Студопедия
Новини освіти і науки:
МАРК РЕГНЕРУС ДОСЛІДЖЕННЯ: Наскільки відрізняються діти, які виросли в одностатевих союзах


РЕЗОЛЮЦІЯ: Громадського обговорення навчальної програми статевого виховання


ЧОМУ ФОНД ОЛЕНИ ПІНЧУК І МОЗ УКРАЇНИ ПРОПАГУЮТЬ "СЕКСУАЛЬНІ УРОКИ"


ЕКЗИСТЕНЦІЙНО-ПСИХОЛОГІЧНІ ОСНОВИ ПОРУШЕННЯ СТАТЕВОЇ ІДЕНТИЧНОСТІ ПІДЛІТКІВ


Батьківський, громадянський рух в Україні закликає МОН зупинити тотальну сексуалізацію дітей і підлітків


Відкрите звернення Міністру освіти й науки України - Гриневич Лілії Михайлівні


Представництво українського жіноцтва в ООН: низький рівень культури спілкування в соціальних мережах


Гендерна антидискримінаційна експертиза може зробити нас моральними рабами


ЛІВИЙ МАРКСИЗМ У НОВИХ ПІДРУЧНИКАХ ДЛЯ ШКОЛЯРІВ


ВІДКРИТА ЗАЯВА на підтримку позиції Ганни Турчинової та права кожної людини на свободу думки, світогляду та вираження поглядів



Контакти
 


Тлумачний словник






Нейтронні характеристики порід

Нейтронні характеристики гірських порід визначають параметри нейтронного поля, яке утворюється при сповільненні швидких нейтронів, що надходять від стаціонарних (до 17,6 . 10-3Дж (1 МеВ = 1,602 . 10-3Дж)) або імпульсних (22,4 . 10-3Дж) джерел. Нейтрони з високою енергією при сповільненні утворюють як пружну, так і не пружну взаємодію з ядрами елементів, що входять у склад гірської породи. При багатократному розсіянні нейтрони сповільнюються, а їх енергія порівнюється з енергією теплового руху атомів (молекул). У цих енергетичних межах нейтрон розсіюється на молекулах, або на кристалічній градки.

Процес розсіювання швидких нейтронів на ядрах сповільнювача здійснюється тільки за рахунок втрати енергії. Повільні нейтрони при розсіюванні можуть не тільки втрачати енергію, але і набувати енергію, а низько енергетичні нейтрони поглинаються атомними ядрами, в наслідок чого атом збуджується і при переході в початковий стан утворюються гамма-кванти. Кількість і енергія вторинних гамма-квантів являється характеристикою ядер атому.

З достатньою для практики точністю, дослідження впливу гірських порід на покази нейтронних методів описується такими інтегральними характеристиками, як довжина сповільнення L3, довжина дифузії теплових нейронів Lд, довжина переносу гама-квантів радіаційного захоплення нейтронів Lg, час життя теплових нейтронів tn і вказаних вище гамма-квантів tg, вихід nng гамма-квантів на один тепловий нейтрон, який поглинувся (“випромінююча здатність”).

Для методу густини теплових нейтронів (ННК-Т) і нейтронного гамма-каротажу (НГК) найважливіше значення мають, відповідно, довжина міграції нейтронів і загальна довжина переносу нейтронів і гамма-квантів радіаційного захоплення .

Для цих методів характеристики Ln і Lg виконують таку ж роль, що й довжина сповільнення L3 для методу густини надтеплових нейтронів (ННК-НТ), вони характеризують швидкість зменшення показів методів зі збільшенням довжини зонда l. Чим вище L3, Lд і Lng, тим повільніше зменшуються покази відповідного методу (ННК-НТ, ННК-Т, НТК) зі збільшенням l.

Інші характеристики гірських порід (tn, tg, nng) звичайно менше впливають на покази стаціонарних нейтронних методів, але іноді і вони важливі, особливо під час контролю за розробкою нафтових родовищ з високомінералізованими пластовими водами. Крім цього, tn – важливий параметр, який визначає покази імпульсних нейтронних методів (ІННК, ІНГК), чим вище tn, тим повільніше зменшуються покази ІННК при збільшенні часу затримки tз і тим вище його покази при більших tз.

