Осуществляемое через обсадную колонну нейтронное измерение, устройство, система для его осуществления и их применение

Изобретение относится к системам, устройствам и способам осуществления измерений свойств формации. Техническим результатом является повышение эффективности определения параметров формации. Способ включает излучение нейтронного поля в формацию из источника нейтронов, получение данных, включающих в себя дальние данные нейтрон-нейтронного метода (LNN), ближние данные нейтрон-нейтронного метода (SNN), дальние данные нейтронного гамма-метода (LNG) и ближние данные нейтронного гамма-метода (SNG), на основании нейтронного поля, излученного в формацию, объединение дальних данных с ближними данными для снижения ошибки, связанной с оцениваемой характеристикой. При этом оцениваемая характеристика является нейтронной пористостью (QTP). Причем указанную характеристику QTP оценивают по математической формуле. 6 н. и 9 з.п. ф-лы, 15 ил., 1 табл.

 

Область техники

Настоящее изобретение относится к системам, устройствам и способам осуществления измерений свойств формации, осуществляемых через трубу, и определению характеристик формации на основании этих измерений.

Уровень техники

Скважинные измерительные устройства могут быть использованы для определения характеристик формаций, окружающих ствол скважины, и указанные приборы обычно используют в стволах скважины, пробуренных в целях извлечения натуральных ресурсов, таких как углеводороды, из формаций, окружающих ствол скважины. Скважинные измерительные устройства могут осуществлять различные типы измерений, например, скважинное измерительное устройство может осуществлять измерения гамма-излучений, измерения тепловых нейтронов, измерения сопротивлений или другие типы измерений.

В настоящее время существует множество физических механизмов, используемых для осуществления оценки формации, осуществляемой через обсадную колонну, и других скважинных измерений. Примером основанных на использовании нейтронов измерений могут служить импульсный нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам, импульсный нейтронный гамма-метод, гамма-гамма-метод, нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам, нейтрон-нейтронный метод по надтепловым нейтронам и т.п. Следует отметить, что наименования устройств для скважинных геофизических измерений основаны на источнике - физическом механизме обнаружения. Например, нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам указывает на наличие источника нейтронов и обнаружение тепловых нейтронов. Большая часть указанных систем использует один источник для каждого физического механизма, что далее будет именоваться измерением на основе одного физического механизма. Системы, которые используют один источник для двух физических механизмов, будут именоваться системами для измерения на основе двух физических механизмов. Из имеющихся в настоящее время систем на основе двух физических механизмов следует отметить систему, в которой используют сочетание нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам и нейтрон-нейтронного метода по надтепловым нейтронам. Кроме того, известно измерительное устройство на основе двух физических механизмов, таких как нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам и нейтронный гамма-метод, построенное в Азербайджане.

Некоторые упущения или недостатки, присущие использованию измерений на основе одного физического механизма, заключаются в отсутствии поправок для некоторых факторов, таких как шероховатость стенок ствола скважины, изменения жидкость в кольцевом пространстве, минералогический состав, свойства труб и т.п. Для компенсации указанных недостатков используют двойные детекторы. Обычно эти устройства именуют устройствами для компенсированного каротажа. Другое решение заключается в объединении нескольких измерительных устройств на основе одного физического механизма, включая устройства для компенсированного каротажа, во время анализа. Примером является использование физических механизмов нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам и гамма-гамма-метода, обычно именуемых измерениями плотности нейтронов. Осуществляемые через обсадную колонну измерения также ограничивают эффективность некоторых физических механизмов. Например, измерения гамма-гамма-методом ограничены, поскольку сама обсадная колонна экранирует гамма-излучение и, следовательно, имеют место потери, поскольку гамма-фотоны проходят от источника через обсадную колонну, а затем обратно, в качестве фотонов, возвращаются обратно в детектор. Это приводит к низким значениям скорости счета и увеличивает ошибку в измерениях.

Нейтроны могут легко проходить через обсадную колонну и, следовательно, осуществление измерений через обсадную колонну представляет собой логичный выбор. Среди измерений на основе нейтронных физических механизмов, импульсные нейтронные устройства сами по себе не пригодны для измерений на основе двух физических механизмов. Причина этого в том, что длина импульсного источника нейтронов не позволяет осуществить эффективное расположение необходимых детекторов для осуществления измерений. Химические источники нейтронов являются более компактными, и, следовательно, могут быть эффективно использованы для измерений на основе двух физических механизмов. Измерение по надтепловым нейтронам очень чувствительно к шероховатостям ствола скважины, и, следовательно, не является идеальным выбором для определения параметров формации.

Таким образом, существует необходимость в создании измерительного прибора или каротажного устройства, а также способа осуществления оценки формации при помощи указанного прибора или устройства.

Сущность изобретения

Раскрыты способы, системы и приборы каротажа для оценки характеристик формации или формаций, смежных со стволом скважины, в котором расположен прибор каротажа. Характеристики оценивают на основании определения поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам и поля нейтронного гамма-метода, которые сгенерированы источником нейтронов, осуществляющим излучение нейтронов в формацию, при этом характеристики полей считывают детекторы, как правило, четыре детектора, расположенные в некоторой конфигурации относительно источника нейтронов для того, чтобы снизить ошибку, связанную с обнаруженными полями. Это может быть осуществлено при помощи объединенной формулы, поскольку определено, что ошибки, связанные с полем нейтронного гамма-метода, противоположны ошибкам, связанным с полем нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам.

Прибор каротажа может быть использован в скважинах, в которых была установлена колонна обсадных труб, поскольку измерения могут быть осуществлены через колонну обсадных труб, а также могут быть оценены различные характеристики формации, что, тем самым, позволяет проводить оценку после установки колонны обсадных труб, а также осуществлять мониторинг формации на различных стадиях процесса добычи.

Согласно одному варианту осуществления настоящее изобретение предоставляет способ оценки характеристики формации, смежной со стволом скважины, включающий:

излучение нейтронного поля в формацию из источника нейтронов;

получение данных, включающих в себя дальние данные нейтрон-нейтронного метода (LNN), ближние данные нейтрон-нейтронного метода (SNN), дальние данные нейтронного гамма-метода (LNG) и ближние данные нейтронного гамма-метода (SNG), на основании нейтронного поля, излученного в формацию;

объединение дальних данных с ближними данными для снижения ошибки, связанной с оцениваемой характеристикой.

Согласно дополнительному варианту осуществления способа, указанного выше, способ дополнительно включает стадию:

оптимизации удаления дальних детекторов нейтронов, предназначенных для обнаружения LNN, а также удаления ближних детекторов нейтронов, предназначенных для обнаружения SNN, относительно источника нейтронов для минимизации ошибки, связанной с оцениваемой характеристикой.

Согласно дополнительному варианту осуществления способа, указанного выше, способ дополнительно включает стадию:

оптимизации удаления дальних детекторов гамма-излучения, предназначенных для обнаружения LNG, а также удаления ближних детекторов гамма-излучения, предназначенных для обнаружения SNG, относительно источника нейтронов для минимизации ошибки, связанной с оцениваемой характеристикой.

Согласно дополнительному варианту осуществления способа, указанного выше, данные получают через обсадную колонную труб ствола скважины.

Согласно дополнительному варианту осуществления способа, указанного выше, стадия объединения включает отмену ошибки, связанной с дальними данными, с использованием ошибки, связанной с ближними данными.

Согласно дополнительному варианту осуществления способа, указанного выше, характеристика является нейтронной пористостью (QTP), при этом формула для оценки характеристики QTP выглядит следующим образом:

где А и В определены эмпирически, причем указанные величины зависят от диаметра долота и количества материала с высокой плотностью в объеме исследования.

Согласно дополнительному варианту осуществления способа, указанного выше, характеристика является нейтронной глинистостью (QNC), при этом формула для оценки характеристики QNC выглядит следующим образом:

где А, В, С и D являются определяемыми эмпирическим способом коэффициентами.

Согласно дополнительному варианту осуществления способа, указанного выше, А, В, С и D составляют 0,004, 0, 1,9 и - 1,5, соответственно.

Согласно дополнительному варианту осуществления способа, указанного выше, характеристика является нейтронной жидкостью (QNL), при этом формула для оценки характеристики QNL выглядит следующим образом:

где А и В выбирают так, чтобы создать лучшее перекрытие QNL и QTP.

