Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин



Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин
Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин
Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин
Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин
Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин
Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин
Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин
Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин
Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин
Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин
Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин

 


Владельцы патента RU 2439622:

Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин (ОАО НПП "ВНИИГИС") (RU)

Использование: для определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин. Сущность заключается в том, что способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин содержит определение коэффициента пористости (Kn) исследуемого пласта с использованием 2ННКт, вычисление функции пористости F(Kn) - как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах метода 2ННКт, вычисление функции хлора «жесткая» F(Cl_ж) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, функции хлора «мягкая» F(Cl_м) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ, вычисление функции F(Cl_ннк) с использованием интенсивностей потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКт, построение на кросс-плотах F(Cl_ж) от F(Kn), F(Cl_м) от F(Kn), F(Cl_ннк) от F(Kn) зависимостей, соответствующих водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП), вычисление функции массы хлора - F[М(Cl_ж)], F[М(Cl_м)], F[М(Cl_ннк)], связанных с содержанием хлора в коллекторе, и вычисление по приведенным формулам коэффициентов нефтенасыщенности и газонасыщенности. Технический результат: расширение области применения и повышение информативности определения сложного состава углеводородов в пластах нефтегазовых скважин. 11 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для определения нейтронными методами состава углеводородов в пластах-коллекторах эксплуатационных обсаженных скважин.

Известен каротажный прибор для определения содержания водорода и хлора в геологической формации, который содержит источник нейтронов для облучения формации, окружающей скважину. Два детектора расположены в корпусе каротажного прибора на некотором расстоянии друг от друга в вертикальном направлении. Каждый детектор обнаруживает гамма-излучение во всем спектре энергии гама-излучения. Окна в этом спектре задаются для разделения двух разных диапазонов энергии, что позволяет формировать четыре независимых набора сигналов, два набора для каждого детектора. Один набор сигналов указывает на содержание водорода и не связан с содержанием хлора в облученной формации. Второй набор сигналов указывает на содержание водорода и хлора в облученной формации. Сравнивая наборы сигналов в двух пропорциональных диапазонах энергии, можно получить каротажную диаграмму, позволяющую определить наличие или отсутствие углеводорода в формации (WO №3023454, пр. 20.03.2002, PCT/US02/08606 // Изобретения стран мира. - 2004. - Вып.86, №3).

Недостаток способа, используемого при работе известного каротажного прибора, заключается в невысокой информативности измерений и ограниченной области применения. Способ работоспособен при одинаковой плотности флюидов (нефть, вода) в поровом пространстве коллекторов. Изменение плотности углеводородных флюидов от газа (0,001-0,02 г/см) до нефти (0,8-1,0 г/см) приводит к увеличению спектральных интенсивностей гамма-излучения, в результате показаний прибора газоносные пласты будут квалифицироваться как водоносные.

Известен способ спектрометрического нейтронного гамма-каротажа по хлору (СНГК-Сl), позволяющий расчленить геологический разрез по нефтенасыщенности в зависимости от содержания в пластах-коллекторах радиационно-активного химического элемента - хлора (Cl), обладающего аномальными свойствами по поглощению тепловых нейтронов и излучению ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов), отсутствующего в нефти и содержащегося в пластовой воде (Лысенков А.И. Хлорный каротаж на базе стационарных нейтронных источников // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2006. - Вып.7-8 (148-149). - С.109-128).

Основа применения СНГК состоит в том, что спектры ГИРЗ индивидуальны для каждого элемента и при достаточно разрешающей способности спектрометров, а также при выборе подходящей схемы спектральной регистрации допускают определение исследуемого элемента. Один из вариантов СНГК - хлорный каротаж (СНГК-Cl) предполагает регистрацию ГИРЗ в области линии водорода 2,2 МэВ и области 2,3-8 МэВ, содержащий линии хлора (Денисов С.В., Еникеев В.Н. и др. Достижения в методах и средствах проведения каротажа // Обзор. информ. Сер.: «Геология, геофизика и разработка нефт. месторождений» / Обзор по материалам 25SPWA и фирм Gearhart и Dresser Atlas (США). - М., ВГИИОЭНГ, 1988 - С.22-25). Лысенков А.И. и др. Результаты опробования спектрометрического нейтронного гамма-каротажа по хлору в обсаженных скважинах Казахстана // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2005. Вып.7 (134). - С.144-150).

В пластовых водах хлор - доминирующий химический элемент. При известной из промысловых данных минерализации пластовой воды по хлору, дефицит хлора в пласте-коллекторе, вычисленный по «хлорному каротажу», свидетельствует о нефтенасыщенности пласта, так как нефть не содержит хлора.

Газоносные и газоконденсатные пласты характеризуются повышенным содержанием хлора, так как дефицит плотности и водородосодержания в этих пластах приводит к увеличению спектральных интенсивностей ГИРЗ по сравнению с водоносными и нефтеносными пластами.

