Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (варианты)



Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (варианты)
Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (варианты)
Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (варианты)
Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (варианты)

 


Владельцы патента RU 2476671:

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны пластов. Задачей заявляемого способа является расширение области применения, повышение его точности и информативности. Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов, включающий определение коэффициента пористости исследуемого пласта, с использованием двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам. Вычисление функции пористости, как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов. Регистрацию спектральных интенсивностей ГИРЗ. Измерения производят в период схватывания цемента после промежутка времени 2-4 суток с начала цементирования ствола скважины, или спустя 2-4 часа после поднятия бурового инструмента из скважины. Стоят кросс-плоты по зависимостям. На кросс-плотах производят аппроксимацию нижних точек квадратичной функции, соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора, и вычисляют по приведенной формуле функцию, отражающую «дефицит плотности и водородосодержания» в ближней зоне. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны пластов с помощью комплекса нейтронных методов.

При бурении нефтяных скважин в результате спускоподъемных операций в прискважинной части в нефтеносных и газоносных пластах образуется газоводонефтяная эмульсия в ближней зоне за счет знакопеременных воздействий и нарушений геохимического равновесия в ближней части пласта. В водоносных пластах такой зоны не образуется из-за низкой растворимости газов в водоносных пластах.

При обсадке и цементировании нефтегазовых скважин при схватывании цемента происходит повышение температуры и уменьшение его объема, последнее приводит к депрессии на пласты-коллекторы. В результате за счет различного растворения газов в нефти и пластовых водах независимо от их минерализации, тем более в газоносных пластах и нефтеносных пластах, происходит «подсос» газа в ближнюю зону. Повышение температуры усиливает процесс выделения газа и нефти. В водоносных пластах производится «подсос» пластовых вод (Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. - М.: Недра, 1990. - С.150-156).

Таким образом, наличие или отсутствие такого газа в прискважинной зоне пласта является диагностическим признаком нефтеносного или водоносного пластов.

Нейтронные методы имеют малый радиус исследования и хорошую чувствительность к «дефициту плотности и водородосодержанию» в ближней зоне.

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.

Указанный метод информативен после расформирования зоны проникновения фильтрата бурового раствора. Расформирование зоны проникновения в зависимости от многих геолого-технических факторов происходит через 0,5-1,5 года, что является дополнительным фактором, сдерживающим широкое применение метода. Метод также предполагает насыщение водоносных пластов высокоминерализованной пластовой водой с минерализацией по хлористому натрию более 50 г/л.

Известна аппаратура СПРК (спектрометрический прибор радиоактивного каротажа), в которой реализованы - спектрометрическая модификация метода СНГК (нейтронный гамма-каротаж) на ряд химических элементов, 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).

Область спектрального распределения ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата) с энергией более 1 МэВ несет информацию об элементном составе горных пород. Область спектра с энергией от 0,5 до 2,5 МэВ условно называют «мягкой». Здесь преобладает ГИРЗ водорода по сравнению с породообразующими элементами. Лысенков А.И. Хлорный каротаж на базе стационарных нейтронных источников. // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2006. - Вып.7-8 (148-149). - C.113).

Здесь в качестве аналитических параметров, отражающих содержание хлора, в аппаратуре используются комплексные функционалы F(Cl), 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.

Наряду с характером насыщения на зависимость F(Cl) существенно играет пористость. Для исключения влияния пористости для нефтеносных пластов в первом приближении функцию F(Cl) вычисляют следующим образом:

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

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

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

Таким образом, известный способ определения состава углеводородов в пластах нефтегазовых скважин по содержанию хлористого натрия - М(Сl) 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» Р(Сl_ж) с использованием диапазона энергий более 2,3 МэВ, функция хлора «мягкая» Р(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 Р(Сl_ж) от F(Kп), F(Cl_м) от F(Kп), F(Сl_ннк) от F(Kп) строят зависимости, соответствующие водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП). Вычисляют функции массы хлора - F[М(Сl_ж)], F[M(Cl_м)], S[М(Сl_ннк)], связанные с содержанием хлора в коллекторе, (условные единицы). Затем определяют коэффициент нефтенасыщенности.