Значення L, які визначають покази стаціонарних нейтронних методів, в більшості залежать від концентрації водню у породі, яка чисельно відповідає величині водневого індексу wn або його ефективним вмістом водню wеф. Водневий індекс – відношення концентрації водню у даному середовищі до його концентрації у прісній воді при нормальних умовах. Ефективний водневий вміст характеризує сумарний вплив вмісту водню і інших факторів (густина гірської породи, складу твердої фази та ін.) на покази стаціонарних нейтронних методів. Їх значення кількісно співпадають і частково залежать від модифікації метода і апаратури, діаметра і конструкції свердловини.

Зв’язок між wn i wеф можна представити у формі:

 

, (3.18)

 

де, Dw і – поправки за вплив окремих факторів (густина, основний склад твердої фази, вміст хлору, температура).

У колекторах нафти і газу на значення tn і nng так само, як і на L, впливає вміст водню породи, але на них в більшій мірі ніж на L впливає склад порід, особливо склад елементів з високим перетином поглинання нейтронів (Cl, В та ін.).

Враховуючи, що найважливіші нейтронні характеристики, які визначають покази нейтронних методів (L, tn), залежать в основному від водневого індексу і вмісту хлору в породі, розглянемо зміну концентрацій водню і хлору у процесі розробки нафтових і газових родовищ. Для родовищ нафти і газу концентрація хлору у пластовій воді має суттєвий діапазон змін і його концентрація у породі описується:

 

(3.19)

 

Оскільки зміни величини Кn під час розробки пластів – колекторів не великі, і тому концентрація хлору у породі визначається значенням Кв і вмістом хлору у пластовій воді СClв. Під час витіснення нафти і газу пластового водою величина СClв практично константа або зменшується зі більш низької мінералізації вільної пластової води у порівнянні з залишковою [Вендельшт]. Відповідно СCl збільшується пропорційно до значення Кв.

У випадку витиснення нафти сумішшю солоної пластової і прісної води, яка закачується, то вміст хлору в пласті змінюється за відповідним законом, який аналогічний закономірностям зміни питомої електричної провідності пласта (див. попередні розділи).

На рисунку 3.___(12) наведені залежності зміни хлор вмісту пластів, які обводнюються. Вміст хлору у пласті спочатку збільшується майже пропорційно до зміни Кв (пласт обводняється солоною облямівкою), а після при поступленні більш прісної води починається зменшуватись, прямуючи до величини СClобп = СClзв Кn Кв, де СClзв – вміст хлору у воді, яка закачується.

Вміст водню у більшості нафт приблизно таке ж, як і пластових вод (wн=0,9-1,0). А тому заводнення покладу не змінює: помітно водневий індекс пласта; параметри L3, Ln, Lng; покази стаціонарного нейтронного методу.

Значення wн відрізняється від одиниці для легких нафт з високим газовим фактором (високим тиском насичення Рнас), особливо при температурах більше 1000С.

Таблиця 3.1

Водневий індекс нафти при відносній густині газу 1,0 і при р > pнас [Резван]

Густина сирої нафти, 103 кг/м3 t, 0C Тиск насиченні, МПа Водневий індекс Густина сирої нафти, 103 кг/м3 t, 0C Тиск насиченні, МПа Водневий індекс
0,84 0,84 0,84 0,84 0,84 1,08 0,96 0,94 0,99 0,85 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,95 0,77 0,80 0,83 0,65

 

Так, при густині сирої нафти 0,74 г/см3 і рнас=20¸40МПа, wн=0,77-0,80 для 180С і приблизно 0,65 для 1300С.

Такі відносно низькі значення wн дозволяють надійно розрізняти нафтоносні, водоносні або обводнені пласти за даними стаціонарних нейтронних методів при Кn>8-10%.

Під час розробки нафтових родовищ іноді зустрічається зменшення водневого індексу пласта, пов’язане зі зменшенням пластового тиску нижче від тиску насичення нафти газом, тобто частина газу, розчиненого у нафті, виділяється у вільну фазу, і насичення пласта стає трифазним: залишкова вода, нафта і газ. Оскільки для розрахунків можна прийняти Wн @ Wв @ 1, то водневий індекс такого пласта визначається:

 

, (3.20)

 

а його відношення до водневого індексу пласта при p>pнас

 

, (3.21)

 

де, kг – об’ємна частка вільного газу у порах пласта (коефіцієнт газонасиченості); wг – водневий індекс вільного газу у пластових умовах.