Наряду с характером насыщения на функцию хлора F(Cl) существенно играет пористость. Известный метод не учитывает влияние коэффициента пористости, что снижает точность измерений.

Известна аппаратура СПРК (спектрометрический прибор радиоактивного каротажа), в которой реализованы - спектрометрическая модификация метода НГК (нейтронный гамма-каротаж) на хлор - СНГК-Cl, а также метод 2ННКт - двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (Лысенков А.И. Хлорный каротаж на базе стационарных нейтронных источников // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2006. Вып.7-8 (148-149). - С.109-128). Прибор позволяет определить массовое содержание хлористого натрия М(Cl) в пластовой воде, которое отражает водонасыщенную пористость в нефтеносном коллекторе, и коэффициент пористости, определяемый по результатам 2ННКт, через которые вычисляется коэффициент нефтенасыщенности.

В качестве аналитических параметров, отражающих содержание хлора, в аппаратуре используются комплексные функционалы F(Ck), включающие распределение интенсивности потоков ГИРЗ в различных энергетических областях и интенсивности потоков тепловых нейтронов на двух зондах. Функционалы подобраны из расчета минимальной чувствительности к влиянию мешающих факторов (заполнение скважины и заколонного пространства, эксцентриситет колонны и т.д.) и максимального влияния содержания хлора (Лысенков А.И. Хлорный каротаж на базе стационарных нейтронных источников // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2006. Вып.7-8 (148-149). - С.109-128).

Зависимости двух типов функционалов F(Cl) (функции хлора) от функции пористости F(Kn) представляют собой отношение потоков нейтронов малого к большому зонду, нормированных на показаниях в пресной воде: функция хлора «жесткая» F(Cl_ж), функция хлора «мягкая» F(Сl_м). Отличие заключается в том, что в первом случае используется диапазон энергий более 2.3 МэВ, во втором - менее 2.3 МэВ, т.е. включает в себя энергетические линии фотопиков водорода.

Наряду с характером насыщения на зависимость F(Cl)=f[F(Cl)] cyщественно играет пористость. Для исключения влияния пористости для нефтеносных пластов в первом приближении функцию Р(Сlнn) вычисляют следующим образом:

где: F(Clнn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта;

а и b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине;

F(Kn) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННКт.

Функция, связанная с содержанием хлора в коллекторе, обозначается функцией массы хлора - F[M(Cl)].

где: F(Сlнn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта;

F(Clтек)=F(Cl)-F(Kn) - текущее значение функции хлора.

Величина коэффициента нефтенасыщенности Кн (при Кн=100%) в нефтеносном пласте рассчитывается следующим образом:

где: F(Clнn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта;

F(Clтек) - текущее значение функции хлора;

F(Clвn) - функция хлора водонасыщенного пласта.

Кн нефтенасыщенного пласта в среднем составляет 70%, поэтому текущее значение Кн вычисляется следующим образом:

где: параметр (F(Clвn)-F(Сlнn))0,3 в первом приближении учитывает коэффициент нефтенасыщенности нефтенасыщенного пласта и «хлорный эффект», связанный с отличием ядерно-физических свойств пресной воды и нефти.

Таким образом, известный способ определения состава углеводородов в пластах нефтегазовых скважин по содержанию хлористого натрия - М(Cl) в пластовой воде включает вычисление зависимостей двух типов функционалов F(Cl) (функции хлора), представляющих собой отношение потоков интенсивности нейтронов, измеряемых малым зондом и большим зондом, нормированных на показаниях в пресной воде: функция хлора «жесткая» F(Сl_ж) с использованием диапазона энергий более 2,3 МэВ, функция хлора «мягкая» F(Сl_м) с использованием диапазона энергии менее 2,3 МэВ, определение коэффициента пористости методом двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт). Затем на кросс-плотах F(Сl_ж) от F(Kn), F(Сl_м) от F(Kn), F(Сl_ннк) от F(Kn) строят зависимости, соответствующие водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщеннм пластам (ГП). Вычисляют функции массы хлора - F[М(Сl_ж)], F[М(Сl_м)], F[М(Сl_ннк)], связанные с содержанием хлора в коллекторе (условные единицы).

По формулам (3-4)определяют коэффициенты нефтенасыщенности Кн.

Известный метод характеризуется недостаточной информативностью при определении сложного состава насыщающих пластов-коллекторов, так как он применим для двухкомпонентных сред по составу коллекторов, типа: нефть-минерализованная вода, что ограничивает область применения способа.

Задачей заявляемого способа является расширение области применения и повышение информативности определения сложного состава углеводородов (трехкомпонентных сред, типа: вода-нефть-газ) в пластах нефтегазовых скважин.