Известный метод применяется в основном в эксплуатационных скважинах старого фонда, где произошло расформирование зоны проникновения. Метод мало информативен на месторождениях нефти с закачкой пресных вод для поддержания пластового давления, так как пресная вода и нефть не содержат хлор и близки по ядерно-физическим свойствам. Метод осуществим с использованием высокоминерализованных пластовых вод.

Указанные геолого-технические факторы усложняют и искажают вычисление коэффициента нефтенасыщенности, что приводит к снижению точности и информативности метода.

Задачей заявляемого способа является расширение области применения, повышение его точности и информативности.

Поставленная задача решается тем, что в способе определения характера насыщения пластов обсаженных нефтегазовых скважин (первый вариант), содержащем определение коэффициента пористости (Кп) 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 методом 2ННКт:

где: IмзННКт - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, в условных единицах,

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

измерение спектральных интенсивностей ГИР3-IСНГК, в условных единицах,

согласно изобретению указанные измерения производят в период схватывания цемента после промежутка времени 2-4 суток с начала цементирования ствола скважины, при этом строят кросс-плоты по зависимости:

где: IСНГК - спектральная интенсивность ГИРЗ в области менее 500 МэВ, в условных единицах,

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

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

затем на указанных кросс-плотах производят аппроксимацию нижних точек квадратичной функции - F(вп):

соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора,

и вычисляют функцию, отражающую «дефицит плотности и водородосодержания» в ближней зоне - F(дп):

где: F(тек) - текущее значение функции , в условных единицах,

а, в и с - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине,

затем по максимальной величине параметра F(дп) определяют газоносные пласты, по средней его величине - нефтеносные и по его минимальному значению - водоносные.

Поставленная задача по второму варианту решается тем, что в способе определения характера насыщения пластов необсаженных нефтегазовых скважин, содержащем определение коэффициента пористости (Кп) 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 методом 2ННКт:

где: IмзННКт - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, в условных единицах,

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

измерение спектральных интенсивностей ГИРЗ-IСНГК, в условных единицах,

согласно изобретению указанные измерения производят спустя 2-4 часа после поднятия бурового инструмента из скважины, при этом строят кросс-плоты по зависимости:

где: IСНГК - спектральная интенсивность ГИРЗ в области менее 500 МэВ, в условных единицах,

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

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

затем на указанных кросс-плотах производят аппроксимацию нижних точек квадратичной функции - F(вп):

соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора, и вычисляют функцию, отражающую «дефицит плотности и водородосодержания» в ближней зоне - F(дп):

где: F(тек) - текущее значение функции , в условных единицах,

а, в и с - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине,

затем по максимальной величине параметра F(дп) определяют газоносные пласты, по средней его величине - нефтеносные и по его минимальному значению - водоносные.

На фиг.1 приведен кросс-плот типа для обсаженных скважин.

На фиг.2 представлен пример определения характера насыщения в коллекторах обсаженной скважины по комплексу СНГК и 2ННКт в сравнении с данными по БК (боковой каротаж).

На фиг.3 приведен кросс-плот для необсаженных скважин.

На фиг.4 дан пример определения характера насыщения в коллекторах необсаженной скважины по комплексу СНГК и 2ННКт в сравнении с данными по БК (боковой каротаж).

Суть заявляемого способа.

В силу большого различия ядерно-геофизических свойств в ближней зоне газа и пластовой воды, комплексом радиоактивных методов, включающим метод спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК) и нейтрон- нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКт), уверенно выделяют зоны скопления газа в течение 2-4 суток после цементирования колонны или спустя 2-4 часа после поднятия бурового инструмента из скважины.

