Методика определения коэффициентов текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов на основе импульсного нейтроннейтронного каротажа обсаженных скважин

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ ТЕКУЩЕЙ  
НЕФТЕ- И ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ  
 
НА ОСНОВЕ ИМПУЛЬСНОГО НЕЙТРОН-НЕЙТРОННОГО  
КАРОТАЖА ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИН  
 
Учебно-методическое пособие 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Москва    Вологда 
«Инфра-Инженерия» 
2022 
1 
 

УДК 550.832 
ББК 33.36 
М54 
 
 
Авторы: 
Урманов Э. Г., Боголюбов Е. П., Зверев В. И., 
Зинюков М. П., Ревякин М. В. 
 
Рецензенты: 
кандидат геолого-минералогических наук,  
эксперт Тюменского нефтяного научного  
центра (ТННЦ) А. В. Акиньшин; 
директор Дирекции промысловой геофизики - заместитель генерального  
директора АО «Башнефтегеофизика» А. А. Попов 
 
 
М54   
Методика определения коэффициентов текущей нефте- и газонасыщенности 
коллекторов 
на 
основе 
импульсного 
нейтроннейтронного каротажа обсаженных скважин : учебно-методическое 
пособие / [Урманов Э. Г. и др.]. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 
2022. - 164 с. : ил., табл. 
ISBN 978-5-9729-0927-8 
 
Освещены методические основы количественного определения текущей 
нефте- и газонасыщенности коллекторов на основе импульсного нейтроннейтронного каротажа обсаженных скважин с привлечением данных ГИС открытого ствола. В них регламентируются вопросы метрологического обеспечения, проведения скважинных измерений, обработки получаемых материалов с 
определением петрофизических параметров пластов, а также технологии комплексной интерпретации материалов ГИС для решения оперативных задач, 
возникающих при эксплуатации скважин, и подсчета запасов углеводородного 
сырья, приводятся примеры решения задачи в различных по литологии, в том 
числе сложнопостроенных, геологических разрезах.   
Для студентов и аспирантов нефтегазовых специальностей. Может быть 
полезно нефте- и газопромысловым геологам и геофизикам (петрофизикам)͘  
 
 
УДК 550.832 
ББК 33.36 
 
 
 
ISBN 978-5-9729-0927-8 
” Издательство «Инфра-Инженерия», 2022 
 
” Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2022 
2 
 

 
ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ 
 
В настоящем методическом пособии применяются следующие термины с 
соответствующими определениями: 
- нейтронный каротаж (НК): радиоактивный каротаж, основанный на измерении плотности потока тепловых (ННКт) и надтепловых (ННКнт) 
нейтронов или вторичных гамма-квантов (НГК), образующихся в результате поглощения нейтронов при облучении горных пород стационарным 
(радиоизотопным) источником нейтронов; 
- импульсный нейтронный каротаж (ИНК): нейтронный каротаж, основанный на измерении нестационарной плотности потока нейтронов (ИННК) 
или гамма-квантов, образующихся при радиационном захвате тепловых 
нейтронов, (ИНГК) при облучении горных пород импульсным источником быстрых нейтронов и определении среднего времени жизни (IJ) или 
сечения захвата (Ȉа) тепловых нейтронов; 
- спектрометрический гамма-каротаж (СГК): гамма-каротаж, при котором 
по энергетическому спектру и интенсивности регистрируемого гаммаизлучения горных пород в характерных энергетических областях определяют массовое содержание естественных радиоактивных элементов - 
урана (U), тория (Th) и калия (K); 
- плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГКп): радиоактивный каротаж, основанный на измерении плотности потока рассеянного гамма-излучения 
при облучении горных пород стационарным источником гамма-квантов и 
определении их плотности; 
- стандартные образцы пористости (СО пористости): модели пластов с известным коэффициентом водонасыщенной пористости и минерального 
состава, используемые для градуировки и калибровки аппаратуры 
нейтронных методов каротажа; 
- эталонировочная установка: бассейн или бак с пресной водой с соответствующими габаритными размерами, используемый для эталонировки 
показаний зондов нейтронного каротажа, установления цены условной 
единицы (у.е.), а также оценки правильности работы аппаратуры ИНК по 
времени жизни тепловых нейтронов (IJэт) и определения поправочных коэффициентов для учета влияния диффузионного эффекта на показания 
зондов. 
 