Согласно дополнительному варианту осуществления способа, указанного выше, характеристика является водонасыщенностью (QNC), при этом формула для оценки характеристики Sw выглядит следующим образом:

где

k=коэффициент текучей среды;

f=коэффициент формации;

QEP=эффективная пористость (без глины), определяемая с использованием четырех типов наборов данных; и

QEL=эффективная жидкостная пористость (без глины), определяемая с использованием четырех типов наборов данных; и

где

QEP и QEL определяют следующим способом:

QEP=QTP-QC и QEL=QL-QC,

где

QTP=общая пористость, определяемая с использованием четырех типов наборов данных;

QC=пористость глины, определяемая с использованием четырех типов наборов данных; и

QL=жидкостная пористость, определяемая с использованием четырех типов наборов данных;

коэффициент текучей среды

где

MaxPor=WaterPor-OilPor;

WaterPor определяют следующим способом:

OilPor определяют следующим способом:

OilPor=0.1333*oilAPI+71, и

QLgain вычисляют следующим способом

Согласно другому варианту осуществления настоящее изобретение предоставляет способ определения относительной объемной плотности формации, смежной со стволом скважины, через колонну обсадных труб ствола скважины, включающий:

излучение нейтронного поля в формацию из источника нейтронов;

получение дальних показаний поля нейтрон-нейтронного метода (LNN) и дальних показаний поля нейтронного гамма-метода (LNG);

преобразование LNN и LNG для пористости с тем, чтобы получить LNNpor и LNGpor, соответственно; и

определение относительной объемной плотности посредством вычитания LNGpor из LNNpor,

причем LNNpor и LNGpor представляют преобразованное для пористости число подсчетов.

Согласно другому варианту осуществления настоящее изобретение предоставляет способ определения диаграммы радиоактивного каротажа, отображающей диаметр ствола скважины, формации, смежной со стволом скважины, через колонну обсадных труб ствола скважины, включающий:

излучение нейтронного поля в формацию из источника нейтронов;

получение дальних показаний поля нейтрон-нейтронного метода (LNN) и ближних показаний поля нейтрон-нейтронного метода (SNN);

преобразование LNN и SNN для пористости с тем, чтобы получить LNNpor и SNNpor, соответственно; и

определение диаграммы радиоактивного каротажа, отображающей диаметр ствола скважины, посредством вычитания LNNpor из SNNpor;

при этом SNNpor и LNNpor представляют преобразованное для пористости число подсчетов.

Согласно другому варианту осуществления настоящее изобретение предоставляет способ определения химического воздействия формации, смежной со стволом скважины, через колонну обсадных труб ствола скважины, включающий:

излучение нейтронного поля в формацию из источника нейтронов;

получение дальних показаний поля нейтронного гамма-метода (LNG) и ближних показаний поля нейтрон-нейтронного метода (SNN);

преобразование LNG и SNN для пористости с тем, чтобы получить LNGpor и SNNpor, соответственно; и

определение химического воздействия при помощи вычитания LNGpor из SNNpor,

причем SNNpor и LNGpor представляют преобразованное для пористости число подсчетов одним детектором.

Согласно другому варианту осуществления настоящее изобретение предоставляет систему для оценки характеристики формации, смежной со стволом скважины, содержащую:

прибор каротажа для внутрискважинного использования, собирающий данные для оценки характеристики формации, смежной со стволом скважины, причем прибор каротажа содержит:

источник нейтронов для излучения нейтронного поля в формацию;

ближний детектор для обнаружения поля нейтронного гамма-метода и поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам; и

дальний детектор для обнаружения поля нейтронного гамма-метода и поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам; и

вычислительное устройство для объединения дальних данных и ближних данных для того, чтобы снизить ошибку, связанную с оцениваемой характеристикой.

Согласно другому варианту осуществления настоящее изобретение предоставляет прибор каротажа для внутрискважинного использования, собирающий данные для оценки характеристики формации, смежной со стволом скважины, причем прибор каротажа содержит:

источник нейтронов для излучения нейтронного поля в формацию;

ближний детектор для обнаружения поля нейтронного гамма-метода и поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам; и

дальний детектор для обнаружения поля нейтронного гамма-метода и поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам.

Согласно дополнительному варианту осуществления прибора каротажа, указанного выше, ближний детектор и дальний детектор расположены на оптимальном расстоянии от источника нейтронов так, что ошибка, связанная с ближним детектором, по существу устраняет ошибку, связанную с дальним детектором.

Согласно дополнительному варианту осуществления прибора каротажа, указанного выше, прибор каротажа дополнительно содержит кожух, содержащий бериллиево-медный сплав.

Краткое описание чертежей

Далее в настоящем документе приводится раскрытие вариантов осуществления, описанных со ссылками на прилагаемые фигуры, где:

на фиг.1 представлена схема прибора нейтронного каротажа с одним источником для осуществления обнаружения нейтронов в стволе скважины, необязательно через колонну обсадных труб, при этом обнаружение обеспечивает получение характеристик формаций, смежных или практически смежных со стволом скважины;

на фиг.2 представлена схема буровой системы, предназначенной для осуществления нейтронных измерений с использованием одного источника нейтронов;

на фиг.3 представлена схема примера прибора каротажа с один источником нейтронов, содержащего как дальние, так и ближние детекторы, способные осуществлять измерения через колонну обсадных труб ствола скважины;

на фиг.4 представлен еще один пример прибора каротажа с один источником, содержащего как дальние, так и ближние детекторы, способные осуществлять измерения через колонну обсадных труб ствола скважины;

на фиг.5 представлен график, показывающий тестовые данные, иллюстрирующие углы наклона линий, построенных с использованием натурального логарифма полей нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам и нейтронного гамма-метода;

на фиг.6 представлен график, иллюстрирующий влияние колонны обсадных труб на поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам и нейтронного гамма-метода;

на фиг.7 представлен график, иллюстрирующий зависимость приращения QTP (А) от массы различных колонн обсадных труб при характеристике нейтронной пористости, полученной с использованием четырех типов наборов данных;

на фиг.8 представлен график, показывающий тестовые данные, иллюстрирующие эффект изменения минерализации воды до нефти 32 API при характеристике нейтронной жидкости, определенной с использованием четырех типов наборов данных;

на фиг.9 представлен график, демонстрирующий тестовые данные, иллюстрирующие кривую пористости без глины по технологии Quad Neutron, построенную относительно пористости породы, совместно с пористостью по данным нейтронного плотностного каротажа, выполненного в необсаженном стволе скважины, на кварцевом и известковом скелетах горной породы, при этом кривая по технологии Quad Neutron получена через колонну обсадных труб;

на фиг.10 представлены график данных, собранных в стволе скважины, который использовали для сбора данных, отмеченных на фиг.5, объемной глинистости породы, при этом график построен относительно кривой нейтронной глинистости, полученной с использованием четырех типов наборов данных, которую построили при измерении через колонную обсадных труб;

на фиг.11 представлены тестовые данные, иллюстрирующие кривую относительной объемной плотности (отмечена как СЕ), полученную с использованием четырех типов наборов данных, рядом с которой построены кривая объемной плотности (RHOB), полученная в необсаженной скважине, и кривая объемной плотности, полученная посредством анализа породы (CorBden).

на фиг.12 представлен график тестовых данных, иллюстрирующий текущую водонасыщенность пласта, полученную через колонну обсадных труб;

на фиг.13 представлен набор данных, собранный в горизонтальной скважине, изначально пробуренной и оставленной, поскольку во время бурения обнаружили присутствие очень малого количества нефти или отсутствие нефти. В скважине проложили систему труб с перфорированным коротким отрезком обсадной трубы на конце. При помощи канатно-тросовой установки прибор с запоминающим устройством по технологии Quad Neutron был введен под давлением до конца системы труб, а затем извлечен из нее при помощи канатно-тросовой установки;

на фиг.14 представлен график скважины, используемой при получении набора данных на фиг.13, показывающий производственные результаты, которые демонстрируют, что при помощи технологии Quad Neutron точно определили область с наиболее высокой нефтенасыщенностью, при этом измерения производили через колонну обсадных труб; и

на фиг.15 представлен график, демонстрирующий зависимость натурального логарифма значения скорости счета детектора от разнесения детекторов.

