}005 = 0{,}180$ в известняковых единицах.
Будь вода в зоне исследования пресной, последней поправки не было бы: сумма 3,6 единицы, показание 0,211. Будь пласт с тем же рассолом холодным, не было бы температурной: сумма −4,1 единицы, показание 0,134.

Жауап: Исправленное показание — 0,180 в известняковых единицах: все поправки вместе дали только 0,5 единицы пористости.

Бұл нені білдіреді. Две самые большие поправки — за температуру и за солёность воды в зоне исследования — почти погасили друг друга. Это частый случай, но не закон: с пресной водой в том же горячем пласте суммарная поправка была бы 3,6 единицы, с тем же рассолом в холодном пласте — −4,1. Поэтому поправки не вносят выборочно: либо все недостающие, либо ни одной, если запись уже исправлена. Значения поправок в примере условные: их снимают с палетки или получают программой для конкретного прибора.

Прижимной прибор по надтепловым нейтронам

В приборах 1960–70-х годов с одним детектором надтепловых нейтронов в прижимном башмаке большинство поправок вводила сама аппаратура, а вручную исправляли только влияние глинистой корки. Её толщину перед башмаком принимали равной полной разности диаметра долота и показания каверномера, не деля пополам: опорный рычаг с противоположной стороны корку прорезал. Такой прибор работал и в скважине, не заполненной жидкостью, и там влияние литологии на его показания становилось пренебрежимо малым. Диаграммы этих приборов остаются в фонде старых скважин.

Из известняковых единиц — в матрицу пласта

Скелет породы тоже замедляет и поглощает нейтроны, хотя и гораздо слабее воды. Кварц делает это слабее кальцита. Поэтому в песчанике при той же пористости до детектора доходит больше нейтронов, и прибор, откалиброванный по известняку, показывает меньшую пористость. Доломит, наоборот, действует на нейтроны сильнее кальцита, и показание в нём больше истинной пористости. В плотном, непористом кварците прибор показывает около −0,02, в плотном доломите — от +0,01 до +0,03.

Пористость пласта при одном и том же показании в известняковых единицах

Показание: 0
Песчаник: 2–3 %
Известняк: 0
Доломит: —

Показание: 10 %
Песчаник: 14–15 %
Известняк: 10 %
Доломит: 4–8 %

Показание: 20 %
Песчаник: 24–25 %
Известняк: 20 %
Доломит: 12–17 %

Показание: 30 %
Песчаник: 34–35 %
Известняк: 30 %
Доломит: 22–26 %

Показание	Песчаник	Известняк	Доломит
0	2–3 %	0	—
10 %	14–15 %	10 %	4–8 %
20 %	24–25 %	20 %	12–17 %
30 %	34–35 %	30 %	22–26 %

Ориентиры для компенсированных приборов по тепловым нейтронам; разброс для доломита отражает разные приборы и способы обработки. Нулевого показания в доломите не бывает: в плотной породе прибор показывает от 1 до 3 %. У приборов по надтепловым нейтронам различия меньше: около +3 единиц для песчаника и от −2 до −3 для доломита. Для расчётов берут характеристику своего прибора.

Из таблицы видны два свойства пересчёта. Он нелинеен: поправка для песчаника растёт от двух-трёх единиц у нуля до четырёх-пяти при средней пористости, поэтому правило «прибавить четыре единицы» — лишь грубая прикидка. И он зависит от прибора: приборы разных типов и поколений по-разному чувствуют замедление и поглощение нейтронов скелетом (почему).

Есептеу мысалыЧистый водоносный песчаник: нейтронная пористость и проверка по плотности

Бастапқы деректер (шартты)

Показание после поправок за условия измерений: 0,180 в известняковых единицах (предыдущий пример)
Характеристика прибора для песчаника: показанию 0,10 отвечает пористость 0,145; показанию 0,20 — 0,245 (условные значения)
Плотностной каротаж в том же пласте: $\rho_b = 2{,}28$ г/см³; скелет 2,65, фильтрат 1,03 г/см³
Пласт: чистый песчаник, поры заполнены фильтратом и пластовой водой