За даними аналізу розробки родовищ значення kг у присвердловинній зоні пластів складають 0,3 – 0,4і коефіцієнт пропорційності aW, частіше всього складає 0,018-0,025МПа-1 (для метану, етану і пропану, a дорівнює 0,016; 0,025 і 0,032 відповідно). Виходить, наприклад, що при Р=10-30МПа, wг = 0,18-0,75; aW=0,7-0,9.

Вказана відмінність wнп пласта для розгазованої нафти і водоносних, та більшості обводнених пластів, достатня для розділення цих пластів за даними повторних замірів методами нейтронного каротажу.

Найбільші зміни wгп при розробці (обводненні) продуктивних пластів спостерігаються на газоносних родовищах з низьким пластовим тиском.

Водневий індекс газоносного пласта wгп описується у першому наближенні формулою wгп=Кп[1-Kг (1-wг)]. Частіше для метан–етанових газів wг » 0,017Рпл = а Рпл., де Рпл. – пластовий тиск, МПа.

Відносна зміна wгпоб при заводненні газоносного пласта визначається таким співвідношенням:

 

, (3.22)

 

Наприклад, для випадку коли Рпл = 20МПа, Кг = 0,8, Кго = 0,2, a = 0,016, то wгпоб / wгп = 1,9. Аналогічно змінюється wгп при витісненні газу нафтою, що іноді зустрічається під час розробки газонафтових родовищ (нафтові поклади з газовою шапкою і газові з нафтовою облямівкою).

Якщо вважати, що тверда фаза колекторів не вміщує зв’язаної води, то в загальному вигляді wгп @ Кглwгл + Кп[1-Kг (-wг)], де Кгл – об’ємна глинистість колектора, wгл – об’ємний вміст хімічно зв’язаної води в глинистій фракції. Відповідно відносні зміни wгпоб при заводнені тим менші, чим вище Кгл, Wгл.

Розглянемо вплив густини колектора на результати нейтронних методів, яка змінюється під час розробки колектора, але сам цей параметр змінюється лише під час витіснення газу рідиною або легкою нафтою. Зміна густини колектора при цьому дорівнює:

 

, (3.23)

 

де, г – зміна коефіцієнта газонасиченості; dг, dв(н) – густина газу і рідини (води або нафти), якою витісняють газ.

У реальній ситуації (Кп = 0,2; Кг = 0,6) значення Ddг навіть при dг » 0 (низький пластовий тиск), складає всього 0,12 г/см3. Вплив цього фактору на покази стаціонарного нейтронного методу помітний, але у загальному не великий.

Аналіз зміни нейтронних характеристик продуктивних колекторів у процесі їх обводнення вказує:

- довжина сповільнення нейтронів Lз – основна характеристика, яка є визначальною при всіх стаціонарних нейтронних методах, суттєво змінюється лиш під час витіснення газу рідиною або легкою нафтою, в основному, із зміною вмісту водню порід і в меншій степені – зі зміною їх густини. Під час витіснення газу рідиною величина Lз і покази ННМ-НТ зменшуються;

- довжина дифузії теплових нейтронів Lд під час розробки родовищ частіше всього зменшується за рахунок збільшення вмісту водню порід (обводнення газоносного пласта) і збільшення вмісту хлору (обводнення нафтових і газоносних пластів мінералізованою водою);

- довжина переносу g - квантів Lg змінюється не суттєво, приблизно, обернено пропорційно густині порід;

- довжина міграцій нейтронів Ln і сумарна довжина переносу нейтронів і гамма-випромінювання радіаційного захоплення Lng під час розробки родовищ зменшується, тобто зменшуються покази ННМ-Т і НГК при витісненні газу рідиною. Деякі зменшення Ln і Lз відбуваються і за рахунок збільшення вмісту хлору у пласті при випадку їх обводнення мінералізованою пластовою водою. Вказаний ефект недостатній, щоби покази ННМ-Т і НГК помітно змінювались під час обводнення нафтоносних пластів.