Подробное описание изобретения

Применение скважинного прибора каротажа или измерительного прибора для определения характеристик формаций существующего вертикального ствола скважины представлено в качестве примера на фиг.1. Как представлено на фигуре, ствол 102 скважины пробурен через несколько формаций 104а, 104b, 104с, 104d, 104е. Прибор 106 каротажа или измерительный прибор может быть спущен в ствол скважины для определения одной или нескольких характеристик, присущих формации (формациям). Прибор 106 каротажа может содержать, например, источник 108 нейтронов и несколько детекторов нейтронов, включающих в себя ближние детекторы 110а нейтронов и дальние детекторы 110b нейтронов, такие как детекторы гамма-излучения, детекторы тепловых нейтронов или детекторы надтепловых нейтронов. Расположение детекторов нейтронов будет более подробно рассмотрено ниже со ссылками на фиг.3 и 4. Характеристики измерений могут быть связаны с глубиной измерений внутри ствола скважины. Измерения в вертикальных, горизонтальных или наклоненных стволах скважин могут быть выполнены после выполнения бурения ствола скважины или после осуществления его бурения и установки колонны обсадных труб.

Технологию нейтронного анализа, в которой используют четыре различных типа сбора наборов данных, включая два набора данных от детекторов поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам (при этом один, который собран ближе к источнику нейтронов, именуют ближним полем или набором данных нейтрон-нейтронного метода, а другой, который собран дальше от источника нейтронов, именуют дальним полем или набором данных нейтрон-нейтронного метода), и два набора данных от детекторов поля нейтронного гамма-метода (при этом один, который собран ближе к источнику нейтронов, именуют ближним полем или набором данных нейтронного гамма-метода, а другой, который собран дальше от источника нейтронов, именуют дальним полем или набором данных нейтронного гамма-метода), именуют в настоящем документе технологией Quad Neutron, поскольку технология нейтронного анализа включает в себя четыре типа наборов данных, и прибор каротажа, который испускает и обнаруживает нейтронное поле, включает в себя, в этом случае, один источник нейтронов и два набора из двух детекторов, а именно ближних детекторов тепловых нейтронов и детекторов гамма-излучения и дальних детекторов тепловых нейтронов и детекторов гамма-излучения. Иллюстративный вариант осуществления буровой системы и прибора каротажа с одним источником нейтронов и использованием четырех типов наборов данных будет рассмотрен более подробно ниже со ссылками на фиг.2, 3 и 4.

Один источник нейтронов с несколькими детекторами может обеспечить полезную информацию касательно характеристик формаций. Как далее описано в настоящем документе, существует возможность получить характеристики формации на основании измерений нейтронного поля, собранных детекторами нейтронов, включая детекторы тепловых нейтронов и детекторы гамма-излучения, которые установлены в приборе каротажа близко или далеко от источников нейтронов.

На фиг.2 представлена схема буровой системы, предназначенной для осуществления измерений показателей формации с использованием прибора каротажа с одним источником нейтронов. Как представлено на фигуре, ствол 202 скважины пробурен через геологическую среду, которая может содержать несколько различных формаций 204а, 204b, 204с (совместно именуемых формациями 204). Следует понимать, что различные формации будут обладать различными характеристиками, такими как пористость, плотность, глинистость, нефтенасыщенность, водонасыщенность и другие характеристики. Ствол 202 скважины формируют буровой системой 206.

Буровая система 206 содержит несколько компонентов для бурения ствола 202 скважины, а также для измерения и получения данных каротажа ствола 202 скважины и окружающей формации 204. Следует понимать, что буровая система 206 является типичной буровой системой, при этом возможны различные специфические буровые системы, которые конкретно подходят для конкретного практического применения, известные специалисту в данной области техники. Буровая система 206 содержит колонну бурильных труб, расположенную в стволе скважины. Колонна бурильных труб содержит в своей головной части буровое долото 208 и гидравлический забойный двигатель 210. Буровой глинистый раствор с поверхности под давлением подают в гидравлический забойный двигатель 210. Подача бурового глинистого раствора вызывает вращение гидравлическим забойным двигателем 210 бурового долота 208. Следует отметить, что во время использования изображенного гидравлического забойного двигателя расположенные выше компоненты колонны, которые являются компонентами колонны бурильных труб, установленными между гидравлическим забойным двигателем 210 и поверхностью, не вращаются вместе с буровым долотом 208.

Одна или несколько труб 212 могут быть включены в состав колонны бурильных труб. Изображенная на фигуре труба 212 содержит несколько сенсорных устройств 216, 218, 226, расположенных в его внутреннем пространстве 214. Следует понимать, что множество различных сенсорных устройств может быть включено в состав колонны бурильных труб в различных местах. Изображенные на фигуре сенсорные устройства 216, 218, 226 расположены для удобства внутри одной и той же трубы 212. Различные сенсорные устройства могут характеризоваться различным функциональным назначением. Например, следует понимать, что сенсорное устройство 216 может осуществлять телеизмерения, измерения угла наклона, измерение напряжения магнитного поля, измерения давления, измерения вибраций или другие типы измерений по желанию и при необходимости.

Сенсорное устройство 218 также осуществляет измерения, однако, как описано ниже, оно осуществляет основанные на присутствии нейтронов измерения. Указанные измерения могут предоставлять сведения о характеристиках формации, окружающей ствол скважины. Характеристики формаций, которые могут быть определены на основании измерений, зависят от анализа, выполняемого после сбора полевой информации ближними и дальними сенсорами, входящими в состав устройства, причем измерения могут включать в себя, например, измерения плотности, пористости, насыщенности, диаметра ствола скважины и т.п.Представленное на фигуре сенсорное устройство 218 содержит источник 222 нейтронов, а также дальний детектор 220 нейтронов и ближний детектор 224 нейтронов. Ближний и дальний детекторы нейтронов могут включать в себя детектор гамма-излучения и детектор тепловых нейтронов.

Согласно одному варианту осуществления прибор каротажа с использованием четырех типов наборов данных содержит детекторы тепловых нейтронов на одной стороне источника нейтронов, а также детекторы поля нейтронного гамма-метода на другой стороне. На схеме, представленной на фигурах, ближний детектор нейтронов и дальний детектор нейтронов расположены с разных сторон от источника, что не должно рассматриваться в качестве ограничения, поскольку, как отмечено выше, детекторы тепловых нейтронов могут быть расположены с одной стороны источника нейтронов, а детекторы поля нейтронного гамма-метода с другой стороны.

Сенсорные устройства 216, 218 могут хранить измерительную информацию во внутренней памяти для дальнейшего извлечения и обработки на поверхности. Дополнительно или альтернативно, измерительная информация или ее часть может быть передана в режиме реального времени или в режиме, близкому к реальному времени, на поверхность при помощи различных технологий связи. Например, дополнительное устройство 226 может принимать измерительную информацию от нескольких сенсорных устройств 216, 218 и обеспечивать хранение измерений и/или передачу измерений на поверхность. Например, дополнительное устройство 226 может обеспечивать интерфейс проводной связи или другой тип предназначенного для использования в скважине интерфейса связи, такого как гидроимпульсная скважинная телеметрия. Хотя хранение и/или передача измерений сенсорными устройствами 216, 218 были описаны в качестве осуществляемых дополнительным устройством 226, предполагают, что интерфейс для хранения и/или связи может быть выполнен в каждом отдельном устройстве.

На фиг.3 представлена схема прибора каротажа, способного осуществлять измерения нейтронного поля с использованием одного источника нейтронов. Прибор 900 каротажа может быть включен в состав колонны бурильных труб для того, чтобы осуществлять измерения при бурении, или альтернативно может быть просто опущен в ствол скважины после бурения для того, чтобы получить характеристику формаций, смежных со стволом скважины, на различных стадиях функционирования или производства. Прибор 900 каротажа содержит кожух 902 или обшивку. Кожух может быть выполнен из бериллиево-медного сплава, который, как известно, обладает очень хорошим пропусканием гамма-излучения, а также характеризуется необходимыми механическими свойствами для кожухов скважинных приборов, такими как, например, устойчивость к давлению, температуре и коррозии.

Прибор 900 каротажа дополнительно содержит источник 908 нейтронов для излучения нейтронного поля в формацию (формации), смежную со стволом скважины, а также основанные на использовании нейтронов детекторы 910, 912, 914, 916, такие как детекторы гамма-излучения, детекторы тепловых нейтронов и/или детекторы надтепловых нейтронов. Детекторы нейтронов расположены на расстоянии от источника 908 нейтронов так, чтобы некоторые детекторы были ближе к источнику нейтронов, при этом указанные детекторы именуют ближними детекторами, например, детекторы 912 и 914, а некоторые детекторы были дальше от источника нейтронов, при этом указанные детекторы именуют дальними детекторами, например, детекторы 910 и 916. Как представлено на фигуре, источник 908 нейтронов и основанные на использовании нейтронов детекторы 910, 912, 914, 916 расположены со смещением относительно центральных осей приборов каротажа, однако, может быть использовано любое подходящее расположение при условии осуществления измерения ближними и дальними детекторами. Дальнейшее рассуждение касательно расположения ближних или дальних детекторов будет более подробно изложено ниже.