Шешім

Пересчёт в песчаник линейной интерполяцией между точками характеристики (между ними она идёт с единичным наклоном): $0{,}145 + (0{,}180 - 0{,}10) = 0{,}225$ .
Плотностная пористость: $\phi_D = \dfrac{2{,}65 - 2{,}28}{2{,}65 - 1{,}03} = 0{,}228$ — расхождение 0,3 единицы пористости.
Если бы записанное показание 0,175 приняли за пористость, ошибка составила бы 5,0 единицы: 0,5 — неучтённые условия измерений, 4,5 — матрица.
Если бы пласт по ошибке сочли доломитом, для того же показания получили бы от 10 до 15 % — в полтора-два раза меньше.

Жауап: Пористость песчаника по нейтронному каротажу — 22,5 %, по плотностному — 22,8 %.

Бұл нені білдіреді. В чистом водонасыщенном пласте известной литологии два метода обязаны сойтись в пределах одной-двух единиц пористости — это главная проверка и матрицы, и поправок. Если нейтронная пористость заметно выше плотностной, ищут глину или более «тяжёлую» для нейтронов матрицу; если ниже — газ. Данные примера условные.

Глины

Нейтронный прибор видит весь водород — и воду в порах, и воду, связанную поверхностью глинистых частиц, и гидроксильные группы в решётке глинистых минералов. В чистой глине он показывает 0,30–0,45 при почти нулевой эффективной пористости; каолинит и хлорит дают больше, иллит — меньше. В глинистом коллекторе к показанию прибавляется доля этого «глинистого водорода», и его вычитают.

Эффективная пористость глинистого пласта по нейтронному каротажу

\phi_e \approx \phi_N - V_{sh}\,\phi_{N,sh}

мұндағы:

$\phi_e$ эффективная пористость: объём пор вне глинистого материала, в долях объёма породы, доли единицы
$\phi_N$ показание в единицах матрицы пласта после поправок за условия измерений, доли единицы
$V_{sh}$ глинистость, доли единицы
$\phi_{N,sh}$ показание в соседних чистых глинах, в тех же единицах, доли единицы

Бірліктер: доли единицы

Мына жағдайда орындалады

поры заполнены водой или нефтью (водородный индекс около 1), газа нет;
глинистый материал в пласте такой же, как в опорной глинистой пачке;
глинистость найдена независимо, например по гамма-каротажу (ГК) или ПС (Определение глинистости).

Поправка здесь в несколько раз больше, чем у плотностного каротажа: «пористость глины» для нейтронного прибора 0,30–0,45, для плотностного — около 0,1. Поэтому в глинистом пласте нейтронная пористость намного выше плотностной, и по их расхождению саму глинистость и оценивают.

Басқа бірліктер жүйелерінде (1)

Слоистый пласт: показание в песчаных прослоях

\phi_{N,sd} = \frac{\phi_N - V_{sh}\,\phi_{N,sh}}{1 - V_{sh}}

$\phi_{N,sd}$ — нейтронная пористость самих песчаных прослоев, в долях их объёма; $V_{sh}$ — доля глинистых прослоев.

Постоянной нет: из показания убран вклад глинистых прослоев, а остаток отнесён к объёму песчаных; $\phi_e = (1 - V_{sh})\,\phi_{N,sd}$ .

Есептеу мысалыГлинистый песчаник: нейтронная и плотностная оценки

Бастапқы деректер (шартты)

Пласт: глинистый водоносный песчаник, $V_{sh} = 0{,}25$ по ГК и ПС
Нейтронная пористость в единицах песчаника: 0,257; в соседних глинах 0,38
Плотностная пористость (матрица песчаника): 0,188; в соседних глинах 0,103

Шешім

По нейтронному каротажу: $\phi_e = 0{,}257 - 0{,}25\cdot 0{,}38 = 0{,}162$ .
По плотностному: $\phi_e = 0{,}188 - 0{,}25\cdot 0{,}103 = 0{,}162$ .
До поправок кривые расходились на $0{,}257 - 0{,}188 = 0{,}069$ ; в глинах — на 0,277. Их отношение — глинистость по двум методам: 0,25.