Поставленная задача решается тем, что в способе определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин, содержащем определение коэффициента пористости (Кn) исследуемого пласта с использованием двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт), вычисление функции пористости F(Kn) - как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах методом 2ННКт, вычисление функции хлора «жесткая» F(Cl_ж) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, функции хлора «мягкая» F(Сl_м) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ методом СНГК-Cl, вычисление функции F(Сl_ннк) с использованием интенсивностей потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах методом 2ННКт, построение на кросс-плотах F(Сl_ж) от F(Kn), F(Сl_м) от F(Kn), F(Сl_ннк) от F(Kn) зависимостей, соответствующих водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП), вычисление функции массы хлора - F[М(Сl_ж)], F[M(Cl_м)], F[M(Cl_ннк)], связанных с содержанием хлора в коллекторе, и вычисление по формулам коэффициента нефтенасыщенности Кн - по функции F(Сl_ж), коэффициента нефтенасыщенности Кн - по функции F(Сl_м) в условиях минерализованных пластовых вод,

где: Кн - коэффициент нефтенасыщенности, в процентах,

F(Clнn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, в условных единицах,

F(Clтек) - текущее значение функции хлора, в условных единицах,

F(Clвn) - функция хлора водонасыщенного пласта, в условных единицах,

согласно изобретению, функцию F(Сl_ннк) вычисляют как обратную величину произведения потоков нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКт:

где: F(Сl_ннк) - функция хлора, в условных единицах,

Jмз - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, в условных единицах,

Jбз - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, в условных единицах,

функцию хлора «жесткая» F(Сl_ж) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов:

где: Jж - спектральная интенсивность ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, в условных единицах,

Jмз - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, в условных единицах,

Jбз - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, в условных единицах,

функцию хлора «мягкая» F(Сl_м) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов:

где: Jм - спектральная интенсивность ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ, в условных единицах,

Jмз - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, в условных единицах,

Jбз - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, в условных единицах,

а коэффициент газонасыщенности вычисляют по формуле:

где: Кг - коэффициент газонасыщенности, в процентах,

F(Kn.гn) - функция пористости газонасыщенного пласта, в условных единицах,

F(Kn. вn) - функция пористости водонасыщенного пласта, в условных единицах,

F(Kn.тек) - текущее значение функции пористости, в условных единицах,

в случае насыщения пласта пресными пластовыми водами коэффициент нефтенасыщенности определяют по формуле:

,

где: Кн - коэффициент нефтенасыщенности, в процентах,

F(Clнn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, в условных единицах,

Р(Сlтек) - текущее значение функции хлора, в условных единицах,

F(Clвn) - функция хлора водонасыщенного пласта, в условных единицах.

На фиг.1 приведен кросс-плот определения характера насыщения (состава) коллекторов в условиях минерализованных вод.

На фиг.2 приведен кросс-плот определения коэффициента нефтенасыщенности в условиях пресных вод.

На фиг.3 приведен кросс-плот определения состава углеводородов в сложном коллекторе в условиях пресных пластовых вод.

На фиг.4 приведен пример определения характера насыщения и фракционного состава углеводородов в коллекторах по комплексу СНГК-Сl и 2ННКт: Кn - полученного методом 2ННКт, интенсивности ГК, величин М(Сl_ж), М(Сl_м), М(Сl_ннк), рассчитанных по кросс-плотам, и коэффициента нефтенасыщенности Кн - по функции F(Сl_ж), коэффициента нефтенасыщенности Кн - по функции F(Сl_м), рассчитанных по формулам (5, 10).

На фиг.5, 6, 7 представлены примеры кросс-плотов F(Сl_ж) от F(Kn), F(Cl_м) от F(Kn), F(Cl_ннк) от F(Kn), зависимостей, соответствующих водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП).

На фиг.8 приведен пример определения характера насыщения и фракционного состава углеводородов в коллекторах по комплексу СНГК-Cl и 2ННКт.

На фиг.9, 10, 11 представлен пример определения состава нефти «легкая нефть - тяжелая нефть» в коллекторе по комплексу СНГК-Cl и 2ННКт.

Суть заявляемого способа.

По методу 2ННКт определяют коэффициент пористости Кп, в процентном содержании (%), рассчитывают функцию пористости F(Kn) в условных единицах (у.е.). При этом, функцию пористости определяют как отношение интенсивностей потоков на малом и большом зондах метода 2ННКт соответственно в условных единицах: .

По методу СНГК-Cl рассчитывают: функцию хлора «жесткая» F(Cl_ж) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, функцию хлора «мягкая» F(Cl_м) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ и функцию F(Сl_ннк), в условных единицах (у.е.). При этом, функцию хлора «жесткая» определяют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов, в условных единицах: ;

функцию хлора «мягкая» определяют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов, в условных единицах: ;

функцию F(Cl_ннк) определяют как обратную величину произведения потоков нейтронов на большом и малом зондах, в условных единицах: .

Указанные соотношения выведены экспериментальным путем и являются наиболее оптимальными.