На фиг.4 представлен еще один прибор каротажа, способный осуществлять измерения для того, чтобы дать характеристику формации, смежной со стволом скважины, при помощи источника нейтронов. Прибор 1000 каротажа может быть расположен внутри бурильной трубы или колонны обсадных труб. Прибор 1000 каротажа может вращаться совместно с бурильной трубой, которая в свою очередь вращается при помощи буровой вышки. Альтернативно, электрический двигатель может быть использован для вращения прибора каротажа при подаче электроэнергии к прибору каротажа с поверхности. Следует понимать, что другие технологии могут быть использованы для вращения прибора каротажа.

Прибор 1000 каротажа может содержать цилиндрический кожух 1002 для размещения различных детекторов и компонентов прибора. Хотя конкретные размеры могут изменяться, прибор 1000 каротажа представлен характеризующимся длиной 179 дюймов. Основной цилиндрический кожух может характеризоваться внешним диаметром приблизительно 1,7 дюйма и может быть выполнен из бериллиево-медного сплава, который, как известно, характеризуется очень хорошими свойствами пропускания гамма-излучения, а также обладает необходимыми механическими свойствами для кожухов скважинных приборов, такими как, например, устойчивость к давлению, температуре и коррозии. Как представлено на фигуре, прибор 1000 каротажа содержит различные сенсоры и детекторы, расположенные по длине прибора. Верхний температурный сенсор 1004, который также может измерять удельное электрическое сопротивление текучей среды, может быть расположен на расстоянии 6,25 дюйма от верхнего конца прибора. Высокочувствительный детектор 1006 гамма-излучения и детектор 1008 гамма-излучения могут быть расположены на расстоянии 17,5 дюйма и 38,1 дюйма от верхнего конца, соответственно. Локатор 1010 муфты колонны обсадных труб может быть расположен на расстоянии 71,5 дюйма от верхнего конца. Дальний и ближний детекторы 1012, 1014 поля нейтронного гамма-метода могут быть расположены на расстоянии 101 дюйма и ПО дюймов от верхнего конца, соответственно. Источник 1016 нейтронов, такой как америций-бериллиевый источник, может быть расположен на расстоянии 121,7 дюйма от верхнего конца. Ближний и дальний детекторы 1020, 1022 поля нейтрон-нейтронного метода могут быть расположены на расстоянии 136,2 дюйма и 144,4 дюйма от верхнего конца, соответственно. Нижний сенсор 1024 температуры и удельного электрического сопротивления текучей среды может быть расположен на расстоянии 172,8 дюйма от верхнего конца прибора каротажа. Следует понимать, что прибор каротажа, изображенный на фиг.4, предназначен для предоставления одной иллюстративной конфигурации компонентов. Предполагается, что могут быть исключены различные компоненты, изменены их положения внутри прибора, включая расстояния от верхнего конца, и добавлены другие компоненты.

В виду статистического характера нейтронных измерений была разработана система на основе двойного физического механизма измерения для снижения статистических различий из-за изменений выхода нейтронов из отдельных источников нейтронов.

С целью создания сбалансированного измерения полей были изучены поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам и нейтронного гамма-метода. Было установлено, что посредством надлежащего удаления ближних детекторов от источника, а также дальних детекторов от источника, наклоны кривых, построенных с использованием натурального логарифма данных измерения, могут быть выполнены так, чтобы соответствовать друг другу в различных типах текучих сред. Иллюстрирующие это тестовые данные представлены на фиг.5.

Исследования, выполненные в отношении измерения через колонну обсадных труб ствола скважины, были впоследствии подробно изучены. Наблюдение показало, что наклоны кривых нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам остались неизменными с различными колоннами обсадных труб, и что наклоны кривых нейтронного гамма-метода начали демонстрировать некоторое изменение. Другое наблюдением показало, что при выборе надлежащего удаления детекторов изменение значений скорости счета детекторов поля нейтронного гамма-метода было минимальным.

Идеальное удаление детекторов от источника может изменяться на основании условий измерения. Поскольку условия измерения не являются постоянными, удаление детекторов от источника должно быть выбрано на основании метода наилучшего среднего приближения.

Влияние колонны обсадных труб на данные нейтрон-нейтронный метода по тепловым нейтронам и нейтронного гамма-метода представлено на фиг.6.

Поскольку известно влияние экранирования на измерения нейтронным гамма-методом, было проведено исследование различных материалов кожуха прибора каротажа в попытке разработать кожух, который характеризуется более низким или минимальным влиянием на измерения нейтронным гамма-методом. Было установлено, что бериллиево-медный сплав обладает очень хорошим пропусканием гамма-излучения, а также характеризуется необходимыми механическими свойствами для кожухов скважинных приборов, такими как, например, устойчивость к давлению, температуре и коррозии.

Было обнаружено, что некоторые материалы, используемые в фотоэлектрических умножителях сенсоров поля нейтронного гамма-метода, могут быть причиной ошибочных измерений при воздействии нейтронного потока. Для устранения этого могут быть использованы фотоэлектрические умножители Hamamatsu R1288A. Этот конкретный детектор реагирует предсказуемо и незначительно на воздействие нейтронного потока от расположенного поблизости источника.

Физическая модель по технологии Quad Neutron

После создания оригинального прибора нейтронного каротажа с одним источником и использованием четырех типов наборов предприняли тестирование в известных окружающих условиях для того, чтобы подтвердить теоретические результаты. Полученные результаты отличались от ожидаемых. Тестирование показало, что ответные данные, полученные по технологии Quad Neutron, не оправдали ожидания, базирующиеся на общедоступном теоретическом материале, который относится к физическим механизмам измерения. Конструкцию полностью пересмотрели и нашли ошибки в функции отклика полупроводниковых приборах, используемых в приборе нейтронного каротажа. После этого конструкция приборов каротажа была изменена с применением полупроводников, используемых в военной промышленности. Во второй раз ответные данные, полученные по технологии Quad Neutron, не оправдали теоретические ожидания при экспериментальном тестировании. Конструкцию второй раз пересмотрели и не нашли ошибок, связанных с измерительным устройством. Был сделан вывод о том, что используемые общие теоретические модели не подходят для указанного измерительного устройства прибора нейтронного каротажа. В результате разработали индивидуальную модель измерений, предназначенную для определения характеристик по технологии Quad Neutron, присущих формации, с использованием данных, собранных прибором нейтронного каротажа с использованием четырех типов наборов данных.

Были проведены исследования для определения свойств модели измерения по гамма-методу прибора нейтронного каротажа с использованием четырех типов наборов данных. Наблюдения, проводимые во время этого исследования, привели к заключению, что радиационные свойства прибора нейтронного каротажа могут быть охарактеризованы посредством физики элементарных частиц и полей. Понимание этого привело к созданию NN (нейтронно-нейтронной) струнной модели по технологии Quad Neutron.

Без ограничения какой-либо теорией или любого другого ограничения, неограничивающая NN модель по технологии Quad Neutron может быть пояснена следующим образом. В любой матрице нейтрон характеризуется максимальным расстоянием перемещения от источника нейтронов перед его захватом. Длину перемещения от источника до самой дальней точки захвата рассматривают как прямую линию, которая может быть заменена струной с одной точкой, постоянно закрепленной в области источника, а другой в области точки захвата. Струна представляет максимальную дистанцию, которую нейтрон может пройти от источника в пределах матрицы. Если нейтрон может пройти все расстояние вдоль прямой длины, то он может быть способен пройти половину расстояния, а затем вернуться обратно к источнику. Это может быть представлено при помощи фиксации обоих концов струны в области источника. Поскольку обнаруживаемые нейтроны имеют первоочередную важность, один конец струны оставляют в области источника нейтронов, а другой конец струны помещают в детектор. Если очерчены все возможные пути, которые обеспечивает фиксированная струна, то полученное изображение представляет все возможные пути, которые пройдут обнаруживаемые нейтроны, при этом определен объем исследования. Объем исследования представляет собой объем, из которого прибор нейтронного каротажа с использованием четырех типов наборов данных собирает данные. Таким образом, все материалы, находящиеся в пределах этого объема, влияют на регистрируемые ответные данные.