Жауап: Обе оценки дают эффективную пористость около 16 %, хотя исходные показания — 25,7 и 18,8 %.

Бұл нені білдіреді. Нейтронная поправка за глину — 9,5 единиц пористости, плотностная — всего 2,6. Совпали и две исправленные оценки пористости, и глинистость: по ГК и ПС она та же, что по расхождению двух кривых. Значит, модель пласта согласована. Если бы в порах был газ, исправленная нейтронная пористость оказалась бы ниже плотностной. Плотностная часть примера разобрана в теме Пористость по плотностному каротажу. Данные примера условные.

Газ: водородный индекс и эффект экскавации

В промытой зоне газоносного пласта часть пор занята остаточным газом. Водородный индекс газа мал — 0,1–0,5 в зависимости от давления, — и показание падает. Простая оценка заменяет водородный индекс флюида средним по фильтрату и газу. Но расчёты переноса нейтронов показали, что действительное показание ещё ниже. Простая оценка молчаливо считает, что поры, занятые газом, ведут себя как скелет, в котором лишь нет водорода. На деле вещества в них почти нет вовсе: скелет как будто вынули — отсюда название эффект экскавации (excavation effect), — и порода замедляет нейтроны слабее.

Нейтронная пористость чистого газоносного пласта

\phi_N \approx \phi\,S_{wH} - \Delta\phi_{ex}, \qquad S_{wH} = S_{xo}\,\mathrm{HI}_{mf} + (1 - S_{xo})\,\mathrm{HI}_g

мұндағы:

$\phi_N$ показание в единицах матрицы пласта, доли единицы
$\phi$ пористость, доли единицы
$S_{wH}$ водородный индекс флюида промытой зоны — тот же $\mathrm{HI}_{fl}$ , записанный для смеси фильтрата и газа, —
$S_{xo}$ доля пор промытой зоны, занятая фильтратом, доли единицы
$\mathrm{HI}_{mf},\ \mathrm{HI}_g$ водородные индексы фильтрата и газа, —
$\Delta\phi_{ex}$ поправка за эффект экскавации, доли единицы

Бірліктер: доли единицы

Мына жағдайда орындалады

чистый пласт; показание исправлено за условия измерений и пересчитано в матрицу пласта;
в зоне исследования только фильтрат и остаточный газ;
водородный индекс метана $\mathrm{HI}_g = 2{,}25\,\rho_g$ при плотности газа в г/см³ (вывод).

Первое слагаемое учитывает недостаток водорода, второе — добавочное занижение. Когда газа в зоне исследования нет, $S_{wH} = \mathrm{HI}_{mf}$ близок к единице, поправка обращается в нуль, и показание возвращается к пористости.

Поправка за эффект экскавации (приближённая формула)

\Delta\phi_{ex} \approx K\,\bigl(2\,\phi^2 S_{wH} + 0{,}04\,\phi\bigr)\,(1 - S_{wH})

мұндағы:

$\Delta\phi_{ex}$ величина, на которую показание ниже простой оценки $\phi S_{wH}$ , доли единицы
$\phi$ пористость, доли единицы
$S_{wH}$ водородный индекс флюида промытой зоны, —
$K$ коэффициент литологии: 1 для песчаника, около 1,046 для известняка и 1,173 для доломита, —

Бірліктер: доли единицы

Мына жағдайда орындалады

приближение результатов расчётов переноса нейтронов; числа 2 и 0,04 — подгоночные;
пористость и $S_{wH}$ подставляют в долях единицы;
формула описывает добавочное занижение; сам недостаток водорода учтён множителем $S_{wH}$ .

Поправка растёт примерно как квадрат пористости и наибольшая, когда водородный индекс флюида близок к половине; при $S_{wH} = 1$ она равна нулю. Второе слагаемое в скобках мало, и им часто пренебрегают. При пористости 30 % поправка достигает пяти единиц.