Строят кросс-плоты F(Сl_ж) от F(Кn), F(Сl_м) от F(Kn), F(Сl_ннк) от F(Kn), зависимостей, соответствующих водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП) (фиг.5, 6, 7).

Вычисляют по этим кросс-плотам функции массы хлора - F[М(Сl_ж)], F[M(Cl_м)], F[M(Cl_ннк)], связанные с содержанием хлора в коллекторе (у.е.).

Для исключения влияния пористости для нефтенасыщенных пластов в первом приближении функцию F(Clнn) вычисляют следующим образом:

F(Clнn)=a·F(Kn)2±b·F(Kn),

где: F(Clнn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта;

а и b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине;

F(Кn) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННКт.

Функция, связанная с содержанием хлора в коллекторе, обозначается функцией массы хлора - F[M(Cl)].

F[M(Cl)]=F(Clтек)-F(Clнn),

где: F(Clнn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, описывающая положение точек, соответствующих насыщению пластов нефтью (крайних нижних на кросс-плоте F(Cl)-F(Kn), (кривая - а),

Р(Сlтек) - текущее значение функции хлора.

Величина коэффициента нефтенасыщенности Кн (при Кн=100%) в нефтеносном пласте рассчитывается следующим образом:

;

где: F(Clнn) - значение функции хлора нефтенасыщенного пласта;

F(Clтек) - текущее значение функции хлора;

F(Clвn) - значение функции хлора водонасыщенного пласта,

которые соответствуют пластам, насыщенным нефтью, водой и текущему значению, при одной и той же величине пористости.

Кн нефтенасыщенного пласта в среднем составляет 70%, поэтому текущее значение Кн вычисляется следующим образом:

;

где: параметр (F(Clвn)-F(Clнn))0,3 в первом приближении учитывает коэффициент нефтенасыщенности нефтенасыщенного пласта и «хлорный эффект», связанный с отличием ядерно-физических свойств пресной воды и нефти (1).

Коэффициент газонасыщенности определяется по формуле:

где: F(Кn.гn) - функция пористости газонасыщенного пласта, в условных единицах,

F(Kn. вn) - функция пористости водонасыщенного пласта, в условных единицах,

F(Кn.тек) - текущее значение функции пористости, в условных единицах.

(F(Kn.гn)-F(Kn. вn))0,15 - экспериментально установленный параметр, учитывающий коэффициент газонасыщенности чисто газовых скважин.

Определение коэффициентов а и b для функции хлора, соответствующих водонасыщенным, нефтенасыщенным и газонасыщенным пластам, производится для конкретных геолого-технических условий по фактическим кросс-плотам F(Cl_ж)=F(Kn), вычисление которых осуществляется согласно методики интерпретации плотностного гамма-гамма метода (Д.А.Кожевников, К.В.Коваленко. Адаптивная петрофизическая интерпретация плотностного гамма-гамма метода // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд-во АИС. - 2010. - 1(190), стр.68).

На фиг.1 приведен кросс-плот определения характера насыщения (состава) коллекторов в условиях минерализованных вод.

На фиг.2 приведен кросс-плот определения коэффициента нефтенасыщенности в условиях пресных вод.

На фиг.3 приведен кросс-плот определения состава углеводородов в сложном коллекторе в условиях пресных пластовых вод.

Вычисление коэффициентов содержаний газоконденсата (Кгк) и легкой нефти (Клн) производится по формуле (5), только вместо функции хлора водоносного пласта F(Clвn) вычисляются функции F(Сlгк) и F(Clлн), которые являются аппроксимирующими зависимостями для крайних верхних точек (3-4 точки) на кросс-плотах F(Кn)=F(Сlгк) и F(Kn)=F(Clлн), соответствующие пластам, насыщенным газоконденсатом или легкой нефтью.

,

,

где: F(Clгк) - функция хлора пласта, насыщенного газоконденсатом,

F(Сlлн) - функция хлора пласта, насыщенного легкой нефтью.

В случае минерализованных пластовых вод функция F(Clвn) является аппроксимирующей зависимостью точек известных водонасыщенных пластов (3-4 точки), что на кросс-плоте соответствует максимальным значениям функции F(Cl) (фиг.1).

Функция нефтенасыщенного пласта F(Clнn)=F(Kn), соответствующая нефтенасыщенным пластам, вычисляется по известным нефтенасыщенным пластам, а также по их геологическим эквивалентам: глинистым неразмытым пластам-коллекторам (в глинах нет хлора), что соответствует минимальным значениям F(Cl) на кросс-плоте (3-4 точки) (фиг.2).

Точка пересечения двух зависимостей F(Clвn)=F(Kn) и F(Clнn)=F(Kn), соответствующая геологическому эквиваленту Кn≈0%, определяется по известным плотным пластам с Кn≈0%.