Геометрическая форма объема исследований представляет собой эллипсоид с источником и детектором в качестве фокусов главной оси. Малая ось представляет собой глубину исследования и зависит от свойств термализации и захвата нейтронов в пределах объема исследования. Длина струны связана непосредственно со свойствами термализации и площади сечения захвата тепловых нейтронов матрицы. Свойства термализации матрицы будут именоваться индексом термализации, и свойства площади сечения захвата тепловых нейтронов буду именоваться индексом захвата.

С теоретической точки зрения NN струнная модель была определена, но прибор нейтронного каротажа с использованием четырех типов наборов данных также включает в себя компонент по нейтронному гамма (NG) методу. Были проведены исследования для определения свойств модели измерения по нейтронному гамма-методу прибора нейтронного каротажа с использованием четырех типов наборов данных. Первоначально было утверждение, что NG модель должна быть сферической по природе, поскольку источник гамма-излучения возникает в результате события захвата нейтрона. Тестирование показало, что поле гамма-излучения аналогично по форме нейтронному полю, которое генерирует его, и сравнение между показанием детектора поля нейтрон-нейтронного метода и нейтронного-гамма-метода подтвердили эту взаимосвязь. Поскольку измерение является истинно измерением гамма-излучения, также известно, что гамма-фотоны могут быть задержаны в результате увеличения плотности матрицы, через которую они перемещаются. Эта взаимосвязь определяет эллиптический объем исследований, причем длины фокусов прямо пропорциональны плотности матрицами.

На основе приведенных выше моделей были проведены следующие измерения.

Поскольку оба поля исследования характеризуются одинаковой геометрической формой, объединенные измерения могут быть использованы для определения свойств формации. С целью определения пористости использовали следующий метод наблюдений.

График, построенный с использованием натурального логарифма значений скорости счета детектора, представлен на фиг.5. Изменения ствола скважины и жидкости вызвали смещение линий NN и NG. Изменения пористости взывают изменения наклона линий.

Величина изменения наклона связана с пористостью. Изменение наклона может быть вычислено как Y-X или

Это привело к выводу формулы для пористости (QTP), определенной с использованием четырех типов наборов данных.

Нейтронная пористость, определенная с использованием четырех типов наборов данных

Одной из важных измеряемых характеристик формации является пористость, и прибор нейтронного каротажа с использованием четырех типов наборов данных позволяет охарактеризовать пористость на основании полевой информации, собранной прибором нейтронного каротажа с использованием четырех типов наборов данных. Влияние пористости на данные нейтронного гамма-метода и нейтрон-нейтронного метода были изучены. Результаты показали, что ошибка определения пористости для данных каротажа по нейтронному гамма-методу была противоположна ошибке определения пористости для данных каротажа по нейтрон-нейтронному методу. Была создана объединенная формула для минимизации ошибки определения пористости. Формула пористости (QTP), определяемой с использованием четырех типов наборов данных, выражена следующим образом:

где А и В определены эмпирическим способом, при этом на указанные величины влияет диаметр долота и количество железа или материалов с высокой плотностью в объеме исследования. График на фиг.7 показывает зависимость приращения QTP (А) от массы различных колонн обсадных труб.

Изменение диаметра долота и, следовательно, диаметра ствола скважины создают смещение вычисленной пористости. Следующие значения, указанные в таблице 1, были определены эмпирически для величины А, составляющей 65, и обычно использовались в качестве точки отсчета пористости. Смещенные данные пористости должны быть использованы для правильного задания смещения, если конфигурация диаметров используемой в текущий момент колонны обсадных труб/долота ранее не встречалась.

Таблица 1: эмпирические величины для А и В на основании диаметра долота и

диаметра колонны обсадных труб.

Нейтронная глинистость, определенная с использованием четырех типов наборов данных

Присутствие глины может вызвать ошибку при измерении пористости. Исследование, в пробуренных с использованием алмазной буровой коронки скважинах, привело к выводу формулы для вычисления нейтронной глинистости, определяемой с использованием четырех типов наборов данных (по технологии Quad Neutron). Вывод формулы основывают на том факте, что большая часть глин содержит алюминий, и что алюминий может стать радиоактивным при воздействии на него нейтронного потока. Следовательно, увеличенная гамма-активность может быть связана с глиной. Уравнение, используемое для вычисления нейтронной глинистости (QNC), определенной с использованием четырех типов наборов данных, в единицах пористости, является следующим:

где А, В, С и D - эмпирически определенные коэффициенты. Как правило, А, В, С и D представляют собой 0,004, 0, 1,9 и - 1,5 соответственно. Определение абсолютного значения может быть осуществлено на основании данных смещения породы или локальном опыте проведения геологических работ.

Под абсолютным значением подразумевают значение, наиболее соответствующее объемной глинистости и пористости породы. Объемная глинистость может быть измерена в лаборатории для определения физического количества глины. Значения данных породы могут быть нанесены на график относительно кривой QNC. Параметры А, В, С и D могут быть откорректированы так, чтобы кривая QNC наилучшим образом соответствовала данным породы. Для осуществления этого, В оставляют равным 0, а С и D корректируют до тех пор, пока тенденция не будет достигнута, после чего корректируют А так, чтобы пористость породы равнялась QTP-QNC.

Сравнение с данными породы подтверждает точность измерений.

Нейтронная жидкость, определенная с использованием четырех типов наборов данных

Один способ определения типов текучих сред и определения насыщения основан на определении ошибки определения пористости. В июле 1983 года компания Roke представила документ на 24-м Ежегодном Симпозиуме по Геофизическим Исследованиям Скважин SPWLA под названием “The use of Multiple Through Casing Porosity Logs to Quantify Water Saturation”. Документ был основан на концепции определения насыщения, базирующейся на ошибке определения пористости из-за изменений жидкости. Вычисление нейтронной жидкости, определенной с использованием четырех типов наборов данных, QNL, объединяет физические механизмы нейтрон-нейтронного метода и нейтронного гамма-метода для максимизации ошибки определения пористости. Формула основана на наблюдении того, что изменения жидкости вызывают смещение линий NN и NG на фиг.15. Это может быть вычислено как X+Y, что приводит к вычислению QNL посредством следующей формулы:

где А и В выбирают таким образом, чтобы создать лучшее перекрытие QNL и QTP. Эффект изменения минерализации воды до нефти 32 API представлен на графике, изображенном на фиг.8, и основан на данных лабораторных испытаний. Уравнение, представленное на графике, изображенном на фиг.8, может быть использовано для определения ожидаемой величины пористости x на основании данной величины минерализации (тыс. частей на миллион) y.

Кривая нейтронной жидкости, определенной с использованием четырех типов наборов данных, является чувствительной к изменениям плотности и должна быть откорректирована перед использованием при вычислении насыщения.

Нейтрон-нейтронный метод с использованием двух детекторов Показания по нейтрон-нейтронному методу с использованием двух детекторов, DDN, используют для определения относительного водородного индекса при перекрытии с кривой QTP, упомянутой выше. Вычисление аналогично основным вычислениям нейтронной пористости, используемым в отрасли. Вычисление представлено для полноты всего процесса. Показания по нейтрон-нейтронному методу с использованием двух детекторов определяют по следующей формуле:

где А и В выбирают таким образом, чтобы создать лучшее перекрытие DDN и QTP.

Насыщенность

Одна из задач исследования формаций и резервуаров заключается в определении нефтенасыщенности. Как правило, определяют водонасыщенность, Sw, и нефтенасыщенность принимают как 1-Sw. Лабораторные испытания показали, что зависимость насыщенностей для данных, полученных по технологии Quad Neutron, может быть аппроксимирована посредством линейной зависимости. Вычисление Sw для технологии Quad Neutron определяют по следующей формуле:

где, k представляет собой коэффициент текучей среды, f представляет собой коэффициент формации, QEP представляет собой эффективную пористость (без глины), полученную с использованием четырех типов наборов данных, и QEL представляет собой эффективную жидкостную пористость (без глины), полученную с использованием четырех типов наборов данных. QEP и QEL определяют следующим способом:

где, QTP представляет собой общую пористость, полученную с использованием четырех типов наборов данных, QC представляет собой пористость глины, полученную с использованием четырех типов наборов данных, которую именуют в настоящем документе QNC, и QL представляет собой жидкостную пористость, полученную с использованием четырех типов наборов данных, которую также именуют в настоящем документе как QNL.