 
3 
 

 
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ 
 
В настоящем методическом пособии применены следующие сокращения 
и обозначения (мнемоники): 
ИНК - импульсный нейтронный каротаж; 
ИННК - импульсный нейтрон-нейтронный каротаж; 
ИНГК - импульсный нейтронный гамма-каротаж; 
IJ - среднее время жизни тепловых нейтронов; 
Ȝ - декремент затухания плотности потока тепловых нейтронов; 
Ȉa - макроскопическое сечение захвата тепловых нейтронов; 
V/V - объёмная доля (породы, пустот); 
е.з. (cu) - единица измерения макроскопического сечения захвата тепловых 
нейтронов; 
tз - время задержки от конца импульса излучения нейтронов генератором; 
tнз - начальная временная задержка; 
мкс - единица измерения времени в микросекундах (10-6 секунда); 
мс - единица измерения времени в миллисекундах (10-3 секунда); 
дс - единица измерения времени в децисекундах (10-1 секунда);  
ТАУ1 (TAU1) - диаграмма IJ по ближнему зонду; 
ТАУ2 (TAU2) - диаграмма IJ по дальнему зонду;  
R=S1(tз)/S2(tз) - отношение интегральных скоростей счета ближнего и дальнего зондов на выбранной начальной временной задержке, в условных единицах 
(у.е.); 
WИНК - кажущаяся водонасыщенная пористость по данным ИНК по шкале известняка;  
SIG - диаграмма (кривая) Ȉa; 
РК - радиоактивный каротаж;  
НК - нейтронный каротаж; 
ННКт - нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам; 
НГК - нейтронный гамма-каротаж; 
ГГКп - гамма-гамма-каротаж по плотности; 
АК (DT) - акустический каротаж по времени распространения волны сжатия 
(продольной волны); 
ГК - гамма-каротаж - регистрация гамма-излучения естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ) в разрезе скважин; 
СГК - спектрометрический гамма-каротаж; 
THOR - диаграмма массового содержания тория; 
URAN - диаграмма массового содержания урана; 
4 
 

POTA - диаграмма массового содержания калия; 
ppm - единица измерения массового содержания (тория, урана) в миллионной 
доле; 
SGR - диаграмма общей радиоактивности вскрытых скважиной горных пород 
(интегрального ГК) по данным СГК; 
CGR - диаграмма интегрального ГК с вычетом вклада уранового компонента 
гамма-излучения горных пород; 
WННКт - кажущаяся водонасыщенная пористость по данным ННКт по шкале 
известняка; 
WНГК - кажущаяся водонасыщенная пористость по данным НГК по шкале известняка; 
WИНК - кажущаяся водонасыщенная пористость по данным ИНК по шкале известняка; 
КпНК - коэффициент общей пористости по данным НК; 
КпНГК - коэффициент общей пористости по данным НГК; 
КпИНК - коэффициент общей пористости по данным ИНК; 
КпГГКп - коэффициент общей пористости по данным ГГКп; 
КпАК - коэффициент общей пористости по данным АК; 
ДС - диаметр скважины; 
Кгл - коэффициент объёмной глинистости; 
Сгл - коэффициент массовой глинистости; 
Wгл - водный эквивалент глин; 
Wск - водный эквивалент скелета (матрицы) породы; 
Кнт (KNT) - коэффициент текущей нефтенасыщенности породы-коллектора; 
Кгт (KGT) - коэффициент текущей газонасыщенности породы-коллектора; 
Кнг - коэффициент нефте- и газонасыщенности породы-коллектора по данным 
геофизических исследований скважины (ГИС) открытого (не обсаженного) 
ствола. 
 