В случае отсутствия в разрезе плотных пластов, точка определяется теоретически - как точка пересечения двух зависимостей F(Clвn)=F(Kn) и F(Сlнn)=F(Кn), с привлечением результатов экспериментальных работ для соответствующих геолого-технических условий.

В случае наличия в разрезе нефтегазовых скважин газонасыщенных пластов на кросс-плоте в F(Cl)=F(Kn) в области низких значений функции F(Kn) (слабо реагирующих на объемное содержание газа) формируется облако точек с высокими значениями F(Cl), сильно дифференцированных в зависимости от объемного содержания газа. В первом приближении, газонасыщенные пласты с максимальным коэффициентом газонасыщенности будут иметь минимальные значения F(Kn) и максимальные значения F(CI_ж). Для геологических условий газовых скважин коэффициент газонасыщенности Кг составляет 80-90%. Пласты с промежуточным газонасыщением будут располагаться в области между газонасыщенными и водонасыщенными пластами (кросс-плот на фиг.1). В этом случае при вычислении Кг целесообразно пользоваться зависимостями F(Kn)=F(Cl) для описаний уравнений для водонасыщенных F(Kn вn) и газонасыщенных F(Kn гn) пластов. Газонасыщенные пласты на кросс-плоте F(Cl)=F(Kn) будут соответствовать крайним нижним точкам, водонасыщенные пласты - крайним верхним точкам.

Коэффициент газонасыщенности Кг определяется так:

где: F(Kn.гn) - функция пористости газонасыщенного пласта, в условных единицах,

F(Kn. вn) - функция пористости водонасыщенного пласта, в условных единицах,

F(Kn.тек) - текущее значение функции пористости, в условных единицах.

В случае пресных пластовых вод формула определения коэффициента нефтенасыщенности следующая:

,

где: F(Clнn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, в условных единицах,

F(Сlтек) - текущее значение функции хлора, в условных единицах,

F(Clвn) - функция хлора водонасыщенного пласта, в условных единицах.

Вычисление функции F(Clвn), соответствующей водонасыщенным пластам, производится по известным водонасыщенным пластам или глинистым неразмытым пластам-неколлекторам, что соответствует максимальным значениям функции F(Cl) на кросс-плоте F(Cl_ж)=F(Kn) (фиг.2).

В случае пресных вод и сложном составе углеводородов в коллекторе (тяжелая нефть, легкая нефть, конденсат, газ) определение характера углеводородов производится по кросс-плоту, представленному на фиг.3.

Пример выполнения способа.

Способ осуществляется с помощью аппаратуры СПРК-90 (разработана ОАО НПП «ВНИИГИС» совместно с ЗАО НПО «ГИТАС»), в которой реализована спектрометрическая модификация метода НТК на хлор (СНГК-С1) и метод 2ННКт.

С помощью двухзондовой аппаратуры 2ННКт определяют коэффициент пористости Кn, в процентном содержании (%), записывают функцию F(Kn) - функцию пористости в условных единицах (у.е.).

При этом, определяют функцию пористости как отношение интенсивностей потоков на малом и большом зондах метода 2ННКт соответственно, в процентном соотношении (Переход от пористости к функции пористости - известная операция и представлена, например, в стандартной методике, согласно Альбома палеток и номограмм для интерпретации промыслово-геофизических данных. - М.: Недра, 1984 г.); по методу СНГК-Cl записывают: функцию хлора «жесткая» F(Cl_ж) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, функцию хлора «мягкая» F(Cl_м) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ, функцию F(Cl_ннк) в условных единицах (у.е.).

При этом согласно изобретению определяют по экспериментально установленным зависимостям:

- функцию хлора «жесткая» - как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов, в условных единицах;

- функцию хлора «мягкая» - как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов, в условных единицах;

- функцию - как обратную величину произведения потоков нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКт, в условных единицах.

На кросс-плотах F(Cl_ж) от F(Kn), F(Cl_м) от F(Kn), F(Сl_ннк) от F(Kn), строят зависимости, соответствующие водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП). Пример записи зависимостей приведен на фиг.5, 6, 7.

Вычисляют функции массы хлора - F[М(Сl_ж)], F[М(Сl_м)], Р[М(Сl_ннк)], связанные с содержанием хлора в коллекторе (у.е.).

Для исключения влияния пористости для нефтеносных пластов в первом приближении функцию F(Сlнn) вычисляют следующим образом:

F(Clнn)=a·F(Kn)2±b·F(Kn),

где: F(Clнn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта;

а и b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине;

F(Kn) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННКт.

Определение коэффициентов а и b для функции хлора, соответствующих водонасыщенным, нефтенасыщенным и газонасыщенным пластам, производится для конкретных геолого-технических условий по фактическим кросс-плотам F(Сl_ж)=F(Kn), вычисление которых осуществляется согласно известной методики интерпретации плотностного гамма-гамма метода (Д.А.Кожевников, К.В.Коваленко. Адаптивная петрофизическая интерпретация плотностного гамма-гамма метода // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд-во АИС, 2010. - 1(190). - С.68).