коэффициент текучей среды определяют как

где, MaxPor=WaterPor-OilPor, причем WaterPor определяют как

OilPor определяют как

QLgain определяют как

Коэффициент формации определяют на основании опыта локальных работ таким же способом, как коэффициент формации в уравнении Арчи, промышленный стандарт вычисления Sw. Кривая жидкостной пористости, полученной с использованием четырех типов наборов данных, используемая в приведенных выше формулах, должна быть скорректирована для изменений плотности. Кривая жидкостной пористости, полученной с использованием четырех типов наборов данных, будет измерять очень низкую пористость в материалах с высокой плотностью и очень высокую пористость в материалах с низкой плотностью. Корректировку обычно осуществляют с использованием кривой химического воздействия или гибрида кривой относительной объемной плотностью и кривой химического воздействия.

Вспомогательные изменения

При условии, что нейтронная пористость, полученная с использованием четырех типов наборов данных, вычислена и принята в качестве пористости, показания отдельных сенсоров преобразованы в пористость посредством создания максимально соответствующей зависимости между значениями скорости счета детектора и пористостью. После выполнения этого, вычисления могут быть осуществлены в единицах пористости между отдельными детекторами. Среди них, относительная объемная плотность, диаграмма радиоактивного каротажа, отображающая диаметр ствола скважины, и химическое воздействие определены и подробно рассмотрены.

Относительная объемная плотность

Согласно одному способу определения объемной плотности, известному из уровня техники, используют измерения по гамма-гамма-методу, которые подвержены влиянию колонны обсадных труб. Измерение относительной объемной плотности по технологии Quad Neutron основано на зависимостях между полями нейтрон-нейтронного метода и нейтронного гамма-метода. При помощи наблюдения и эмпирических способов была обнаружена зависимость между показаниями поля LNN и показаниями поля LNG. После преобразования показаний обоих детекторов в единицы пористости, относительную объемную плотность определяют следующим образом:

Относительная объемная плотность=LNNpor-LNGpor,

где LNNpor и LNGpor представляют конвертированное для пористости число подсчетов.

Абсолютная объемная плотность может быть определена, когда данные смещения или данные объемной плотности доступны для осуществления калибровки.

Диаграмма радиоактивного каротажа, отображающая диаметр ствола скважины

Еще одной оценкой формации, осуществляемой при помощи системы и способа по технологии Quad Neutron, является способность измерять диаметр ствола скважины за пределами обсадной колонны. Способ вывели посредством использования ядерной модели по технологии Quad Neutron, наблюдений и эмпирических способов. Наблюдение показало, что детектор LNN был очень чувствителен к явлениям, происходящим в области ствола скважины, и, следовательно, изменения диаметра ствола скважины будут влиять на значения скорости счета детектора. Показания диаграммы радиоактивного каротажа, отображающей диаметр ствола скважины, NC, определяют по следующей формуле:

где SNNpor и LNNpor представляют собой конвертированное для пористости число подсчетов. Исходные значения подсчетов SNN и LNN конвертируют в калиброванные отфильтрованные величины, что очевидно для специалиста в данной области техники. Калиброванные отфильтрованные величины затем преобразовывают в пористость посредством регулировки величин приращения и смещения для каждого значения скорости счета одного детектора до тех пор, пока кривая не будет максимально соответствовать QTP на протяжении выбранного интервала. Интервал выбрали так, чтобы вычисление NC и СЕ обеспечивало эффект Мэй Вест (May West) в интервалах кальцита с низкой пористостью.

Химическое воздействие

Кривая химического воздействия была получена для измерения химических изменений в формации. При помощи наблюдения и эмпирических способов определили, что кривая является чувствительной к углеводородам, и кривую впоследствии использовали для обеспечения коррекции кривой нейтронной жидкости, определенной с использованием четырех типов наборов данных.

Кривую химического воздействия, СЕ, определяют следующим образом:

где SNNpor и LNGpor представляют собой конвертированное для пористости число подсчетов одним детектором.

Способность к течению (проницаемость)

Еще одним измерением, которое возможно при помощи системы и способа по технологии Quad Neutron, является измерение по гамма-методу с использованием двух детекторов гамма-излучения для определения проницаемости. Способ основан на работе, проделанной в отношении способности к течению воды в скважине, где было отмечено, что значения расхода воды в скважине могут быть связаны с уровнями гамма-излучения. Фундаментальная теория состоит в том, что мелкозернистый радиоактивный материал с очень высокой мобильностью, мелкие частицы, застревает в грязи в обстановке осадконакопления с низким энергетическим уровнем. Грязь снижает проницаемость формации и, следовательно, возможность измерить мелкие частицы позволит сделать заключение о проницаемости. Полагали, что энергетически уровень гамма-излучения указанных мелких частиц составлял от 80 кэВ до 180 кэВ. Для разделения этих энергий используют два детектора гамма-излучения. Был разработан механический фильтр для минимизации указанного энергетического уровня. Фильтр установили на один из детекторов, а второй детектор оставили неэкранированным. Результаты измерений сравнили друг с другом, при этом в результате включающего два измерения подхода количество обнаруженных мелких частиц снизилось, что, в свою очередь, позволяет сделать заключение о проницаемости. Сравнение с измерениями методом самопроизвольной поляризации необсаженного ствола скважины показало точные результаты. В известковом песке указанные измерения ограничены, поскольку известкование не создает изменений в мелких частицах. Тем не менее, в этих случаях можем наблюдать снижение пористости, полученной с использованием четырех типов наборов данных, и повышение относительной объемной плотности.

Попытки имитировать экранирование при помощи энергетического фильтра с ограниченной полосой пропускания не принесли желаемого эффекта. Причина этого заключается в том, что проницаемость механического фильтра отличается от простого линейного энергетического фильтра и, следовательно, не может быть имитирована простым ограничением пропускания энергии. Теоретически возможно, что электрический или программный фильтр может быть создан для имитации экранирования, используемого для фильтрации гамма-излучения, но на момент написания заявки они не были реализованы. Ноутбуки, сконфигурированные в качестве фильтров, включены в качестве части заявки на выдачу патента.

Преимущества, связанные со способами, системами и приборами каротажа, раскрытыми в настоящем документе, заключаются в точной оценке формации, осуществленной через обсадную колонну. Способы, системы и приборы каротажа согласно настоящему изобретению характеризуются способностью распознать местонахождение нефти и газа там, где другие технологии потерпят неудачу. Другое преимущество заключается в том, что стало безопасней собирать данные в горизонтальных скважинах, поскольку могут быть осуществлены измерения через обсадную колонну, что снижает риск потерять радиоактивный источник в скважине в результате обвала или осыпания ствола скважины. В случае если произойдет обвал или осыпание и бурильная труба застрянет, то прибор, функционирующий в соответствии с технологией Quad Neutron, может быть извлечен из обсадной колонны. Другим преимуществом является повторная оценка существующих обсаженных скважин и идентификация углеводородов и возможных пропущенных потенциальных мест добычи.

Примеры

Следующие примеры представляют собой набор измерений, выполненных с использованием технологии Quad Neutron и приборов или систем нейтронного каротажа с использованием четырех типов наборов данных.

Пример применения 1. При помощи технологии Quad Neutron обнаружили целики нефти в низкоомной формации, образовавшиеся вследствие обхода потока нагнетаемой воды. Добыча нефти повысилась с 8 кубических метров в день до 20 кубических метров в день без повышения количества воды. Сравнение пород. Представленный ниже пример демонстрирует кривую пористости без глины по технологии Quad Neutron, построенную относительно данных пористости породы совместно с пористостью по данным нейтронного плотностного каротажа, выполненного в необсаженным стволе скважины, на кварцевом и известковом скелетах горной породы, при этом указанные графики изображены на фиг.9. Данные по технологии Quad Neutron были собраны через колонну обсадных труб.

Объемная глинистость породы представлена нанесенной на график относительно кривой нейтронной глинистости, полученной с использованием четырех типов наборов данных, что представлено на фиг.10, при этом исследования проводились в одной и той же скважине. И в этом случае имеет место отличная корреляция значений объемной глинистости и данных измерения по технологии Quad Neutron, которые были выполнены через колонну обсадных труб. При исследовании разницы на 2388 м стало известно, что образец породы был взят из тонкого слоя плотной карбонатной породы, который характеризовался толщиной 5 см, что намного меньше, чем разрешающая способность, составляющая 1 м, измерений глинистости по технологии Quad Neutron, и, следовательно, измерения при проведении геофизических исследований ограничены разрешающей способностью.