 
 
 
 
5 
 

 
ВВЕДЕНИЕ 
 
Необходимость количественного определения текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов возникает в процессе контроля за разработкой 
нефтяных и газовых месторождений, при возврате к эксплуатации вышезалегающих от базового пластов, эксплуатации подземных хранилищ газа и доразведке старых месторождений углеводородного сырья с использованием существующего фонда обсаженных скважин. 
Возможность оценки коэффициентов текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов реализуется путем проведения дополнительных исследований в наблюдательных или эксплуатационных скважинах с использованием, в основном, ядерных геофизических методов. При этом в комплекс исследований включаются все необходимые для выделения коллекторов и оценки их 
фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и недостающие при исследовании 
открытого ствола (при бурении скважины) методы ГИС. Кроме того, для однозначной оценки результатов исследований необходимо определить состояние 
изоляции пластов на основе оценки качества цементирования пространства 
между обсадной колонной и породой. 
До разработки техники и методики измерений кажущегося удельного сопротивления горных пород через металлическую обсадную колонну (Resistivity 
Logging Behind Casing // Oil 	 Gas Review, J., 2002 [56]) текущая нефте- и газонасыщенность коллекторов оценивалась исключительно по данным ядерных 
геофизических методов, основным из которых является импульсный нейтронный каротаж (ИНК в одном из модификаций - ИННК или ИНГК и ИНГК-С). 
Данные ИНК до разработки цифровых систем передачи и регистрации информации для оценки текущей насыщенности пластов использовались только на 
качественном уровне. При этом не учитывались важнейшие свойства пластовколлекторов такие, как: пористость, глинистость, минеральный состав пород, 
минерализация пластовых вод, пластовое давление и температура, газовый 
фактор нефти, которые существенным образом влияют на точность определения их насыщенности и продуктивности. С созданием современной двухзондовой аппаратуры ИНК с многоканальной цифровой передачей и регистрацией данных в нашей стране и за рубежом [52] появилась возможность определения текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов на количественном 
уровне [41], что повысило точность определения искомых параметров изучаемых объектов. Этому способствовало также создание более точных методов и 
программ обработки сигналов ИНК и систем измерения пористости и глинистости пород таких, как: двухзондовый (компенсированный) нейтрон6 
 

нейтронный каротаж по тепловым (2ННКт) [59] и надтепловым (2ННКнт) 
нейтронам и спектрометрический гамма-каротаж (СГК) [32], в том числе через 
обсадную колонну [36, 40]. 
Вместе с тем, выявились и ограничения ИНК, связанные, как и для метода сопротивления, с низкой минерализацией пластовых вод (например, месторождения нефти и газа Западной Сибири) [28] и обводнением эксплуатируемых 
пластов закачиваемыми для поддержания пластового давления пресными водами. В этой связи начал развиваться спектрометрический вариант импульсного 
нейтронного гамма-каротажа, получивший название углеродно-кислородный 
(C/O) каротаж [57]. Однако возможности этого метода оказались не столь однозначными (Поздеев Ж. А., 2004 [21]; Антипина Е. С., Губина А. И., 2011 г. [3]), 
чтобы перейти к тотальному использованию его для определения текущей  
нефте- и газонасыщенности коллекторов. Это связано: во-первых, со сложными 
геолого-техническими условиями (ГТУ) измерений (любое заполнение скважины является помехой), во-вторых, с низкой чувствительностью метода к изменению характера насыщения пласта - дифференциация водоносных и нефтеносных коллекторов пористостью порядка 25 единиц (ед. пор.) по параметру 
C/O не превышает 12-15  (Боголюбов Е. П., Миллер В. В., Кадисов Е. М. и 
др., 2004 г. [6]), а также, практическим отсутствием метрологического обеспечения. К тому же, относительно большие габаритные размеры скважинного 
прибора (в основном диаметра), необходимые для снижения влияния заполняющей скважину жидкости на результаты измерений, позволяют охватить исследованиями только свободные от насосно-компрессорных труб скважины, 
например, при их подземном или капитальном ремонте. 
Несмотря на отмеченные выше ограничения метода ИНК в так называемом «интегральном» варианте, методика определения текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов на основе ИНК успешно применяется, хотя и на качественном уровне, во многих нефтегазоносных регионах, где существуют достаточно благоприятные для её реализации условия (минерализация пластовых 
вод выше 50 г/л). Кроме того, наличие скважинной аппаратуры, способной проходить в зону исследований сквозь насосно-компрессорные трубы (АИНК-4350, АИНК-43П) или по межтрубному пространству (АИНК-34), позволяет охватить исследованиями не только простаивающие, но и эксплуатационные скважины, а определение коэффициента текущей нефте-  и газонасыщенности коллекторов по результатам этих исследований повышает информативность и эффективность контроля разработки месторождений нефти и газа.   
 