Функция, связанная с содержанием хлора в коллекторе, обозначается функцией массы хлора - F[M(Cl)].

F[M(Cl)]=F(Clтек)-F(Clнn),

где: F(Clнn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта;

F(Сlтек) - текущее значение функции хлора.

На фиг.5, 6, 7 представлены кросс-плоты с записями F(Clнn) - функции хлора нефтенасыщенного пласта (кривая - a); F(Clвn) - функции хлора водонасыщенного пласта (кривая - б), F(Clгn) - функции хлора газонасыщенного пласта (кривая - в).

Для вычисления коэффициента нефтенасыщенности Кн (при Кн=100%) в нефтеносном пласте по формуле:

;

необходимо знание величины F(Clвn) - функции хлора водонасыщенного пласта, которая может быть вычислена как огибающая кривая верхних точек на кросс-плоте F(Cl)=F(Kn),

где: F(Clнn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта;

F(Сlтек) - текущее значение функции хлора;

F(Clвn) - функция хлора водонасыщенного пласта.

Кн нефтенасыщенного пласта в среднем составляет 70%, поэтому текущее значение Кн вычисляется следующим образом:

,

где: (F(Clвn)-F(Clнn))0,3 экспериментально установленный параметр, учитывающий коэффициент нефтенасыщенности нефтенасыщенного пласта и «хлорный эффект», связанный с отличием ядерно-физических свойств пресной воды и нефти.

Коэффициент газонасыщенности определяется по формуле:

,

где: [F(Кn.гn)-(F(Кn.гn)-F(Кn.вn]·0,15 - экспериментально установленный параметр, учитывающий коэффициент газонасыщенности чисто газовых скважин,

F(Kn.гn) - функция пористости газонасыщенного пласта, в условных единицах,

F(Kn вn) - функция пористости водонасыщенного пласта, в условных единицах,

F(Кn.тек) - текущее значение функции пористости, в условных единицах.

Все математические расчеты, необходимые для получения конечных результатов, заложены в алгоритмах программ, используемых в аппаратуре СПРК-90.

Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин, содержащий определение коэффициента пористости (Kп) исследуемого пласта с использованием двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт), вычисление функции пористости F(Kп) как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах метода 2ННКт, вычисление функции хлора «жесткая» F(Cl_ж) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, функции хлора «мягкая» F(Cl_м) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ, вычисление функции F(Cl_ннк) с использованием интенсивностей потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКт, построение на кросс-плотах F(Cl_ж) от F(Kп), F(Cl_м) от F(Kп), F(Cl_ннк) от F(Kп) зависимостей, соответствующих водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП), вычисление функции массы хлора - F[М(Cl_ж)], F[М(Cl_м)], F[М(Cl_ннк)], связанных с содержанием хлора в коллекторе, и вычисление по формулам коэффициента нефтенасыщенности Кн - по функции F(Cl_ж), коэффициента нефтенасыщенности Кн - по функции F(Cl_м), в условиях минерализованных пластовых вод:

где Кн - коэффициент нефтенасыщенности, в процентах,
F(Clнп) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, в условных единицах;
F(Clтек) - текущее значение функции хлора, в условных единицах;
F(Clвп) - функция хлора водонасыщенного пласта, в условных единицах,
отличающийся тем, что функцию F(Cl_ннк) вычисляют как обратную величину произведения потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах с использованием метода спектрометрического нейтронного гамма-каротажа по хлору (СНГК-Cl):

где: F(Cl_ннк) - функция хлора, в условных единицах;
Jмз - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, в условных единицах;
Jбз - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, в условных единицах,
функцию хлора «жесткая» F(Cl_ж) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт:

где Jж - спектральная интенсивность ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, в условных единицах;
Jмз - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда метода 2ННКт, в условных единицах;
Jбз - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда метода 2ННКт, в условных единицах,
функцию хлора «мягкая» F(Cl_м) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт:

где Jм - спектральная интенсивность ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ, в условных единицах;
Jмз - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда методом 2ННКт, в условных единицах;
Jбз - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда методом 2ННКт, в условных единицах,
а коэффициент газонасыщенности вычисляют по формуле:

где Кг - коэффициент газонасыщенности, в процентах;
F(Kп.гп) - функция пористости газонасыщенного пласта, в условных единицах;
F(Kп.вп) - функция пористости водонасыщенного пласта, в условных единицах;
F(Kп.тек) - текущее значение функции пористости, в условных единицах,
в случае насыщения пласта пресными пластовыми водами коэффициент нефтенасыщенности определяют по формуле:

где Кн - коэффициент нефтенасыщенности, в процентах;
F(Clнп) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, в условных единицах;
F(Clтек) - текущее значение функции хлора, в условных единицах;
F(Clвп) - функция хлора водонасыщенного пласта, в условных единицах.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения технического состояния скважин методом радиоактивного каротажа.