Согласно другому примеру породы, на фиг.11 представлена кривая относительной объемной плотности (отмечена как СЕ), полученная с использованием четырех типов наборов данных, и для сравнения кривая объемной плотности (RHOB), полученная в необсаженной скважине, и кривая объемной плотности, полученная посредством анализа породы (CorBden). Существует хорошая корреляция между кривой, полученной посредством анализа породы, и данными измерения по технологии Quad Neutron, при этом измерения по технологии Quad Neutron были выполнены через обсадную колонну.

Согласно представленному ниже примеру был проведен каротаж по технологии Quad Neutron для определения текущей водонасыщенности пласта, полученной через колонну обсадных труб. Начальный дебит скважины согласно отчету составлял 277 т/день воды и 7,4 т/день нефти для значения Sw 97,4%. Каротаж по технологии Quad Neutron показал, что верхний интервал характеризуется более высокими значениями нефтенасыщенности, чем нижний интервал. После осуществления коррекции скважины только верхние 7 м остались открыты. Скважина была опять введена в эксплуатацию, при этом дебит скважины составил 25 т/день воды и 11 т/день нефти для значения Sw 69,4%. Добыча воды была снижена на 90%, а нефти увеличена на 48%. И в этом случае измерения по технологии Quad Neutron были выполнены через колонну обсадных труб. Диаграмма каротажа представлена на фиг.12.

Последний экспериментальный набор данных представлен ниже со ссылкой на фиг.13. Эта горизонтальная скважина была изначально пробурена, а затем оставлена, поскольку во время бурения обнаружили присутствие очень малого количества нефти или отсутствие нефти. В скважине проложили систему труб с перфорированным коротким отрезком обсадной трубы на конце. При помощи канатно-тросовой установки прибор с запоминающим устройством по технологии Quad Neutron был введен под давлением до конца системы труб, а затем извлечен из нее при помощи канатно-тросовой установки. Полученная в результате диаграмма каротажа представлена на фиг.13.

Анализ диаграммы каротажа показал наличие нефти в приствольном участке горизонтального ствола скважины, а также большие количества воды после 1950 м. С целью тестирования результатов установили насос и пустили скважину в эксплуатацию. Начальная добыча нефти поднялась до 100 баррелей нефти/день при обводненности нефти 68%, а затем упала до 50 баррелей/день при обводненности нефти 80% после 45 дней. Добыча была остановлена и расширяющийся пакер был установлена на 1950 м. Скважину пустили в эксплуатацию и в течение двух недель добыча составляла 50 баррелей/день нефти при обводненности нефти 50%. Было принято решение увеличить скорость нагнетания, и добыча составила более 100 баррелей нефти/день при сохранении 50% обводненности нефти. Высокая скорость нагнетания сохранялась до разрушения пакера, что снизило добычу нефти до менее 10 баррелей/день при обводненности нефти более 95%.

Как видно из результатов добычи, представленных на фиг.14, система по технологии Quad Neutron правильно определила область наивысшей нефтенасыщенности, а также позволила добывающей компании увеличить добычу нефти и снизить добычу воды. И в этом случае измерения по технологии Quad Neutron были выполнены через обсадную колонну.

Следует иметь в виду, что теории, описанные в настоящем документе, не являются ограничивающими, и изобретатели не стремятся ограничить себя какой-либо теорией. Анализ, включающий в себя сравнительный анализ, демонстрирует точность и практичность способа, системы и/или устройства каротажа без необходимости ограниваться какой-либо теорией.

1. Способ оценки характеристики формации, смежной со стволом скважины, включающий:

излучение нейтронного поля в формацию из источника нейтронов;

получение данных, включающих в себя дальние данные нейтрон-нейтронного метода (LNN), ближние данные нейтрон-нейтронного метода (SNN), дальние данные нейтронного гамма-метода (LNG) и ближние данные нейтронного гамма-метода (SNG), на основании нейтронного поля, излученного в формацию;

объединение дальних данных с ближними данными для снижения ошибки, связанной с оцениваемой характеристикой,

при этом оцениваемая характеристика является нейтронной пористостью (QTP), при этом указанную характеристику QTP оценивают по формуле:

где А и В определены эмпирически, причем указанные величины зависят от диаметра долота и количества материала с высокой плотностью в объеме исследования.

2. Способ оценки характеристики формации, смежной со стволом скважины, включающий:

излучение нейтронного поля в формацию из источника нейтронов;

получение данных, включающих в себя дальние данные нейтрон-нейтронного метода (LNN), ближние данные нейтрон-нейтронного метода (SNN), дальние данные нейтронного гамма-метода (LNG) и ближние данные нейтронного гамма-метода (SNG), на основании нейтронного поля, излученного в формацию;

объединение дальних данных с ближними данными для снижения ошибки, связанной с оцениваемой характеристикой,

при этом оцениваемая характеристика является нейтронной глинистостью (QNC), при этом указанную характеристику QNC оценивают по формуле:

,

где А, В, С и D являются определяемыми эмпирическим способом коэффициентами.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что дополнительно включает стадию:

оптимизации расположения дальних детекторов нейтронов, предназначенных для обнаружения LNN, и ближних детекторов нейтронов, предназначенных для обнаружения SNN, относительно источника нейтронов для минимизации ошибки, связанной с оцениваемой характеристикой.

4. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что дополнительно включает стадию:

оптимизации расположения дальних детекторов гамма-излучения, предназначенных для обнаружения LNG, и ближних детекторов гамма-излучения, предназначенных для обнаружения SNG, относительно источника нейтронов для минимизации ошибки, связанной с оцениваемой характеристикой.

5. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что данные получают через колонну обсадных труб ствола скважины.

6. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что стадия объединения включает устранение ошибки, связанной с дальними данными, с ошибкой, связанной с ближними данными.

7. Способ по п. 2, отличающийся тем, что А, В, С и D составляют 0,004, 0, 1,9 и - 1,5, соответственно.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что характеристика содержит нейтронную жидкость (QNL), при этом формула для оценки характеристики QNL выглядит следующим образом:

где А и В выбирают так, чтобы создать лучшее перекрытие QNL и QTP.

9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что характеристика содержит водонасыщенность (Sw), при этом формула для оценки характеристики Sw выглядит следующим образом:

где k=коэффициент текучей среды;

f=коэффициент формации;

QEP=эффективная пористость (без глины), определяемая с использованием четырех типов наборов данных; и

QEL=эффективная жидкостная пористость (без глины), определяемая с использованием четырех типов наборов данных; и

где QEP и QEL определяют следующим способом:

QEP=QTP - QC и QEL=QL - QC.

где QTP=общая пористость, определяемая с использованием четырех типов наборов данных;

QC=пористость глины, определяемая с использованием четырех типов наборов данных; и

QL=жидкостная пористость, определяемая с использованием четырех типов наборов данных;

коэффициент текучей среды

где Мах Por=WaterPor - OilPor;

WaterPor определяют следующим способом:

OilPor определяют следующим способом:

и

QLgain вычисляют следующим способом

10. Система для оценки характеристики формации, смежной со стволом скважины, содержащая:

прибор каротажа для внутрискважинного использования, собирающий данные для оценки характеристики формации, смежной со стволом скважины, причем прибор каротажа содержит:

источник нейтронов для излучения нейтронного поля в формацию;

ближний детектор для обнаружения поля нейтронного гамма-метода и поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам; и

дальний детектор для обнаружения поля нейтронного гамма-метода и поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам; и

вычислительное устройство для объединения дальних данных и ближних данных для того, чтобы снизить ошибку, связанную с оцениваемой характеристикой;

при этом характеристика является нейтронной пористостью (QTP), при этом указанную характеристику QTP оценивают по формуле:

где А и В определены эмпирически, причем указанные величины зависят от диаметра долота и количества материала с высокой плотностью в объеме исследования.

11. Система для оценки характеристики формации, смежной со стволом скважины, содержащая:

прибор каротажа для внутрискважинного использования, собирающий данные для оценки характеристики формации, смежной со стволом скважины, причем прибор каротажа содержит:

источник нейтронов для излучения нейтронного поля в формацию;

ближний детектор для обнаружения поля нейтронного гамма-метода и поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам; и

дальний детектор для обнаружения поля нейтронного гамма-метода и поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам,

вычислительное устройство для объединения дальних данных и ближних данных для того, чтобы снизить ошибку, связанную с оцениваемой характеристикой;

при этом оцениваемая характеристика является нейтронной глинистостью (QNC), при этом указанную характеристику QNC оценивают по формуле:

,

где А, В, С и D являются определяемыми эмпирическим способом коэффициентами.