 
 
 
7 
 

 
1. ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ МЕТОДИКИ КОЛИЧЕСТВЕННОЙ  
ОЦЕНКИ КНГТ 
 
 
Возможности количественного определения коэффициента текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов (КНГТ) по данным ИНК впервые рассматривались в работах Б. М. Бурова и др. (1969 г.) и Clavier C. et al. (1971 г.). Позже 
над решением этого вопроса занимались такие ведущие геофизики, как: Я. Н. Басин, В. А. Новгородов, В. М. Теленков и др. Однако, из-за технических и методических недоработок, связанных с отсутствием телеметрического канала передачи сигнала ИНК по кабелю и соответствующих цифровых регистраторов в 
отечественном геофизическом сервисе, разработка методических основ количественного определения текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов в 
нашей стране затянулась.  
Оцифровка регистрируемых при каротаже аналоговых кривых на выбранных временных задержках для расчёта непрерывной диаграммы геофизического параметра IJ (среднего времени жизни тепловых нейтронов) или Ȝ (декремента затухания плотности тепловых нейтронов) не обеспечивала необходимую точность. Тем не менее, этот прием в определённых условиях позволял, 
хотя и с недостаточно высокой точностью, решать задачу количественной 
оценки нефтенасыщенности коллекторов, например, при до-разведке вышезалегающих от основного эксплуатационного горизонта карбонатных отложений 
Ромашкинского месторождения нефти (О. Л. Кузнецов, Р. Х. Муслимов,  
Э. Г. Урманов, 1978; Э. Г. Урманов, Б. З. Гринберг, 1980).  
Чтобы избежать двукратного преобразования дискретного сигнала, каковым являются данные радиоактивных методов каротажа, в аналоговую, а затем 
в цифровую форму, были разработаны цифровые регистраторы данных радиоактивного каротажа (Э.Г. Урманов и др., 1981; А. А. Ильин, Л. Н. Воронков,  
Э. Г. Урманов и др., 1982; В. З. Гарипов и др., 1982). Оставалось исключить искажающее влияние геофизического кабеля.  
С созданием цифровых телеметрических систем передачи информации по 
кабелю и её регистрации проблемы технического обеспечения регистрации и 
обработки сигналов ИНК были частично решены. Однако при этом выяснилось, 
что регистрируемый сигнал ИНК существенно зависит от скважинных условий 
(наличия и количества обсадных и насосно-компрессорных труб, характера заполнения скважины и т. п.) и не всегда спадает во времени по единому экспоненциальному закону, что затрудняет правильную оценку поглощающих тепловые нейтроны параметров исследуемых пластов. Поэтому, применяемые в 
отдельных нефтегазоносных регионах методические приемы количественного 
8 
 