Декремент затухання густини теплових нейтронів гірських порід * - величина, обернена до середнього часу їх життя tn, визначається виразом:

 

, (3.24)

 

де, - декременти затухання густини теплових нейтронів скелета, глинистої фракції, води, нафти і газу відповідно. Як правило

Поглинання теплових нейтронів у прісній воді, нафті і природному газі обумовлено вмістом водню, відповідно декременти затухання (в мс) зв’язані з водневим індексом wі співвідношенням: =4,87 wi.

У пластовій солоній воді основним поглиначем нейтронів є хлор, а тому:

 

, (3.25)

 

де, СCl, CNaCl – мінералізація води за хлором і хлористим натрієм, г/л.

Приведені формули дозволяють розраховувати значення ln для пластів, у тому числі обводнених, коли відомі поточні значення Кн, Кг,середня мінералізація води у порах пласта, молекулярний склад і тиск газу.

Зниження пластового тиску зменшує декремент затухання l і відповідно lnгп, а також lnнп при тиску нижчому від тиску насичення. Обводнення газового пласта може бути за любою мінералізацією води. Обводнення нафтового пласта мінералізованою водою приведе до збільшення ln.

Декремент затухання теплових нейтронів продуктивних пластів, якій обводнюються, lппоб змінюється у функції часу по складному закону. У більшій степені декремент затухання визначається мінералізацією і хімічним складом води, якою витисняють пластовий флюїд, а особливо, вмістом хлору.

Витиснення нафти нагнітальною водою супроводжується складним процесом зміни вмісту хлору у пласті (рис. 3.___ 13_-). В початковий момент, коли ще нафта в пласті нерухома, вміст хлору у пласті невеликий і визначається тільки мінералізацією і кількістю залишкової води продуктивних колекторів. У період однофазного руху нафти відбувається збільшення вмісту хлору пласта за рахунок сольового обміну між рухомою нафтою і нерухомою залишковою водою. При подальшому зменшенні нафтонасичення пласта за рахунок випереджувального капілярного просочування пластовою водою вміст хлору у пласті збільшується і може перевищувати його вміст щодо водоносної частини пласта, яка залягає нижче. У цей час по пласту може переміщуватися мінералізована облямівка пластової води.

На цьому етапі відбувається початкове обводнення нафти нагнітальною водою і вміст хлору змінюється. У загальному вміст хлору залежить від мінералізації води, яку закачують у пласт. Якщо мінералізація нагнітальної і залишкової вод рівні, то вміст хлору пласта стабілізується. При порушенні тотожності мінералізації цих вод вміст хлору у пласті змінюється у бік вмісту хлору у воді, якою проводиться обводнення.

На останній стадії обводнення нафтоносних пластів, нафтонасиченість яких прямує до залишкової, вміст хлору їх повністю визначається мінералізацією нагнітальних вод, яка майже завжди є меншою від мінералізації пластових вод.

Об’ємний вміст хлору нафтонасиченого пласта спочатку визначається мінералізацією хлору у зв’язаній воді, яка займає незначну частину порового простору, а водоносного пласта – вмістом хлору у пластовій воді всього порового простору колектора. Це обумовлює те, що у початковому моменті розробки родовища вміст хлору нафтоносної частини пласта є меншим, ніж у водоносному. В подальшому, відношення вмісту хлору цих частин пласта у значній мірі визначається мінералізацією нагнітальної води і стадією обводнення продуктивних пластів.

Згідно послідовності зміни вмісту хлору продуктивних колекторів у процесі їх обводнення пластовими і нагнітальними водами прямо пропорційно змінюється і декремент затухання теплових нейтронів.

Динаміка зміни декремента затухання теплових нейтронів нафтового пласта у процесі його розробки вказує на часові зміни у процесі обводнення. При витисненні нафти пластовою мінералізованою водою, знаючи коефіцієнт пористості пласта, за величиною lпнпоб можна визначити значення коефіцієнту поточної нафтонасиченості. Ці зміни надійно контролюються за даними методу ІННК. При високій пористості (Кп ³ 15-20%) і мінералізації вод (Св=250¸150 г/л) зміну lппоб можна контролювати і за даними ННК-Т, але ефект при цьому буде менший.