Есептеу мысалыГазоносный песчаник: что покажет прибор и как вернуться к пористости

Бастапқы деректер (шартты)

Пласт: чистый кварцевый песчаник из примера темы Нейтронный каротаж: $\phi = 0{,}22$
Промытая зона: 65 % пор — пресный фильтрат (HI = 1), 35 % — метан плотностью 0,18 г/см³
Плотностная пористость (расчёт «на воду»): 0,264

Шешім

Водородный индекс газа: $\mathrm{HI}_g = 2{,}25\cdot 0{,}18 = 0{,}405$ ; флюида: $S_{wH} = 0{,}65 + 0{,}35\cdot 0{,}405 = 0{,}792$ .
Простая оценка: $\phi S_{wH} = 0{,}22\cdot 0{,}792 = 0{,}174$ .
Экскавация ( $K = 1$ ): $2\phi^2 S_{wH} = 0{,}0766$ и $0{,}04\phi = 0{,}0088$ ; их сумма, умноженная на $1 - 0{,}792$ , даёт $\Delta\phi_{ex} = 0{,}018$ .
Показание: $\phi_N = 0{,}174 - 0{,}018 = 0{,}156$ — на 6,4 единицы пористости ниже истинной.
Обратный расчёт. При известной $S_{xo}$ выражение для $\phi_N$ — квадратное уравнение относительно пористости; его решение для $\phi_N = 0{,}156$ и $S_{wH} = 0{,}792$ даёт $\phi = 0{,}22$ .
Быстрая эмпирическая оценка по двум методам: $\sqrt{(0{,}156^2 + 0{,}264^2)/2} = 0{,}217$ .

Жауап: Прибор покажет около 0,156 вместо 0,22: 4,6 единицы теряются из-за малого водородного индекса газа и ещё 1,8 — из-за эффекта экскавации.

Бұл нені білдіреді. Экскавация добавила к занижению почти 39 %. Если её не учесть, по показанию 0,156 получится, что газа в промытой зоне больше, а пористость меньше, чем на самом деле. Для обратного расчёта по одному нейтронному каротажу нужна насыщенность промытой зоны — её дают микрозонды. Без неё пористость и насыщенность находят совместно по нейтронному и плотностному каротажу, на которых газ проявляется противоположными знаками (Газ, глины, карбонаты и давление в оценке пористости по ГИС); быстрая оценка по эмпирическому правилу среднего квадратичного здесь дала 0,217. Данные примера условные.

ЕсептеуНейтронная пористость газоносного песчаника из примера (истинная пористость 0,22) в зависимости от доли пор промытой зоны, занятой фильтратом: штриховая линия — учтён только водородный индекс газа, сплошная — добавлен эффект экскавации. Расчёт по формулам выше; точка — пример.

Из чего сложилось показание

В реальном пласте всё происходит сразу: матрица не та, что на шкале, в породе есть глина, в порах остался газ. Эффекты имеют разные знаки и могут почти погасить друг друга. Полезно один раз пройти путь от свойств пласта к показанию и увидеть, сколько единиц пористости стоит каждый из них.

Есептеу мысалыГлинистый газоносный песчаник на диаграмме в известняковых единицах

Бастапқы деректер (шартты)

Эффективная пористость: 0,20
Глинистость и показание в глинах: $V_{sh} = 0{,}15$ ; $\phi_{N,sh} = 0{,}36$ в единицах песчаника
Промытая зона: 60 % пор — фильтрат (HI = 1), 40 % — метан плотностью 0,16 г/см³
Характеристика прибора: пористости песчаника 0,145 отвечает показание 0,10 в известняковых единицах, пористости 0,245 — 0,20 (условные значения)

Шешім

Водородный индекс: газа $2{,}25\cdot 0{,}16 = 0{,}360$ , флюида $S_{wH} = 0{,}60 + 0{,}40\cdot 0{,}360 = 0{,}744$ .
Газ, недостаток водорода: $0{,}20\cdot(1 - 0{,}744) = 0{,}051$ — показание ниже на эту величину.
Газ, экскавация: $\Delta\phi_{ex} = 0{,}017$ — ещё ниже.
Глина: $0{,}15\cdot 0{,}36 = 0{,}054$ — показание выше.
В единицах песчаника: 0,20 минус 0,051 и 0,017, плюс 0,054 — всего 0,186.
В известняковых единицах, по характеристике прибора: 0,141 — ещё на 0,045 ниже.