Для реализации технологии выделения скоплений газа в скважине используется зонд СНГК большой 50-70 см и малый зонд 15-25 см. В спектре нейтронного гамма- излучения используют мягкую часть с энергией менее 500 кэВ, наиболее чувствительную к «дефициту плотности и водородосодержанию» за колонной, т.е. к содержанию газа. Малый зонд ННКт имеет малый радиус исследования и также обладает высокой чувствительностью к «дефициту плотности и водородосодержания». В результате того, что мягкая часть нейтронного гамма-излучения представляет собой многократно рассеянное гамма-излучение, оно имеет более высокую чувствительность к «дефициту плотности и водородосодержания» по сравнению с методом ННКт. Произведя нормировку показаний по мягкой части нейтронного гамма-излучения на показания метода ННКт, полученное соотношение будет уверенно выделять газоносные пласты с наибольшими показаниями, нефтеносные - средними, а водоносные - минимальными при одинаковой пористости коллекторов.

В случае наличия в разрезе нефтегазовых скважин коллекторов с различной пористостью строятся кросс-плоты типа:

Характерно, что отношение не зависит от минерализации пластовых вод и тесно связано с пористостью пластов.

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.

После построения кросс-плота типа производится аппроксимация нижних точек квадратичной функции типа F(вп)=a·F(Kп)2±в·F(Kп)+с, соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора F(вп). Квадратичная зависимость выведена в результате экспериментальных работ с моделями пластов и рассчитывается по расположению нижних точек на кросс-плотах.

Вычисление коэффициентов а, в, с осуществляется согласно методике интерпретации плотностного гамма-гамма метода (Кожевников Д.А., Коваленко К.В. «Адаптивная петрофизическая интерпретация плотностного гамма-гамма метода» // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2010. -Вып.1(190). - С.68).

В дальнейшем производится вычисление функции, отражающей «дефицит плотности и водородосодержания» в ближней зоне F(дп):

F(дп)=F(тек)-F(вп),

где: F(тек) - текущее значение функции

F(вп)=а·F(Kп)2±в·F(K)+с.

В результате этой манипуляции устраняется влияние пористости пластов на аналитический параметр F(дп) и однозначно выделяются газоносные пласты по максимальной величине этого параметра, нефтеносные - по средней его величине и водоносные - по минимальным показаниям.

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 СНГК и метод 2ННКт.

В период схватывания цемента спустя 2-4 суток после начала цементирования в обсаженной скважине (первый вариант) или спустя 2-4 часа после поднятия бурового инструмента из скважины (второй вариант) с помощью двухзондовой аппаратуры 2ННКт определяют коэффициент пористости Кп, в процентном содержании (%), записывают функцию F(Kп) - функцию пористости в условных единицах (у.е.). По методу СНГК записывают: спектральные интенсивности ГИРЗ в области менее 500 МэВ, в условных единицах (у.е.).

Строят кросс-плоты типа:

После построения кросс-плота типа производят аппроксимацию нижних точек квадратичной функции типа F(вп)=a·F(Kп)2±в·F(Kп)+с, соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора F(вп).

Пример записи кросс-плота для обсаженных скважин приведен на фиг.1.

Кривая «а» - описывает нижние точки квадратичной зависимости - F(вп), по которой можно вычислить значения функции F(вп).

По оси χ даны значения функции пористости F(Kп) в условных единицах, по оси у - значения функции в условных единицах.

Пример записи кросс-плота для необсаженных скважин приведен на фиг.3.

Кривая «б» - описывает нижние точки квадратичной зависимости - F(вп).

По оси χ даны значения функции пористости F(Kп) в условных единицах, по оси у - значения функции в условных единицах.

Далее производится вычисление функции, отражающей «дефицит плотности и водородосодержания» в ближней зоне F(дп):

F(дп)=F(тек)-F(вп),

где: F(тек) - текущее значение функции

На фиг.2 представлены конкретные значения F(дп) по глубине, характеризующие характер насыщения пластов в обсаженной скважине.