определения текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов (Н. Х. Зинатуллин и др., 1998; А. А. Бубеев и др., 2006; Е. Е. Истомина и др., 2006) были привязаны к показаниям прибора (параметра IJ) против отдельных, называемых 
«опорными», пластов. Они носили региональный характер и были привязаны к 
техническим характеристикам конкретного типа аппаратуры и её программному обеспечению. В связи с этим, для исключения влияния скважинных условий 
и стандартизации данных ИНК были разработаны программы обработки сигнала ИНК с разделением его на две экспоненты с условным выделением его 
скважинной и пластовой компонент (В. Г. Цейтлин и др., 1997; А. А. Старцев и 
др., 1998; А. Г. Амурский и др., 2009; А. Л. Поляченко и др. 2012).  
Наиболее полная общая методика количественного определения коэффициентов текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов была разработана с 
использованием параметра Ȝ, определяемого разложением сигнала ИНК на две 
экспоненты - скважинную и пластовую (Э. Г. Урманов, В. И. Прилипухов, 
2004) [42].  
Известно, что плотность распределения нейтронов по оси скважины зависит не только от поглощающих, но и от замедляющих и диффузионных свойств 
окружающей среды (Физические основы метода ИНК, «Недра», 1976). Влияние 
этих факторов хорошо видно при сопоставлении кривых Ȝ/IJ по ближнему и 
дальнему зондам двухзондовой аппаратуры ИНК - они не совпадают по значениям измеряемых величин.  Против коллекторов декремент затухания по ближнему зонду обычно выше, чем по дальнему зонду. С учётом этого эффекта была 
разработана методика измерений макроскопического сечения захвата тепловых 
нейтронов Ȉa при импульсном нейтронном каротаже (Э. Г. Урманов,  
А. М. Блюменцев и др., 2012 г.) - основного интерпретационного петрофизического параметра. 
Теоретические основы интерпретации данных импульсного нейтронного 
каротажа разработаны А. Л. Поляченко и Л. Б. Поляченко и в наиболее полном 
изложении приведены в их работе (НТЖ «Геофизика», Москва, № 3 2014 г., 
стр. 32-40). Однако они не были доведены до уровня практического применения. Возможности оценки коэффициента текущей газонасыщенности терригенных коллекторов показаны также в работах И. В. Бабкина (диссертация на соискание ученой степени док-р техн. наук, 2014).  
 
 
 
 
 
 
9 
 

 
2. ОСНОВНЫЕ ОТЛИЧИЯ ХАРАКТЕРИСТИК АППАРАТУРЫ  
АИНК-43-50 И АИНК-43П, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ СПЕЦИФИКУ  
ИХ РАБОТЫ 
 
Основные технические характеристики скважинных приборов аппаратуры АИНК-43-50 и АИНК-43П приведены на рисунке 2.1. 
 
 
 
Рисунок 2.1. Основные технические характеристики приборов серии АИНК-43 
 
Специфика приборов АИНК-43-50 и АИНК-43П, в первую очередь, определяется способом ионизации молекул дейтерия в ускорительных трубках, что, 
в свою очередь, определяет технические характеристики генератора нейтро- 
нов - выход нейтронов в импульсе, длительность самого импульса, частота 
срабатывания генератора, общий выход нейтронов на единицу времени, а также, отчасти, временную базу измерения. В скважинных приборах АИНК-43-50 
используется генератор нейтронов на вакуумной, а в АИНК-43П на газонаполненных ускорительных трубках. Генераторы на вакуумных трубках работают 
при относительно низких частотах излучения нейтронов (a20 Гц), но высоким 
выходом нейтронов в импульсе. Генераторы на газонаполненных трубках имеют относительно невысокий выход нейтронов в импульсе, но работают с повышенной частотой излучения нейтронов (600 Гц в АИНК-43П). Каждый из 
названных типов генераторов нейтронов имеет свои преимущества и ограниче10