Жауап: Прибор запишет около 0,141 в известняковых единицах при эффективной пористости 0,20.

Бұл нені білдіреді. Газ отнял 6,8 единицы пористости, глина вернула 5,4, шкала известняка отняла ещё 4,5. Обратите внимание на промежуточный результат: в единицах песчаника показание 0,186 случайно оказалось близко к истинной пористости, потому что газ и глина почти погасили друг друга. По одной кривой этого не узнать. Глинистость даёт ГК, матрицу — керн и шлам, газ — плотностной каротаж и сопротивление. Данные примера условные.

ЕсептеуПошаговый расчёт показания для пласта из примера: от эффективной пористости 0,20 к записанным 0,141. Оранжевые полосы — вклады, уменьшающие показание (газ, экскавация, известняковая шкала), серая — увеличивающий (глина).

Порядок расчёта и проверки

1
Заголовок диаграммы
Тип прибора, матрица, в единицах которой записана кривая, и уже внесённые поправки.
2
Качество записи
В кавернах и там, где прибор отходит от стенки, показание завышено; счёт нейтронов случаен, поэтому при высокой скорости записи кривая шумит. Такие интервалы отмечают по кавернограмме и повторной записи.
3
Условия измерений
Недостающие поправки вносят по палеткам или программой для своего прибора: ствол, корка, раствор, температура, давление, минерализация.
4
Матрица
Показание пересчитывают в матрицу пласта по характеристике прибора. Литологию берут по керну, шламу, фотоэлектрическому индексу; при смешанном составе — совместно с плотностным каротажем (Литология и пористость по кросс-плотам).
5
Глины и газ
В глинистых пластах вычитают вклад глин. Признаки газа — показание ниже плотностной пористости, высокое сопротивление, газопоказания при бурении; пористость газоносного пласта находят по двум методам.
6
Проверка
В чистом водоносном пласте нейтронная и плотностная пористости должны сойтись, а обе — согласоваться с керном (Пористость по плотностному каротажу).

Терминдер мен белгілер

Нейтронная пористость $\phi_N$ (NPHI): показание нейтронного каротажа в единицах пористости эталонной породы.
Известняковые единицы: шкала, на которой показание равно пористости чистого водонасыщенного известняка при стандартных условиях.
Поправки за условия измерений: поправки за отличие ствола, раствора, температуры, давления и минерализации от условий калибровки прибора.
Пересчёт в матрицу пласта: переход от известняковых единиц к пористости песчаника или доломита по характеристике прибора; нелинеен.
Показание в глинах $\phi_{N,sh}$: нейтронная пористость чистых глин разреза, обычно 0,30–0,45; создаётся связанной водой и гидроксильными группами.
Водородный индекс флюида $S_{wH}$: средний водородный индекс фильтрата и остаточных углеводородов промытой зоны.
Эффект экскавации: добавочное занижение нейтронной пористости в газоносном пласте сверх того, что даёт малый водородный индекс газа.

Жиі қателіктер

Қате

«На диаграмме NPHI = 0,18 — значит, пористость 18 %».

Шын мәнінде

Только в чистом известняке с жидкостью в порах, если кривая записана в известняковых единицах и исправлена за условия измерений. В песчанике это около 22–23 %, в доломите — 10–15 %.

Қате

«Поправки за условия измерений малы, ими можно пренебречь».

Шын мәнінде

В сумме они часто малы, потому что самые большие — за температуру и за солёность воды — имеют разные знаки. Но каждая достигает 4–5 единиц пористости, и при пресной воде в горячем пласте или рассоле в холодном компенсации нет.

Қате

«Для песчаника достаточно прибавить четыре единицы».

Шын мәнінде

Пересчёт нелинеен и зависит от прибора: у нуля поправка 2–3 единицы, при средней пористости 4–5; у приборов по надтепловым нейтронам — около трёх. Для доломита знак обратный.

Қате

«Поправка за глинистость — вычесть $V_{sh}$ ».

Шын мәнінде

Вычитают $V_{sh}\phi_{N,sh}$ — глинистость, умноженную на показание в чистых глинах разреза. Показание в глинах берут с той же диаграммы, а не из справочника.