12. Прибор каротажа для внутрискважинного использования, собирающий данные для оценки характеристики формации, смежной со стволом скважины, причем прибор каротажа содержит:

источник нейтронов для излучения нейтронного поля в формацию;

ближний детектор для обнаружения поля нейтронного гамма-метода и поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам; и

дальний детектор для обнаружения поля нейтронного гамма-метода и поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам,

при этом оцениваемая характеристика является нейтронной пористостью (OTP), при этом указанную характеристику QTP оценивают по формуле:

где А и В определены эмпирически, причем указанные величины зависят от диаметра долота и количества материала с высокой плотностью в объеме исследования.

13. Прибор каротажа для внутрискважинного использования, собирающий данные для оценки характеристики формации, смежной со стволом скважины, причем прибор каротажа содержит:

источник нейтронов для излучения нейтронного поля в формацию;

ближний детектор для обнаружения поля нейтронного гамма-метода и поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам; и

дальний детектор для обнаружения поля нейтронного гамма-метода и поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам,

при этом оцениваемая характеристика является нейтронной глинистостью (QNC), при этом указанную характеристику QNC оценивают по формуле:

,

где А, В, С и D являются определяемыми эмпирическим способом коэффициентами.

14. Прибор каротажа по п. 12 или 13, отличающийся тем, что ближний детектор и дальний детектор расположены на оптимальном расстоянии от источника нейтронов так, что ошибка, связанная с ближним детектором, по существу устраняет ошибку, связанную с дальним детектором.

15. Прибор каротажа по п. 12 или 13, отличающийся тем, что дополнительно содержит кожух, содержащий бериллиево-медный сплав.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой геологии, включая поисковую геохимию на нефть, газ и рудные, и может быть использовано при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ для выявления в разрезах интервалов осадочных пород пластовых вод и нефти, обогащенных попутными ценными промышленно значимыми металлами, и их площадного распространения.

Изобретение относится к исследованию скважин геофизическими методами и может найти применение при определении геомеханических параметров горных пород для выбора оптимальных участков при проведении гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Использование: для определения содержания ванадия и редкоземельных элементов по гамма-активности осадочных пород глубоких скважин. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют отбор образцов керна из скважин, исследуют образцы проб методом гамма-каротажа и определяют гамма-активность урана по керну, при этом из исследованных образцов отбирают образцы керна с наибольшими значениями характеристики гамма-каротажа, которые затем исследуют на гамма-спектрометре на остаточную активность по урану и торию, по величине соотношения гамма-активности урана и тория f определяют тип породы, по типу породы определяют значение коэффициента корреляции по урану и редкоземельным элементам для образца fi, в соответствии с литотипом пород выбирают коэффициенты корреляции Кuv (урана - ванадия) и КThTr (тория - редкоземельных элементов) для данного типа отложений, далее определяют количество рудного компонента с учетом поинтервального и площадного распространения.

Изобретение относится к области геофизики, к интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) на стадиях разведки и разработки месторождений углеводородов и предназначено для обнаружения трещин.

Использование: для определения компонентного состава пород хемогенных отложений. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют геофизические исследования акустическим, гамма-плотностным, нейтронным и гамма-спектральным методами по стволу скважины в разрезе хемогенных отложений с шагом дискретизации по глубине 0.1 м и на каждой точке глубины путем алгоритмического решения системы уравнений при четырех измеренных геофизических параметрах и известных физических свойствах скелетной части пород определяют количественное содержание преобладающих 5-ти компонент породы, включающей галит, ангидрит, сильвинит, кальцит и глины.

Использование: для оценки перспективности территорий распространения нефтематеринских пород на нефть и газ. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют отбор образцов керна из скважин, выделение из образцов проб нерастворимого органического вещества НОВ, исследование образцов методом гамма-каротажа и оптической микроскопии, при этом в отобранных образцах керна определяют гамма-активность урана по керну, затем определяют значения показателя r по соотношению значений гамма-активности по каротажу к гамма-активности урана по керну, по этим значениям устанавливают тип отложений, различающихся по содержанию органического углерода Сорг для доманикоидов, доманикитов и сланцев, отбирают для дальнейших исследований пробы керна из интервалов с наибольшими значениями гамма-активности по каротажу, из отобранных проб выделяют нерастворимое органическое вещество (НОВ), определяют в нем содержание урана, рассчитывают коэффициент корреляции ki между радиоактивностью НОВ и значением гамма-активности каротажа, сравнивают его со значениями k соответствующего типа отложений и определяют перспективную зону генерации углеводородов, затем в отобранных пробах НОВ проводят оценку зрелости органического вещества на уровне градаций катагенеза методом микроскопии и ИК-спектроскопии и по данным зрелости органического вещества выявляют перспективные зоны генерации углеводородов.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для выделения в разрезах скважин продуктивных коллекторов, в частности коллекторов, насыщенных газогидратами.

Настоящее изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения пористости пласта, окружающего скважину. Согласно заявленному предложению буровой раствор проникает в пласт на определенное расстояние, представляющее собой функцию времени.

Изобретение относится к области прикладной ядерной геофизики, группе геофизических методов, предназначенных для оценки технического состояния ствола газовых скважин, и может быть использовано в газодобывающей отрасли при решении вопросов эксплуатации и ремонта газовых скважин месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ).

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики. Техническим результатом является повышение качества и надежности интерпретации данных каротажа.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с применением закачки в пласт перегретого водяного пара, более подробно - к лабораторным методам совместного исследования керна и собственно нефти, нахождению зависимостей соотношения изомеров метилдибензотиофена, содержащихся в керне и нефти, построению двухмерных и трёхмерных геохимических моделей, может быть использовано при разработке залежей преимущественно сверхвязкой нефти и битума.

Импульсно-Кодовое Гидропрослушивание (ИКГ) представляет собой комплексное решение задачи межскважинного гидропослушивания и претендует на существенное расширение применимости традиционного гидропрослушивания на практике.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и позволяет осуществить увязку по глубине скважины данных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) породы. Техническим результатом изобретения является обеспечение оперативной оценки свойств пласта за счет автоматизации процесса увязки по керну и геофизических исследований скважин (ГИС).

Раскрыты устройство хранения программы, способ и система для анализа и планирования специализированной операции импульсного разрыва, предназначенной для разрыва коллекторного пласта в стволе скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проектирования разработки месторождений с системой поддержания пластового давления, и может быть использовано для обоснования и прогнозирования изменения компонентного состава и свойств пластового флюида в процессе эксплуатации залежи.

Изобретение относится к области добычи природного газа, а именно к способу контроля за разработкой многопластовых месторождений газа, при расчете пластового давления, как по отдельным пластам, так и по месторождению в целом.

Изобретение относится к области геолого-гидродинамического моделирования и может быть использовано при решении задач поиска, разведки и проектирования разработки нефтяных месторождений в условиях сложного строения коллекторов.

Изобретение относится к нефтегазовой геологии, включая поисковую геохимию на нефть, газ и рудные, и может быть использовано при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ для выявления в разрезах интервалов осадочных пород пластовых вод и нефти, обогащенных попутными ценными промышленно значимыми металлами, и их площадного распространения.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и может найти применение для определения тепловых свойств пластов горных пород, окружающих скважины. Технический результат заключается в обеспечении возможности одновременного определения теплопроводности пород и радиуса скважины, используя результаты измерения температуры в скважине во время гидратации цемента.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат – вовлечение в разработку зоны повышенной продуктивности, повышение охвата залежи за счет бурения дополнительных стволов с учетом плотности закачиваемого теплоносителя, увеличение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к системам, устройствам и способам осуществления измерений свойств формации. Техническим результатом является повышение эффективности определения параметров формации. Способ включает излучение нейтронного поля в формацию из источника нейтронов, получение данных, включающих в себя дальние данные нейтрон-нейтронного метода, ближние данные нейтрон-нейтронного метода, дальние данные нейтронного гамма-метода и ближние данные нейтронного гамма-метода, на основании нейтронного поля, излученного в формацию, объединение дальних данных с ближними данными для снижения ошибки, связанной с оцениваемой характеристикой. При этом оцениваемая характеристика является нейтронной пористостью. Причем указанную характеристику QTP оценивают по математической формуле. 6 н. и 9 з.п. ф-лы, 15 ил., 1 табл.

Наверх