Изобретение относится к ядерной геофизике и может быть использовано для каротажа нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к области калибровки радиоактивной аппаратуры, в частности - к калибровке геофизических приборов радиоактивного каротажа. .

Изобретение относится к области геофизики, а именно к области проведения комплекса геофизических исследований горизонтальных скважин при поисках и разведке залежей полезных ископаемых, и может быть использовано для одновременного проведения электрического и радиоактивного каротажа, инклинометрии, акустического каротажа и т.д.

Изобретение относится к области геофизики, а именно к нефтепромысловой геофизике, и может быть использовано при исследовании скважин, преимущественно горизонтальных, методом нейтронного каротажа для определения характеристик, в частности пористости, окружающих скважину пластов.

Изобретение относится к каротажу нефтегазовых скважин радиоактивными методами, в частности к каротажу скважин с использованием генератора нейтронов и спектрометрической регистрации гамма-излучения, вызванного взаимодействием нейтронов с горной породой (раздельно гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР) и гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ)), и может быть использовано при оценке насыщения нефтегазового коллектора путем выделения в указанных спектрах сигналов, пропорциональных содержанию углерода, кислорода, кремния и кальция и формирования из них синтетических трехкомпонентных сигналов для каждого из зондов прибора, по совокупности которых оценивают насыщение коллектора, в частности, нефтенасыщенность коллектора нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для определения скважинных скоростей потока бурового раствора (БР) и других скважинных параметров.

Изобретение относится к области исследования или анализа материалов радиационными методами с измерением вторичной эмиссии с использованием нейтронов, в частности для неразрушающего дистанционного контроля различных скрытых веществ

Использование: для определения абсолютных концентраций элементов из нейтронной гамма-спектроскопии. Сущность: заключается в том, что система для нейтронной гамма-спектроскопии содержит скважинный инструмент, содержащий источник нейтронов, сконфигурированный испускать нейтроны в подземную формацию, чтобы вызвать события неупругого рассеяния и события поглощения нейтронов; монитор нейтронов, сконфигурированный обнаруживать скорость счета испущенных нейтронов; и детектор гамма-излучения, сконфигурированный принимать спектр гамма-излучения, полученный, по меньшей мере, частично, из неупругого гамма-излучения, полученного вследствие событий неупругого рассеяния и гамма-излучения захвата нейтронов, полученных вследствие событий захвата нейтронов; и схему обработки данных, сконфигурированную определять относительные вклады элементов из спектра гамма-излучения и определять абсолютный вклад элементов на основании, по меньшей мере, частично, нормализации относительных вкладов элементов по скорости счета испущенных нейтронов. Технический результат: обеспечение возможности определения точной концентрации элементов при нейтронной гамма-спектроскопии. 5 н. и 27 з.п. ф-лы, 6 ил.

Использование: для каротажа скважины с помощью нейтронно-индуцируемого гамма-излучения. Сущность: заключается в том, что скважинный инструмент содержит источник нейтронов, сконфигурированный для излучения нейтронов согласно схеме формирования импульсов, причем схема формирования импульсов включает в себя задержку между двумя импульсами, причем задержка является достаточной, чтобы, по существу, все события захвата нейтронов, обусловленные излученными нейтронами, могли прекратиться, и причем задержка больше или равна приблизительно 1 с, детектор гамма-излучения, сконфигурированный для регистрации гамма-излучения активации, вырабатываемого, когда элементы, активированные излученными нейтронами, распадаются до нерадиоактивного состояния. Технический результат: обеспечение возможности определения элемента пласта посредством только гамма-излучения активации из активированных пластовых ядер. 3 н. и 20 з.п. ф-лы, 10 ил.

Использование: для определения коэффициента нефтегазонасыщенности. Сущность: заключается в том, что выполняют измерения методом ИНК и расчет макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов горной породы, определяют по комплексу ГИС макрокомпонентный состав пород, включая пористость, при этом для расчета макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов пластовой водой и углеводородами используют их элементный состав и плотность, а сам расчет углеводородонасыщенности осуществляют по определенной зависимости, при этом для расчета макроскопических сечений поглощений тепловых нейтронов макрокомпонентами, образующими твердую фазу пород, дополнительно подготавливают коллекцию образцов керна из опорных скважин, на которой проводят измерения минерального, элементного состава образцов и потери веса образца при нагревании, формируют минерально-компонентную модель породы и рассчитывают макроскопические сечения поглощения тепловых нейтронов для каждой макрокомпоненты, образующей твердую фазу породы. Технический результат: повышение точности определения содержания углеводородов.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения насыщения флюидом порового пространства пород исследуемых пластов. Способ определения насыщения водой в подземном пласте включает в себя определение глубины проникновения в пласт на основании множества измерений, выполняемых в стволе скважины, пробуренном сквозь пласт. Измерения имеют различные глубины исследования в пласте. Углерод и кислород в пласте измеряют в по существу том же продольном положении, как положение определения глубины проникновения. Измеренные углерод, кислород и глубину проникновения используют для определения насыщения водой в по существу не затронутой проникновением фильтрата части пласта. Технический результат: повышение точности данных относительно насыщения пластовых пород флюидами. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 4 ил.