Қате

«Нейтронная и плотностная пористости совпали — газа нет».

Шын мәнінде

В глинистом газоносном пласте глина поднимает нейтронную кривую, а газ опускает, и они могут совпасть с плотностной случайно. Газ проверяют по сопротивлению, газопоказаниям и исправленным за глины кривым.

Толық: тереңдетілген

Почему поправка за матрицу нелинейна и зависит от прибора

Отношение счётов двух детекторов определяется тем, как далеко от источника нейтроны успевают уйти, пока замедляются, а для тепловых нейтронов — ещё и тем, как далеко они блуждают до захвата. Обе длины зависят от всех ядер породы, а не только от водорода. В плотной породе водорода нет, и всё определяет скелет: кварц, кальцит и доломит различаются плотностью, числом лёгких ядер — кислорода и углерода — в единице объёма и способностью захватывать тепловые нейтроны. С ростом пористости замедление всё больше берёт на себя водород, но скелет по-прежнему занимает большую часть объёма и продолжает влиять на показание.

К тому же шкала прибора размечена по известняку, а связь отношения счётов с пористостью нелинейна: одинаковый сдвиг отношения счётов означает разное число единиц пористости на разных участках шкалы. Поэтому поправка за матрицу, выраженная в единицах пористости, меняется с пористостью, причём у разных приборов по-разному: у одних она почти постоянна, у других растёт или проходит через максимум. Приборы по надтепловым нейтронам не чувствуют захвата, и для них различие матриц меньше. Приборы по тепловым нейтронам чувствуют и замедление, и захват; у них различие больше и сильнее зависит от способа обработки и от минерализации воды — особенно для доломита. Отсюда практическое правило: пересчёт в матрицу делают только по характеристике того прибора и той обработки, которыми записана кривая.

За обсадной колонной и в процессе бурения

Компенсированный нейтронный прибор работает и в обсаженной скважине: нейтроны проходят сквозь сталь. Но между прибором и пластом появляются колонна и цементное кольцо. Сталь рассеивает и частично поглощает нейтроны, а цементный камень содержит много связанной воды, поэтому к обычным поправкам добавляются поправки за толщину стенки колонны и цемента, причём толщина цемента известна плохо. Абсолютная пористость за колонной получается грубее, чем в открытом стволе. Зато повторные замеры в одной и той же скважине сравнивать легко: колонна и цемент не меняются, и изменение показания во времени отражает изменение флюида — например, появление газа при опускании газонефтяного контакта.

В приборах каротажа в процессе бурения источник и детекторы находятся в утяжелённой бурильной трубе, которая стоит в стволе не прижатой к стенке. Главной поправкой становится поправка за зазор, а он меняется при вращении колонны. Зато запись делается вскоре после вскрытия пласта, когда фильтрат ещё не оттеснил газ, и газовый эффект на ней обычно сильнее, чем на кабельной диаграмме.

Басқа тақырыптармен байланыс

Нейтронный каротаж — физика метода, водородный индекс, приборы и признаки газа и глин.
Пористость по плотностному каротажу — вторая оценка пористости: общая проверка в чистом водоносном пласте.
Плотностной гамма-гамма каротаж и фотоэлектрический индекс — плотность и фотоэлектрический индекс для выбора матрицы.
Определение глинистости — глинистость для поправки и её оценка по расхождению двух кривых.
Скважина как среда измерений: зона проникновения и глинистая корка — ствол, корка и промытая зона — то, что окружает прибор.
Газ, глины, карбонаты и давление в оценке пористости по ГИС — совместный учёт газа, глин и литологии по нескольким методам.
Литология и пористость по кросс-плотам — литология и пористость по паре «нейтрон — плотность».
Палетки интерпретации: как их читать — как читать палетки поправок и пересчёта матрицы.

Өзіңізді тексеріңіз

1
В чистом водонасыщенном доломите кривая, записанная в известняковых единицах, показывает 0,20. Какова истинная пористость?
1. А.Определить нельзя даже приблизительно
2. Б.Примерно 12–17 %, точнее — по характеристике прибора
3. В.Ровно 20 %
4. Г.Около 24–25 %
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Б. Примерно 12–17 %, точнее — по характеристике прибора
Доломит действует на нейтроны сильнее кальцита, и прибор, откалиброванный по известняку, завышает его пористость. Для компенсированных приборов по тепловым нейтронам показанию 0,20 отвечает 12–17 % в зависимости от прибора и обработки. Вариант 24–25 % — это песчаник.
2
Показание без поправок 0,150 в известняковых единицах. Поправки с палетки: за скважину −1,0, за температуру +2,8, за давление −0,6 единицы пористости. Пласт — чистый водоносный песчаник; по характеристике прибора показанию 0,10 отвечает 0,145, показанию 0,20 — 0,245. Какова пористость?
Жауабын көрсету
Сумма поправок: $-1{,}0 + 2{,}8 - 0{,}6 = +1{,}2$ единицы; исправленное показание 0,162. Пересчёт в песчаник: $0{,}145 + (0{,}162 - 0{,}10) = 0{,}207$ . Пористость около 21 % — на 5,7 единицы больше записанного числа.
3
Глинистый водоносный песчаник: нейтронная пористость в единицах песчаника 0,30, глинистость 0,40, показание в соседних глинах 0,40. Найдите эффективную пористость. Какова пористость песчаных прослоев, если глина слоистая?
Жауабын көрсету
$\phi_e = 0{,}30 - 0{,}40\cdot 0{,}40 = 0{,}14$ . Песчаные прослои занимают 60 % объёма, их пористость $0{,}14/0{,}60 \approx 0{,}23$ . Обе величины описывают один и тот же поровый объём, но отнесены к разным объёмам породы.
4
Каверномер показывает 280 мм при диаметре долота 216 мм. Как это сказывается на показании нейтронного прибора, если поправка за скважину не внесена?
1. А.Показание занижено
2. Б.Показание завышено: вокруг прибора больше раствора, то есть водорода
3. В.Знак зависит от литологии
4. Г.Не сказывается: прибор компенсированный
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Б. Показание завышено: вокруг прибора больше раствора, то есть водорода
Компенсация по двум детекторам ослабляет влияние ствола, но не устраняет его. В расширенном стволе, а тем более при отходе прибора от стенки, в зону исследования попадает раствор, и показание растёт. Поправка за диаметр отрицательная.
5
Чистый газоносный песчаник: $\phi = 0{,}25$ , фильтрат занимает половину пор промытой зоны (HI = 1), водородный индекс газа 0,30. Что покажет прибор в единицах песчаника?
Жауабын көрсету
$S_{wH} = 0{,}5 + 0{,}5\cdot 0{,}30 = 0{,}65$ . Простая оценка: $0{,}25\cdot 0{,}65 = 0{,}1625$ . Экскавация: $2\cdot 0{,}25^2\cdot 0{,}65 \approx 0{,}081$ и $0{,}04\cdot 0{,}25 = 0{,}01$ ; их сумма, умноженная на $1 - 0{,}65$ , даёт около 0,032. Показание около 0,13 — почти вдвое меньше истинной пористости, причём примерно четверть занижения приходится на эффект экскавации.
6
В глинистом песчанике нейтронная пористость (в единицах песчаника) и плотностная пористость совпали. Следует ли из этого, что газа в пласте нет?
1. А.Нет: глина поднимает нейтронную кривую, газ опускает, и они могут компенсироваться
2. Б.Да, если ствол номинального диаметра
3. В.Да: газ обязательно даёт перекрытие кривых
4. Г.Нет: нейтронный каротаж вообще не реагирует на газ
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: А. Нет: глина поднимает нейтронную кривую, газ опускает, и они могут компенсироваться
В водоносном глинистом пласте нейтронная пористость должна быть заметно выше плотностной — на $V_{sh}$ , умноженную на разницу показаний в глинах. Если кривые совпали, что-то уменьшило нейтронное показание и увеличило плотностное: это и есть признак газа. Его проверяют по сопротивлению и исправленным за глины кривым.

Жаңартылған: 19 октября 2026 г.