На фиг.4 представлены конкретные значения F(дп) по глубине, характеризующие характер насыщения пластов в необсаженной скважине.

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

1. Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов обсаженных нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (Первый вариант), содержащий определение коэффициента пористости (Кп) исследуемого пласта с использованием двух зондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт), вычисление функции пористости F(Kп) - как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах методом 2ННКт:

где 1 мзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, у.е. (условные единицы),
IбзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, у.е., измерение спектральных интенсивностей гамма излучения радиационного захвата (ГИРЗ) - IСНГК, у.е., отличающийся тем, что указанные измерения производят в период схватывания цемента после промежутка времени 2-4 сут с начала цементирования ствола скважины, при этом строят кросс-плоты по зависимости:

где IСНГК - спектральная интенсивность ГИРЗ в области менее 500 МэВ, у.е.,
IмзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, у.е.,
IбзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, у.е., затем на указанных кросс-плотах производят аппроксимацию нижних точек квадратичной функции - F(вп):

соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора, и вычисляют функцию, отражающую «дефицит плотности и водородосодержания» в ближней зоне - F(дп):

где F(тек) - текущее значение функции , у.е.,
а, в и с - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине,
затем по максимальной величине параметра F(дп) определяют газоносные пласты, по средней его величине - нефтеносные и по его минимальному значению - водоносные.

2. Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов необсаженных нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (Второй вариант), содержащий определение коэффициента пористости (Кп) исследуемого пласта с использованием двух зондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт), вычисление функции пористости F(Kп) - как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах методом 2ННКт:

где IмзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, у.е. (условные единицы),
IбзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, у.е., измерение спектральных интенсивностей гамма излучения радиационного захвата (ГИРЗ) - IСНГК, у.е., отличающийся тем, что указанные измерения производят спустя 2-4 ч после поднятия бурового инструмента из скважины, при этом строят кросс-плоты по зависимости:

где IСНГК- - спектральная интенсивность ГИРЗ в области менее 500 МэВ, у.е.,
IмзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, у.е.,
IбзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, у.е., затем на указанных кросс-плотах производят аппроксимацию нижних точек квадратичной функции - F(вп):
F(вп)=a·F(Kп)2±в·F(Kп)+c,
соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора, и вычисляют функцию, отражающую «дефицит плотности и водородосодержания» в ближней зоне - F(дп):
F(дп)=F(тек)-F(вп),
где Р(тек) - текущее значение функции , у.е.,
а, в и с - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине,
затем по максимальной величине параметра F(дп) определяют газоносные пласты, по средней его величине - нефтеносные и по его минимальному значению - водоносные.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин. .

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин, а именно к группе ядерно-физических методов исследования минерального сырья. .

Изобретение относится к недеструктивному анализу природных сред, а более конкретно к группе геофизических методов, предназначенных для количественной оценки качества руд в естественном залегании, например в скважинах, и может быть использовано при поисках и разведке железных руд в геологии и геофизике.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при поисках, разведке и эксплуатации нефтяных месторождений. .

Изобретение относится к скважинным устройствам и, в особенности, к устройству для каротажа скважины, способному работать в стволах скважин с широким диапазоном размеров.

Изобретение относится к системам и способам мониторинга температур протяженных объектов, в частности в различных скважинах в грунте, в том числе в мерзлых, промерзающих и протаивающих грунтах, в строительстве, на любых сложных нелинейных объектах, а также в резервуарах для неагрессивных жидкостей.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к системе мониторинга и управления нефтяными скважинами как на буровой площадке, так и в удаленном местоположении.

Изобретение относится к области исследования скважин и применяется для мониторинга газа в буровой скважине (МГС). .
Изобретение относится к информационно-измерительной технике, в частности к забойным телеметрическим системам
Наверх