Подібні зміни показів, але оберненого знаку, спостерігаються у разі запису методом НГК. Однак ці ефекти на діаграмах НГК обумовлені не зміною lпнпоб, а одночасним збільшенням випромінюючої здатності пласта (gng)під час обводнення нафтоносного пласта солоною водою.

Під час обводнення газоносного пласта так, як і при обводненні нафтоносного пласта, зберігається динаміка зміни вмісту хлору. Окрім цього, на величину lпгпоб прямо пропорційно впливає збільшення вмісту водню у процесі обводнення пласта. Залишкове газонасичення пласта впливає на lпгпоб більш істотно, ніж залишкове нафтонасичення на lпнпоб за умовою lпгпоб<lпнпоб.

Випромінююча здатність gng підвищена у хлору (gng=2,3) і низька у водню (gng=1).

Значення (gng) для пласта можна визначити за формулою:

 

(3.26)

 

де, .

З збільшенням мінералізації води значно зростає lпв і одночасно gng.

Адсорбційний осад хлористих солей на поверхні цементного каменю напроти частини продуктивного пласта, яка обводнюється, додатково підсилює ефекти нейтронних методів (НГК, ННК-Т) дослідження свердловин для контролю за обводненням пласта.

Значну інформацію продуктивних пластів несе процес розформування зони проникнення фільтрату промивної рідини. В обводнених колекторах розформування зони проникнення відбувається більш інтенсивно, ніж у нафтоносних. У обводнених колекторах розформуванню зони проникнення не спричиняють сили поверхневого натягу. В нафтоносних колекторах при інших рівних умовах розформування зони проникнення відбувається повільніше за рахунок поверхневого натягу. Окрім цього, під час розформування зони проникнення в нафтоносних колекторах 20-30% об’єму залишається насиченим фільтратом промивної рідини.

Таким чином, якщо нейтронні характеристики фільтрату промивної рідини і пластового флюїду суттєво відрізняються, то вивчення динаміки розформування зони проникнення з допомогою нейтронних методів (ІННК, НГК, ННК-Т) дозволить виділяти обводнені інтервали продуктивних пластів.

Як правило, фільтрати промивних рідин мало відрізняються за нейтронними характеристиками від нафт (малий вміст хлору). У такому випадку необхідно формувати зону проникнення промивною рідиною з аномальними нейтронними властивостями, тобто в промивну рідину додавати елементи з великими січеннями захоплення теплових нейтронів з гарно розчинними у фільтраті промивної рідини (сполуки хлору, бору, кадмію та. інш.). Найперспективнішими домішками у промивну рідину є сполуки бору, який має аномальне січення захоплення теплових нейтронів, яке дорівнює 33,9×10-22см2 (769 бар). У цьому випадку ефективними для вивчення динаміки розформування зони проникнення є методи ІННК, НГК або ННК-Т. Проведення замірів проводиться початково в окремих інтервалах.

 


Читайте також:

  1. V. Поняття та ознаки (характеристики) злочинності
  2. Абразивність гірських порід і геостатична температура
  3. Акустичні характеристики порід
  4. Біостратиграфічні методи визначення віку порід
  5. Будова гірських порід
  6. Будова, принцип роботи та характеристики МДН – транзисторів
  7. Будова, принцип роботи та характеристики тиристорів
  8. Будова, характеристики і параметри біполярного транзистора
  9. БУРИМІСТЬ ГІРСЬКИХ ПОРІД
  10. Варіаційні ряди та їх характеристики
  11. Векторні характеристикимеханічного руху– переміщення, шлях, швидкіст та прискорення
  12. Взаємозв’язок характеристик порід, визначених при статичному і динамічному втискуванні




Переглядів: 408

<== попередня сторінка | наступна сторінка ==>
Природна гамма-активність продуктивних порід | Акустичні характеристики порід

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

 

© studopedia.com.ua При використанні або копіюванні матеріалів пряме посилання на сайт обов'язкове.


Генерація сторінки за: 0.004 сек.