Использование: для измерения пористости. Сущность изобретения заключается в том, что нейтронный скважинный прибор для определения пористости включает источник нейтронов, устройство контроля нейтронов, детектор нейтронов и схему обработки данных. Источник нейтронов может излучать нейтроны в подземный пласт, а устройство контроля нейтронов определяет отсчет нейтронов, пропорциональный излучаемым нейтронам. Детектор нейтронов может определить отсчет нейтронов, которые рассеиваются от подземного пласта. Схема обработки данных может определить скорректированную на влияние от окружающей среды пористость подземного пласта на основе, по меньшей мере отчасти, отсчета нейтронов, рассеянных от подземного пласта, нормализованного к отсчету нейтронов, пропорциональному нейтронам, излучаемым источником нейтронов. Технический результат: обеспечение возможности нейтронного геофизического исследования пористости с высокой точностью и уменьшенными литологическими влияниями. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 16 ил.

Использование: для определения состояния продуктивного пласта импульсным нейтронным методом. Сущность изобретения заключается в том, что перемещают каротажный прибор по стволу скважины, генерируют импульсно-периодический поток быстрых нейтронов в скважине, осуществляют временной анализ плотности потока тепловых нейтронов на каждом кванте глубины, на которые разбивается пласт, определяют значения фоновых декрементов спада плотности тепловых нейтронов, при этом закачивают в скважину под давлением раствор-реагент, содержащий соединения элементов с аномально высоким макросечением радиационного захвата нейтронов, вторично определяют значения декрементов спада плотности тепловых нейтронов, генерируют в скважине ультразвуковое излучение, воздействуют этим излучением на пласт, после чего снова определяют значения декрементов спада плотности тепловых нейтронов по выполнению соответствующей системы неравенств, содержащих значения декрементов, полученные на трех этапах измерений. По выполнению этих неравенств судят о возможности поддержания дебита скважины на эксплуатационном уровне при периодическом воздействии на пласт продольной акустической волной давления. Технический результат: обеспечение возможности выделения продуктивных пластов, в которых применение метода акустического воздействия на пласт для поддержания дебита скважины на эксплуатационном уровне дает положительный результат. 1 ил.

Использование: для измерения пористости методом нейтронного каротажа. Сущность изобретения заключается в том, что представлены система, способ и прибор для определения значений пористости подземного пласта, скорректированных с учетом влияния скважины. Скважинный прибор, опускаемый в скважину подземного пласта, включает источник нейтронов, два или более детектора нейтронов и схему обработки данных. Источник нейтронов испускает нейтроны в подземный пласт. Два или более детектора нейтронов размещаются в двух или более азимутальных ориентациях в скважинном приборе и детектируют нейтроны, рассеянные подземным пластом или скважинным флюидом в скважине или ими обоими. Основываясь на нейтронах, детектированных детекторами нейтронов, электронная схема обработки данных определяет значение пористости подземного пласта, скорректированное с учетом влияния скважины. Технический результат: повышение точности измерений. 4 н. и 25 з.п. ф-лы, 37 ил.

Использование: для определения плотности подземных пластов. Сущность изобретения заключается в том, что определение плотности подземного пласта, окружающего буровую скважину, производят на основании измерения гамма-излучения, возникающего в результате облучения пласта ядерным источником в корпусе прибора, расположенного в буровой скважине, и измерения потока гамма-излучения в корпусе прибора при двух различных расстояниях детекторов от источника, при этом способ содержит определение по существу прямолинейного соотношения между измерениями потоков гамма-излучения при каждом отличающемся расстоянии детекторов применительно к плотности пласта в случае отсутствия отклонения корпуса прибора; определение соотношения, устанавливающего девиацию плотности за счет отклонения прибора, определяемой на основании измерений измеряемого потока гамма-излучения при двух различных расстояниях детекторов, по плотности, вычисляемой на основании прямолинейных соотношений; и для данной пары измерений потока гамма-излучения при различных расстояниях детекторов определение пересечения соотношения, устанавливающего девиацию, с прямолинейным соотношением с тем, чтобы обозначить плотность пласта, окружающего буровую скважину; при этом источник представляет собой нейтронный источник, а гамма-излучение, измеряемое в корпусе прибора, представляет собой наведенное нейтронами гамма-излучение, являющееся результатом нейтронного облучения пласта. Технический результат: повышение точности определения плотности подземных пластов. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх