RU2232409C1

RU2232409C1 - Method and apparatus for determining of current oil and gas saturation of collectors in cased wells

Info

Publication number: RU2232409C1
Application number: RU2003108135/28A
Authority: RU
Inventors: Э.Г. Урманов (RU); Э.Г. Урманов; М.В. Шкадин (RU); М.В. Шкадин
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Союзпромгеофизика"
Priority date: 2003-03-24
Filing date: 2003-03-24
Publication date: 2004-07-10

Abstract

FIELD: oil and gas geophysics, in particular, oil and gas field development control.

SUBSTANCE: method involves simultaneously measuring section of capture or life time of thermal neutrons, oxygen activation parameter and natural radioactivity of rocks, with measuring of thermal neutron capture section and registration of gamma-quanta resulted from oxygen nuclei decay being performed on the basis of indications sequentially delivered by each detector during time interval between two neutron emission pulses; determining water saturation coefficient of collectors on the basis of data produced, with following determining of gas saturation coefficient and oil saturation coefficient of collectors. Apparatus has device adapted for employment in well and equipped with controlled pulsed source of fast neutrons, gamma-quanta detectors with pulse generators, passage circuits, univibrators, and counters. Ground part has digital register with program-controlled power source.

EFFECT: provision for unambiguous determination of current values for collectors oil and gas saturation.

3 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к области нефте- и газопромысловой геофизики и может быть использовано при контроле за разработкой залежей нефти и газа.The invention relates to the field of oil and gas field geophysics and can be used to control the development of oil and gas deposits.

При разработке месторождений нефти и газа возникает необходимость определения текущего коэффициента нефте- и газонасыщенности коллекторов - объектов, находящихся в разработке, или потенциальных объектов разработки. Этот параметр может определяться путем бурения дополнительных оценочных скважин с отбором и последующим анализом керна, а также исследованием вскрытого разреза комплексом геофизических методов (ГИС). Однако такой путь определения текущих параметров насыщения пластов, во-первых, довольно трудоемок, а, во-вторых, не достигает результата при насыщении пластов трехфазным (вода, нефть и газ) флюидом. Это связано с тем, что при поднятии керна газ улетучивается и определение коэффициента газонасыщенности породы по керну затрудняется, а по комплексу ГИС на основе методов сопротивления определяется лишь комплексный параметр - коэффициент общей нефтегазонасыщенности.When developing oil and gas fields, it becomes necessary to determine the current coefficient of oil and gas saturation of reservoirs - objects under development or potential development objects. This parameter can be determined by drilling additional appraisal wells with core sampling and subsequent analysis, as well as exploration of an open section by a complex of geophysical methods (GIS). However, such a way of determining the current parameters of formation saturation is, firstly, rather laborious, and, secondly, does not achieve the result when the layers are saturated with a three-phase (water, oil and gas) fluid. This is due to the fact that when the core is lifted, the gas escapes and the determination of the rock gas saturation coefficient from the core is difficult, and only a complex parameter, the total oil and gas saturation coefficient, is determined by the GIS complex based on resistance methods.

Известны способы определения текущей нефте- и газонасыщенности пород на основе применения импульсного нейтронного каротажа (ИНК) в случае двухфазного насыщения пород (вода-нефть или вода-газ) и достаточно высокой минерализации (более 50 г/л) пластовых вод [1, 2]. При невыполнении этих условий метод ИНК в интегральном исполнении не решает поставленную задачу. В случае низкой минерализации пластовых вод или обводнения объектов эксплуатации закачиваемыми пресными водами, для определения текущей нефтенасыщенности коллекторов применяют спектрометрическую модификацию ИНК на основе раздельной регистрации гамма-излучения неупругого рассеяния нейтронов на ядрах углерода и кислорода (С/О каротаж) [3]. Однако в случае трехфазного насыщения пород этот метод в лучшем случае не решает задачу, а в худшем - вводит в заблуждение, поскольку количество ядер углерода в единице объема пор в зависимости от нефте- или газонасыщенности сильно меняется.Known methods for determining the current oil and gas saturation of rocks based on the use of pulsed neutron logging (INC) in the case of two-phase saturation of rocks (water-oil or water-gas) and a sufficiently high salinity (more than 50 g / l) of formation water [1, 2] . If these conditions are not met, the INK method in integral performance does not solve the problem. In the case of low salinity of formation water or flooding of operating facilities with injected fresh water, spectrometric modification of the INC is used to determine the current oil saturation of the reservoirs based on separate registration of gamma radiation from inelastic neutron scattering by carbon and oxygen nuclei (C / O logging) [3]. However, in the case of three-phase saturation of rocks, this method does not solve the problem at best, and at worst it is misleading, since the number of carbon nuclei per unit volume of pores varies greatly depending on oil or gas saturation.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ раздельного определение текущей нефте-и газонасыщенности [4], заключающийся в том, что после пакеровки интервала вскрытого перфорацией пласта с помощью импульсного источника быстрых нейтронов измеряют сечение захвата тепловых нейтронов и регистрируют гамма-кванты, образующиеся при распаде активированных ядер кислорода. Затем циклически закачивают в перфорированный пласт жидкость с известными свойствами для изменения характера насыщения в прискважинной зоне пласта и производят очередные измерения сечения захвата тепловых нейтронов и регистрацию гамма-излучения активированных ядер кислорода. По результатам сопоставления данных, полученных "до" и "после" закачки жидкости, определяют текущую нефте- и газонасыщенность коллектора.Closest to the claimed technical solution is a method for separately determining the current oil and gas saturation [4], which consists in the fact that after packing the interval exposed by perforation of the formation using a pulsed source of fast neutrons measure the capture cross section of thermal neutrons and register gamma-quanta generated during decay activated oxygen nuclei. Then cyclically pumped into the perforated reservoir fluid with known properties to change the saturation pattern in the near-wellbore zone of the reservoir and perform the next measurements of the capture cross section of thermal neutrons and registration of gamma radiation of activated oxygen nuclei. By comparing the data obtained "before" and "after" the fluid injection, the current oil and gas saturation of the reservoir is determined.

Для реализации способа в том же патенте предложено устройство, содержащее генератор быстрых нейтронов с частотой срабатывания не менее 1000 Гц и три детектора гамма-квантов, один из которых расположен существенно ниже источника нейтронов и предназначен для регистрации гамма-квантов, образующихся при распаде активированных ядер кислорода, другой - непосредственно выше источника нейтронов для регистрации гамма-квантов радиационного захвата тепловых нейтронов, третий - существенно выше источника нейтронов и предназначен для регистрации естественного гамма-излучения пород.To implement the method, the same patent proposed a device containing a fast neutron generator with a response frequency of at least 1000 Hz and three gamma-ray detectors, one of which is located significantly below the neutron source and is designed to detect gamma-rays generated during the decay of activated oxygen nuclei the other is directly above the neutron source for detecting gamma rays of radiation capture of thermal neutrons, the third is significantly higher than the neutron source and is designed to detect e natural gamma radiation of rocks.

Недостатком способа, описанного в [4], являются значительные временные затраты на спуско-подъемные операции, а также высокая трудоемкость, связанная с установкой разобщающих пакеров и закачкой различных растворов для раздельного оттеснения нефти и газа, а также охват исследованиями только перфорированных пластов.The disadvantage of the method described in [4] is the significant time required for tripping and hoisting operations, as well as the high complexity associated with the installation of uncoupling packers and the injection of various solutions for separate displacement of oil and gas, as well as research coverage of only perforated formations.

Предложенное устройство также имеет недостатки, связанные с неоптимальным режимом измерения активации кислорода, привлечением дополнительного детектора для регистрации естественного гамма-излучения. При этом, несмотря на избыточность количества детекторов гамма-квантов, не предусмотрена регистрация параметра пористости, необходимого для количественного определения параметров текущей нефте- и газонасыщенности.The proposed device also has disadvantages associated with a non-optimal mode of measuring oxygen activation, the involvement of an additional detector for recording natural gamma radiation. Moreover, despite the redundancy of the number of gamma-ray detectors, the registration of the porosity parameter necessary for the quantitative determination of the parameters of the current oil and gas saturation is not provided.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является устройство, описанное в [5], содержащее скважинный прибор, наземный блок питания и управления, временной анализатор и регистратор.The closest in technical essence to the proposed one is the device described in [5], containing a downhole tool, a ground power and control unit, a time analyzer and a recorder.

Скважинный прибор, в свою очередь, содержит импульсный источник нейтронов, два сцинтиляционных детектора гамма-излучения, один из которых расположен выше источника нейтронов и образует прямой зонд, а другой расположен ниже источника нейтронов и образует обращенный зонд, два усилителя импульсов, три формирователя импульсов, три схемы пропускания, управляющий одновибратор, схему сбора информации.The downhole tool, in turn, contains a pulsed neutron source, two scintillation gamma-ray detectors, one of which is located above the neutron source and forms a direct probe, and the other is located below the neutron source and forms an inverted probe, two pulse amplifiers, three pulse shapers, three transmission schemes, one-shot control, information collection scheme.

Недостатком данного устройства является неоптимальное расположение детекторов, которое не позволяет использовать его для разработки методики кислородной активации, а также невозможность использования предложенной измерительной схемы для получения комплекса параметров, необходимых для определения текущей нефтеи газонасыщенности коллекторов.The disadvantage of this device is the non-optimal location of the detectors, which does not allow it to be used to develop methods of oxygen activation, as well as the inability to use the proposed measurement scheme to obtain a set of parameters necessary to determine the current oil saturation of the collectors.

Предлагаемым изобретением решается задача повышения однозначности определения текущего значения нефте- и газонасыщенности коллекторов в обсаженных скважинах при насыщении их трехфазным (нефть, вода, газ) флюидом, особенно в условиях низкой минерализации пластовых вод, а также создание устройства для реализации предлагаемого способа.The present invention solves the problem of increasing the uniqueness of determining the current value of oil and gas saturation of cased-hole wells when they are saturated with a three-phase (oil, water, gas) fluid, especially in conditions of low salinity of formation waters, as well as creating a device for implementing the proposed method.

Для достижения названного технического результата в предлагаемом способе, основанном на одновременном измерении сечения захвата или времени жизни тепловых нейтронов, параметра активации кислорода и естественной радиоактивности пород, измерение сечения захвата тепловых нейтронов и регистрацию гамма-квантов, образующихся при распаде ядер кислорода, проводят по показаниям каждого из детекторов последовательно в интервале времени между двумя импульсами излучения нейтронов, по полученным данным по формулеTo achieve the named technical result in the proposed method, based on the simultaneous measurement of the capture cross section or the lifetime of thermal neutrons, the oxygen activation parameter and the natural radioactivity of the rocks, the measurement of the capture cross section of thermal neutrons and the registration of gamma quanta generated during the decay of oxygen nuclei are carried out according to the readings of each from detectors sequentially in the time interval between two pulses of neutron radiation, according to the data obtained by the formula

Кв=((JОк-Jкскв)-Jкм·(1-Кп-Кгл)-Jкгл·Кгл)/Jкв·Кп,Kv = ((JOk-Jkskv) -Jkm · (1-Kp-Kgl) -Jkgl Kgl) / Jkv · Kp,

где JОк - измеренная скорость счета импульсов кислородного активационного каротажа; Jкскв - скважинная компонента кислородного каротажа; Jкм и Jкгл - компоненты, связанные с содержанием кислорода в скелете породы и глинах соответственно; Кп и Кгл - коэффициенты пористости и глинистости пород,where JОк - measured pulse count rate of oxygen activation logging; Jkskv - downhole component of oxygen logging; Jkm and Jkgl - components associated with the oxygen content in the rock skeleton and clays, respectively; Kp and Kgl - coefficients of porosity and clay content of rocks,

определяют коэффициент водонасыщенности коллекторов, а затем по формуламdetermine the coefficient of water saturation of the collectors, and then by the formulas

Кг=(Σм-Σa-Σм·Кп+(Σв-Σн)(((JОк-Jкскв)-Jкм·(1-Кп-Кгл)-Kg = (Σm-Σa-Σm · Kp + (Σv-Σn) (((JОк-Jкскв) -Jкм · (1-Кп-Кгл) -

Jкгл·Кгл)/Jкв+Σн·Кп))/((Σн-Σг)(Кп),Jкгl · Кгл) / Jкв + Σн · Кп)) / ((Σн-Σг) (Кп),

Кн=(1-Кв)-Кг,Kn = (1-Qu) -Kg,

где Σм=Σск·(1-Кп-Кгл)+Σгл·Кгл - сечение захвата тепловых нейтронов в твердой матрице породы; Σa - измеренное при каротаже значение сечения захвата тепловых нейтронов; Σн, Σв, Σг, Σск и Σгл - сечения захвата тепловых нейтронов в нефти, воде, газе, скелете породы и глинах соответственно;where Σm = Σsk · (1-Kp-Kgl) + Σgl · Kgl is the capture cross section of thermal neutrons in the solid rock matrix; Σa is the value of thermal neutron capture cross section measured during logging; Σн, Σв, Σг, Σск and Σгл - thermal neutron capture cross sections in oil, water, gas, rock skeleton and clays, respectively;

определяют коэффициенты газонасыщенности (Кг) и нефтенасыщенности (Кн) коллекторов.determine the coefficients of gas saturation (Kg) and oil saturation (Kn) of the collectors.

Отличительными признаками предложенного способа являются регистрация сечения захвата или времени жизни тепловых нейтронов, параметра активации кислорода и естественной радиоактивности пород по показаниям каждого из детекторов последовательно в интервале времени между двумя импульсами излучения нейтронов, определение коэффициента водонасыщенности коллектора, а затем по полученным данным определение коэффициентов нефте- и газонасыщенности коллекторов в соответствии с вышеприведенными формулами. Это позволяет повысить однозначность определения текущего значения нефте- и газонасыщенности коллекторов в обсаженных скважинах при насыщении их трехфазным (нефть, вода, газ) флюидом, особенно в условиях низкой минерализации пластовых вод.The distinguishing features of the proposed method are registration of the capture cross section or thermal neutron lifetime, oxygen activation parameter and natural rock radioactivity according to the readings of each of the detectors sequentially in the time interval between two neutron emission pulses, determining the collector water saturation coefficient, and then determining the oil and gas saturation of the collectors in accordance with the above formulas. This makes it possible to increase the unambiguity of determining the current value of oil and gas saturation of cased hole wells when they are saturated with three-phase (oil, water, gas) fluid, especially in conditions of low salinity of formation waters.

Дополнительно предлагается скорости счета гамма-квантов, образующихся при распаде ядер активированного кислорода, регистровать двумя расположенными ниже источника быстрых нейтронов детекторами, показания зондов Jк1 и Jк2 с учетом разницы точек их записи приводить единой глубине и по формулеIn addition, it is proposed that the counting rates of gamma rays generated during the decay of activated oxygen nuclei be recorded with two detectors located below the fast neutron source, the readings of the probes Jк1 and Jк2, taking into account the difference in the points of their recording, should be brought to a single depth and by the formula

JОк=(JК1·(exp(λ·Z1·ΔT/ΔH))+JK2·(exp(λ·Z2·ΔT/ΔH)))/(1+η),JОк = (JК1 · (exp (λ · Z1 · ΔT / ΔH)) + JK2 · (exp (λ · Z2 · ΔT / ΔH))) / (1 + η),

где Z1 и Z2 - зондовые расстояния между мишенью ускорительной трубки источника нейтронов и детекторами; λ=ln2/T - постоянная распада активированного ядра N¹⁶, равного 0,0943 1/с; Т - период полураспада активированных ядер N¹⁶, равный 7,35 с; ΔН - шаг квантования по глубине; η=ξ2/ξ1 - соотношение эффективности детекторов;where Z1 and Z2 are the probe distances between the target of the accelerating tube of the neutron source and the detectors; λ = ln2 / T is the decay constant of the activated core N ¹⁶ equal to 0.0943 1 / s; T - half-life of activated nuclei N ¹⁶ , equal to 7.35 s; ΔН is the quantization step in depth; η = ξ2 / ξ1 is the ratio of the efficiency of the detectors;

определять среднюю скорость счета, пропорциональную количеству активированных ядер кислорода в начальный момент времени в точке облучения среды быстрыми нейтронами.determine the average count rate proportional to the number of activated oxygen nuclei at the initial time at the point of irradiation of the medium with fast neutrons.

Для достижения названного технического результата предлагается устройство, состоящее из скважинного прибора с управляемым импульсным источником быстрых нейтронов, телеметрической системы передачи информации, первого и второго детекторов гамма-квантов с усилителями импульсов, первого и второго формирователей импульсов, входы которых соединены с выходом первого детектора гамма-квантов, третьего формирователя импульсов, вход которого соединен с выходом второго детектора гамма-квантов, первой, второй и третьей схем пропускания, первые входы которых соединены с выходами соответственно первого, второго и третьего формирователей импульсов, и первого одновибратора, вход которого соединен с входом запуска управляемого импульсного источника нейтронов и поверхностного компьютеризованного регистратора с программно управляемым источником питания.To achieve the technical result, a device is proposed that consists of a downhole tool with a controlled pulsed source of fast neutrons, a telemetry information transmission system, first and second gamma-ray detectors with pulse amplifiers, first and second pulse shapers, the inputs of which are connected to the output of the first gamma-detector quanta, the third pulse shaper, the input of which is connected to the output of the second gamma-ray detector, the first, second and third transmission circuits, the first the inputs of which are connected to the outputs of the first, second and third pulse shapers, and the first one-shot, the input of which is connected to the start input of a controlled pulsed neutron source and a surface computerized recorder with a programmatically controlled power source.

В отличие от известного предлагаемое устройство содержит управляемый генератор импульсов, выход которого соединен со входом управляемого импульсного источника быстрых нейтронов, четвертый формирователь импульсов, вход которого соединен с выходом второго детектора гамма-квантов, шесть одновибраторов, пять схем пропускания и девять счетчиков, причем выход первого одновибратора соединен с входом второго одновибратора, выход которого соединен с входом третьего одновибратора и вторым входом четвертой схемы пропускания, выход которой соединен со счетным входом третьего счетчика, выход третьего одновибратора соединен с входом четвертого одновибратора и вторым входом первой схемы пропускания, выход которой соединен со счетным входом четвертого счетчика, выход четвертого одновибратора соединен с входом пятого одновибратора и вторым входом третьей схемы пропускания, выход которой соединен со счетным входом пятого счетчика, выход пятого одновибратора соединен с входом шестого одновибратора и вторым входом шестой схемы пропускания, выход которой соединен с счетным входом шестого счетчика, выход шестого одновибратора соединен с входом седьмого одновибратора и вторыми входами второй, пятой, седьмой и восьмой схем пропускания, выходы которых соединены со счетными входами соответственно первого, второго, седьмого и восьмого счетчиков, выход седьмого одновибратора соединен со счетным входом девятого счетчика и с управляющим входом телеметрической системы передачи информации, выход которой соединен со входами сброса первого-девятого счетчиков, выходы которых соединены с информационными входами телеметрической системы передачи информации, первые входы четвертой и пятой схем пропускания соединены с выходом первого формирователя импульсов, первые входы шестой и седьмой схем пропускания соединены с выходом третьего формирователя импульсов.In contrast to the known device, the device comprises a controlled pulse generator, the output of which is connected to the input of a controlled pulsed fast neutron source, a fourth pulse shaper, the input of which is connected to the output of the second gamma-ray detector, six single-vibrators, five transmission circuits, and nine counters, the output of the first a single vibrator is connected to the input of the second single vibrator, the output of which is connected to the input of the third single vibrator and the second input of the fourth transmission circuit, the output of which it is single with the counting input of the third counter, the output of the third one-shot is connected to the input of the fourth one-shot and the second input of the first transmission circuit, the output of which is connected to the counting input of the fourth counter, the output of the fourth one-shot is connected to the input of the fifth one-shot and the second input of the third transmission, the output of which is connected to by the counting input of the fifth counter, the output of the fifth one-shot is connected to the input of the sixth one-shot and the second input of the sixth transmission circuit, the output of which is connected to the counting input m of the sixth counter, the output of the sixth one-shot is connected to the input of the seventh one-shot and the second inputs of the second, fifth, seventh and eighth transmission circuits, the outputs of which are connected to the counting inputs of the first, second, seventh and eighth counters, respectively, the output of the seventh one-shot is connected to the counting input of the ninth counter and with the control input of the telemetric information transmission system, the output of which is connected to the reset inputs of the first to ninth counters, the outputs of which are connected to the information inputs of the telemeter of the information transmission system, the first inputs of the fourth and fifth transmission circuits are connected to the output of the first pulse shaper, the first inputs of the sixth and seventh transmission circuits are connected to the output of the third pulse shaper.

Признаки, отличающие предлагаемое устройство от наиболее близкого к нему [5], обуславливают возможность одновременного измерения сечения захвата тепловых нейтронов, коэффициента пористости и естественной радиоактивности пород.The features distinguishing the proposed device from the one closest to it [5] make it possible to simultaneously measure the thermal neutron capture cross section, the porosity coefficient, and the natural radioactivity of the rocks.

Сущность изобретения поясняется чертежами, гдеThe invention is illustrated by drawings, where

на фиг.1 - блок-схема скважинного прибора для осуществления предлагаемого способа;figure 1 is a block diagram of a downhole tool for implementing the proposed method;

на фиг.2 - временные диаграммы, поясняющие работу отдельных узлов скважинного прибора для одновременных измерений параметров, необходимых для определения сечения захвата тепловых нейтронов по двум зондам, функционала водородосодержания пород, естественной радиоактивности и активации кислорода (эти данные в дальнейшем используются для раздельного определения водо-, нефте- и газонасыщенности коллекторов).figure 2 - time diagrams explaining the operation of individual nodes of the downhole tool for simultaneous measurement of the parameters necessary to determine the capture cross section of thermal neutrons by two probes, the functional hydrogen content of rocks, natural radioactivity and activation of oxygen (these data are further used to separately determine the water , oil and gas saturation of reservoirs).

Предложены и используются на практике различные способы измерения сечения захвата Σa или времени жизни тепловых нейтронов τ на основе анализа сигнала спада плотности тепловых нейтронов во времени, в том числе с разделением на скважинную и пластовую компоненты [6]. Эти способы наиболее однозначно и относительно легко реализуются при анализе сигнала, регистрируемого при импульсном нейтрон - нейтронном каротаже (ИННК), т.к. метод является бесфоновым. В случае же ИНГК требуется учет влияния фонового излучения естественной радиоактивности и активации ядер элементов, содержащихся в окружающей детектор гамма-квантов среде, в каждом временном канале многоканального анализатора. Последнее существенно затрудняет применение сложных методов многоканального анализа при ИНГК. Поэтому в предлагаемом изобретении для измерения сечения захвата тепловых нейтронов при ИНГК реализуется интегральная методика [7]. Она в варианте ИННК успешно опробована при исследовании разрезов скважин различных месторождений нефти и газа [8]. Если названные выше сложные методы анализа спада плотности тепловых нейтронов реализуются после окончания каротажа, чаще в камеральных условиях, то интегральная методика легко реализуется в реальном времени измерений непосредственно в процессе каротажа, что делает результаты каротажа контролируемыми, сокращает возможность получения брака.Various methods have been proposed and used in practice for measuring the capture cross section Σa or thermal neutron lifetime τ based on the analysis of the thermal neutron density decay signal over time, including the separation into the borehole and formation components [6]. These methods are most unambiguously and relatively easily implemented when analyzing a signal recorded during pulsed neutron - neutron logging (INN), because the method is backgroundless. In the case of INGK, it is necessary to take into account the influence of background radiation of natural radioactivity and activation of the nuclei of elements contained in the environment surrounding the gamma-ray detector in each time channel of the multichannel analyzer. The latter significantly complicates the use of complex methods of multichannel analysis in IHC. Therefore, in the present invention, for measuring the capture cross section of thermal neutrons with INHC, an integrated technique is implemented [7]. It was successfully tested as an INNK variant in the study of well sections of various oil and gas fields [8]. If the above-mentioned complex methods for analyzing the decline in the density of thermal neutrons are implemented after logging, more often in the office environment, then the integrated method is easily implemented in real time measurements directly during logging, which makes the results of the logs controlled, reduces the possibility of marriage.

Кислородный активационный каротаж реализуется путем измерения скорости счета гамма-квантов двумя, расположенными на разных расстояниях от источника нейтронов, детекторами после завершения процесса поглощения нейтронов после каждого срабатывания импульсного источника быстрых нейтронов и суммирования их показаний после приведения к моменту активации ядер кислорода (к моменту излучения быстрых нейтронов). Такой подход к реализации кислородного активационного каротажа повышает его чувствительность и снимает его зависимость от скорости каротажа.Oxygen activation logging is carried out by measuring the count rate of gamma quanta by two detectors located at different distances from the neutron source after the neutron absorption process is completed after each triggering of the pulsed source of fast neutrons and summing their readings after they are brought to the moment of activation of oxygen nuclei (by the moment of emission of fast neutrons). This approach to the implementation of oxygen activation logging increases its sensitivity and removes its dependence on the logging speed.

Устройство для реализации предлагаемой методики состоит из скважинного прибора 1 (фиг.1) и связанного с ним через каротажный кабель 2 цифрового регистратора данных каротажа 3 с программно управляемым источником питания 4. Цифровой регистратор данных каротажа 3 представляет собой бортовой компьютер 5 с монитором 6.A device for implementing the proposed method consists of a downhole tool 1 (Fig. 1) and a digital logging data logger 3 with a software-controlled power supply 4 connected through a logging cable 2. The digital logging data logger 3 is an on-board computer 5 with a monitor 6.

В скважинном приборе 1 расположены импульсный источник быстрых нейтронов 7 на основе ускорительной трубки дейтонов с тритиевой мишенью 8, два детектора гамма-квантов 9 и 10, образующих два измерительных зонда, блок питания 11 электронных узлов скважинного прибора, блок телеметрии 12. Между излучателем нейтронов и детекторами гамма-квантов расположен экран 13 из замедлителя быстрых и поглотителя тепловых нейтронов. Энергоснабжение генератора нейтронов 7 осуществляется высоковольтным преобразователем 14, а частота его работы и цикл измерений всей измерительной системы в целом - задающим генератором импульсов 15. В качестве детекторов гамма-квантов 9 и 10 могут быть использованы высокоэффективные к регистрации гамма-квантов высокой энергии и слабоактивируемые в поле нейтронов сцинтилляционные детекторы, например, на основе CsJ(T1) или германата висмута (BGO) в термостате. Выходы детекторов подключены к усилителям импульсов 16 и 17. К выходам усилителей подключены по два компаратора (формирователя импульсов) - 18 и 19, 20 и 21 соответственно. Компараторы 19 и 21 имеют повышенный уровень дискриминации импульсов по амплитуде для отсечения гамма-квантов естественной радиоактивности пород, например, на уровне 3,0 МэВ. Два других компаратора имеют низкий уровень дискриминации для регистрации всех гамма-квантов, энергия которых превышает уровень фотоэлектрического поглощения, например 60 КэВ. Выход компаратора 18 подключен к информационным входам ключей 22, 23 и 24, выход компаратора 20 - к информационным входам ключей 25, 26 и 27, а выходы компараторов 19 и 21 - к информационным входам ключей 28 и 29 соответственно. Для организации режимов измерений в устройство введена времязадающая цепочка из одновибраторов 30-36. Выходы одновибраторов подключены к разрешающим входам ключей в измерительных цепях обоих зондов. К выходам всех ключей 22-29 и формирователя 36 подключены счетчики импульсов 37-45.In the downhole tool 1, there is a pulsed fast neutron source 7 based on a deuteron accelerator tube with a tritium target 8, two gamma-ray detectors 9 and 10, which form two measuring probes, a power supply unit 11 of the downhole tool electronic components, a telemetry unit 12. Between the neutron emitter and gamma-ray detectors located screen 13 of the fast moderator and thermal neutron absorber. The energy of the neutron generator 7 is provided by a high-voltage converter 14, and its frequency of operation and the measurement cycle of the entire measuring system as a whole is determined by a pulse generator 15. As detectors of gamma-quanta 9 and 10, highly efficient high-energy gamma-quanta can be used and weakly activated in neutron field scintillation detectors, for example, based on CsJ (T1) or bismuth germanate (BGO) in a thermostat. The outputs of the detectors are connected to pulse amplifiers 16 and 17. Two comparators (pulse shapers) are connected to the outputs of the amplifiers - 18 and 19, 20 and 21, respectively. Comparators 19 and 21 have an increased level of amplitude discrimination of pulses for clipping gamma rays of natural rock radioactivity, for example, at a level of 3.0 MeV. The other two comparators have a low discrimination level for detecting all gamma rays whose energy exceeds the level of photoelectric absorption, for example 60 KeV. The output of the comparator 18 is connected to the information inputs of the keys 22, 23 and 24, the output of the comparator 20 is connected to the information inputs of the keys 25, 26 and 27, and the outputs of the comparators 19 and 21 are connected to the information inputs of the keys 28 and 29, respectively. For the organization of measurement modes, a time-varying chain of single vibrators 30-36 was introduced into the device. The outputs of the single vibrators are connected to the enabling inputs of the keys in the measuring circuits of both probes. The outputs of all the keys 22-29 and the shaper 36 connected pulse counters 37-45.

Устройство работает в режиме автогенерации или управляется с поверхности по телеметрической линии связи программными средствами каротажного регистратора. В режиме автогенерации при подаче питания в скважинный прибор 1 запускается задающий генератор импульсов 15. Импульс напряжения на выходе задающего генератора 15 инициирует срабатывание источника нейтронов 7 и запускает одновибратор начальной задержки 30 (эпюра 3, фиг.2). При срабатывании источника нейтронов 7 образуется поток быстрых нейтронов, часть из которых при взаимодействии с ядрами элементов окружающей среды активирует ядра отдельных элементов, а другая часть, замедляясь до тепловых энергий, поглощается в результате радиационного захвата. При взаимодействии быстрых нейтронов с ядрами кислорода О¹⁶ образуются активированные ядра N¹⁶, которые распадаются испусканием двух гамма-квантов с энергией 6,13 и 7,1 МэВ. Период полураспада активного ядра N¹⁶ составляет 7,3 с. При радиационном захвате образуются от одного до нескольких (например, трех при захвате нейтрона ядром хлора) гамма-квантов с различной энергией. Часть этих гамма-квантов регистрируются детекторами 9 и 10. Распределение потока импульсов во времени на выходах детекторов 9 и 10 за цикл измерения показано на эпюрах 1 и 2 (фиг.2) соответственно. Электрические импульсы с выхода детекторов 9 и 10 усиливаются усилителями 16 и 17, затем компараторами 18-21 формируются в импульсы напряжения одинаковой амплитуды и длительности. При этом компараторы 19 и 21 пропускают только те импульсы, амплитуда которых соответствует энергии гамма-кванта не менее 3,0 МэВ, т.е. превышает энергию излучения естественно радиоактивного тория (2,62 МэВ самая жесткая линия). Компараторы 18 и 20 пропускают импульсы, амплитуда которых выше уровня энергии фотоэлектрического поглощения (порядка 60 КэВ). (Отформированные по амплитуде и длительности импульсы с помощью времязадающей цепи из одновибраторов 31-36 и ключей 22-29 распределяются по трем временным окнам по каждому зонду - (t3-t2), (t4-t3) и (t5-t4) - для ближнего зонда и (t2-t1), (t4-t2) и (t5-t4) - для дальнего зонда. Длительность начальной задержки (эпюра 3 на фиг.2) выбирается в зависимости от длительности влияния скважинной компоненты спада плотности тепловых нейтронов в пределах 550-650 мкс. Ширина первых окон каждого зонда (эпюры 4 и 5) выбирается с учетом скорости спада плотности тепловых нейтронов в пределах 200-250 мкс. Ширина вторых окон (эпюры 7 и 6) задаются с учетом длительности процесса поглощения тепловых нейтронов в самой слабопоглощающей среде (например, газонасыщенные карбонатные коллекторы), т.е. она должна быть заведомо больше времени спада плотности тепловых нейтронов до нулевого уровня. В нефтегазоносных разрезах длительность спада плотности тепловых нейтронов обычно не превышает 3,5 мс. Исходя из этого, ширину второго временного окна можно выбирать в пределах 2,5-3,0 мс. Ширина третьего окна (эпюра 8) зависит от частоты работы генератора нейтронов 7 (задающего генератора 15). При частоте запуска генератора 20 Гц ширина третьего окна может составить порядка 45-46 мс. В принципе, ширины соответствующих окон обоих зондов могут быть равными, что несколько упростит техническую реализацию предлагаемой методики измерений. Однако, при этом возрастут статистические погрешности измерений сечения захвата тепловых нейтронов по дальнему зонду, т.к. скорости счета импульсов по дальнему зонду намного ниже, чем по ближнему. Поэтому в приведенном варианте реализации изобретения с учетом того, что влияние скважинных условий с ростом длины зонда уменьшается, приведен пример использования неравных по ширине вторых окон. Но для измерения параметра водородосодержания по отношению скоростей счета первого зонда к второму желательно, чтобы суммарная ширина первых двух окон ближнего зонда равнялась ширине второго окна дальнего зонда. В третьи временные окна каждого зонда попадают отсортированные по амплитуде импульсы естественного гамма излучения пород и активации ядер кислорода. Таким образом, попавшие в соответствующие временные окна импульсы суммируются в соответствующих счетчиках 37-44 в течение времени, определяемого шагом квантования опроса счетчиков с бортового компьютера 5. Шаг квантования, т.е. период опроса счетчиков, может задаваться как счетчиком глубины, так и таймером регистрирующего устройства 3. В счетчике 46 накапливается информация о количестве срабатываний генератора нейтронов за шаг квантования опроса счетчиков, которая затем используется для введения поправок в результаты измерений на “мертвое” время измерительных цепей.The device operates in auto-generation mode or is controlled from the surface via a telemetric communication line using logging logger software. In the auto-generation mode, when the power is supplied to the downhole tool 1, the driving pulse generator 15 starts. The voltage pulse at the output of the driving generator 15 initiates the operation of the neutron source 7 and starts the one-shot initial delay 30 (plot 3, FIG. 2). When the neutron source 7 is triggered, a stream of fast neutrons is formed, some of which, when interacting with the nuclei of environmental elements, activate the nuclei of individual elements, and the other part, slowing down to thermal energies, is absorbed as a result of radiation capture. In the interaction of fast neutrons with O ¹⁶ oxygen nuclei, activated N ¹⁶ nuclei are formed, which decay by the emission of two gamma rays with an energy of 6.13 MeV and 7.1 MeV. The half-life of the active nucleus of N ¹⁶ is 7.3 s. During radiation capture, one to several (for example, three during the capture of a neutron by a chlorine nucleus) gamma rays with different energies are formed. Some of these gamma rays are recorded by detectors 9 and 10. The distribution of the pulse flux in time at the outputs of the detectors 9 and 10 per measurement cycle is shown in diagrams 1 and 2 (Fig. 2), respectively. The electrical pulses from the output of the detectors 9 and 10 are amplified by amplifiers 16 and 17, then comparators 18-21 are formed into voltage pulses of the same amplitude and duration. In this case, the comparators 19 and 21 transmit only those pulses whose amplitude corresponds to a gamma-ray energy of at least 3.0 MeV, i.e. exceeds the radiation energy of naturally radioactive thorium (2.62 MeV is the hardest line). Comparators 18 and 20 transmit pulses whose amplitude is higher than the photoelectric absorption energy level (about 60 keV). (Pulses formed by amplitude and duration using a timing circuit from one-shots 31-36 and keys 22-29 are distributed over three time windows for each probe - (t3-t2), (t4-t3) and (t5-t4) for the near the probe and (t2-t1), (t4-t2) and (t5-t4) for the far probe.The duration of the initial delay (plot 3 in figure 2) is selected depending on the duration of the influence of the downhole component of the thermal neutron density decay within 550 -650 μs The width of the first windows of each probe (diagrams 4 and 5) is selected taking into account the rate of decline of the density of thermal neutrons to the limit x 200-250 μs. The width of the second windows (diagrams 7 and 6) is set taking into account the duration of the process of absorption of thermal neutrons in the most weakly absorbing medium (for example, gas-saturated carbonate collectors), ie it should be known to be longer than the decay time of the density of thermal neutrons to In oil and gas bearing sections, the duration of the decline in the density of thermal neutrons usually does not exceed 3.5 ms. Based on this, the width of the second time window can be selected within 2.5-3.0 ms. The width of the third window (plot 8) depends on the frequency of operation of the neutron generator 7 (master oscillator 15). With a generator start-up frequency of 20 Hz, the width of the third window can be about 45-46 ms. In principle, the widths of the respective windows of both probes can be equal, which will somewhat simplify the technical implementation of the proposed measurement procedure. However, this will increase the statistical errors of measurements of the capture cross section of thermal neutrons in the far probe, because pulse counting rates for the far probe are much lower than for the near ones. Therefore, in the above embodiment, given the fact that the influence of downhole conditions decreases with increasing probe length, an example of the use of unequal widths of the second windows is given. But to measure the hydrogen content parameter in relation to the count rates of the first probe to the second, it is desirable that the total width of the first two windows of the near probe be equal to the width of the second window of the far probe. Pulses of natural gamma radiation from rocks and activation of oxygen nuclei, sorted by amplitude, fall into the third time windows of each probe. Thus, the pulses falling into the corresponding time windows are summed up in the respective counters 37-44 during the time determined by the quantization step of the polling of the counters from the on-board computer 5. The quantization step, i.e. the interrogation period of the counters can be set by both the depth counter and the timer of the recording device 3. In counter 46, information is accumulated on the number of neutron generator operations per quantization step of the counter interrogation, which is then used to introduce corrections to the measurement results for the dead time of the measuring circuits.

Таким образом, телеметрической системой 12 после каждого опроса с поверхностного регистратора 3 по кабелю 2 передается информация:Thus, the telemetry system 12 after each survey from the surface recorder 3 via cable 2 information is transmitted:

N11 - количество импульсов, попавших в первое временное окно ближнего зонда;N11 - the number of pulses that hit the first time window of the near probe;

N12 - количество импульсов, попавших во второе временное окно ближнего зонда;N12 is the number of pulses entering the second time window of the near probe;

N1ф - количество импульсов, попавших в третье (фоновое) окно ближнего зонда;N1f - the number of pulses that fell into the third (background) window of the near probe;

N1к - количество импульсов, попавших в третье (кислородное) окно ближнего зонда;N1k - the number of pulses that hit the third (oxygen) window of the near probe;

и соответственно N21; N22; N2ф; N2к - по дальнему зонду;and accordingly N21; N22; N2ph; N2k - on the far probe;

Кген - количество срабатывания генератора нейтронов за цикл (шаг квантования) измерений.Kgen - the number of times the neutron generator is triggered per cycle (quantization step) of measurements.

На поверхности эта информация бортовым компьютером 5 приводится к единой глубине с учетом разницы точек записи зондов и преобразуется в соответствующие скорости счета с вычетом фона из данных двух первых окон, введением поправок за “мертвое” время измерительных цепей, разделением естественного гамма - излучения и гамма - излучения активированных ядер кислорода:On the surface, this information on-board computer 5 is reduced to a single depth, taking into account the difference in the recording points of the probes, and is converted to the corresponding counting rates, subtracting the background from the data of the first two windows, introducing corrections for the dead time of the measuring circuits, and separating natural gamma radiation and gamma - radiation of activated oxygen nuclei:

J11=(N11/ΔT)/(1-N11·tм/(Кген·(t3-t2)))+(N12/ΔT)/(1-N12·tм/ (Кген·(t4-t3)))-N1ф·(t4-t2)/((t5-t4)(ΔT);J11 = (N11 / ΔT) / (1-N11 · tm / (Kgen · (t3-t2))) + (N12 / ΔT) / (1-N12 · tm / (Kgen · (t4-t3))) - N1ph · (t4-t2) / ((t5-t4) (ΔT);

J12=(N12/ΔТ)/(1-N12·tм/(Кген·(t4-t3)))-N1ф·(t4-t3)/((t5-t4)(ΔТ);J12 = (N12 / ΔТ) / (1-N12 · tm / (Kgen · (t4-t3))) - N1ф · (t4-t3) / ((t5-t4) (ΔТ);

J21=(N21/ΔТ)/(1-N21·tм/(Кген·(t2-t1)))+(N22/ΔT)/(1-N22·tм/ (Кген·(t4-t2)))-N2ф·(t4-t1)/((t5-t4)(ΔТ);J21 = (N21 / ΔТ) / (1-N21 · tm / (Kgen · (t2-t1))) + (N22 / ΔT) / (1-N22 · tm / (Kgen · (t4-t2))) - N2ph · (t4-t1) / ((t5-t4) (ΔТ);

J22=(N22/ΔT)/(1-N22·tм/(Kгeн·(t4-t2)))-N2ф·(t4-t2)/(t5-t4)(ΔT);J22 = (N22 / ΔT) / (1-N22 · tm / (Kgen · (t4-t2))) - N2ф · (t4-t2) / (t5-t4) (ΔT);

JГК1=(N1ф-N1к)/(ΔT·(t5-t4)(fген·Mg·n1к);JГК1 = (N1ф-N1к) / (ΔT · (t5-t4) (fgen · Mg · n1к);

JГK2=(N2ф-N2к)/(ΔT·(t5-t4)(fгeн·Mg·n2к);JGK2 = (N2f-N2k) / (ΔT · (t5-t4) (fgen · Mg · n2k);

JК1=N1к/(ΔТ·(t5-t4)(fген·Mg);JК1 = N1к / (ΔТ · (t5-t4) (fgen · Mg);

JK2=N2к/(ΔT·(t5-t4)(fген·Mg),JK2 = N2к / (ΔT · (t5-t4) (fgen · Mg),

где Mg - масштабный коэффициент, Mg=0,001, если t5 и t4 измеряется в [мс],where Mg is the scale factor, Mg = 0.001, if t5 and t4 are measured in [ms],

ΔT - время прохождения прибором расстояния, равного шагу квантования измерений по глубине - измеряется в [с] или в [мин] в зависимости от того, в каких единицах измеряется скорость счета импульсов;ΔT is the time taken by the instrument to cover a distance equal to the step of quantizing the measurements in depth — it is measured in [s] or [min] depending on the units in which the pulse count rate is measured;

fген - частота срабатывания генератора нейтронов, в [Гц];fgen - response frequency of the neutron generator, in [Hz];

n1к и n2к - калибровочные коэффициенты, в (имп/с)/(мкР/ч).n1k and n2k are calibration coefficients, in (imp / s) / (μR / h).

Затем производится расчет параметров:Then the parameters are calculated:

Σa1=(lnJ11-lnJ12)·(Mf/(t3-t2), где Mf - масштабный коэффициент, равный 4550 при измерении Σa в единицах [е.з.] (c.u.), a t2 и t3 в мкс;Σa1 = (lnJ11-lnJ12) · (Mf / (t3-t2), where Mf is the scale factor equal to 4550 when measuring Σa in units of [ez] (c.u.), a t2 and t3 in microseconds;

Σa2=(lnJ21-lnJ22)·(Mf/(t2-t1);Σa2 = (lnJ21-lnJ22) · (Mf / (t2-t1);

W-ИНК=Bo+B1·R+B2·R·2 - кажущееся водородосодержание (водонасыщенная пористость) пород по шкале известняка, где R=(J11/J22)/(J11/J22) вода; Во, В1 и В2 - коэффициенты уравнения зависимости показаний ИНК (R) от водонасыщенной пористости известняка, определяется путем измерений в моделях пласта с известной пористостью;W-INC. = Bo + B1 · R + B2 · R · 2 - apparent hydrogen content (water-saturated porosity) of rocks on a scale of limestone, where R = (J11 / J22) / (J11 / J22) water; In, B1 and B2 are the coefficients of the equation for the dependence of the INK (R) readings on the water-saturated porosity of limestone, determined by measurements in reservoir models with known porosity;

JОк=(JК1·(exp(λ·Z1·ΔT/ΔH))+JK2·(exp(λ·Z2·ΔT/ΔH)))/(1+η) - средняя скорость счета, пропорциональная количеству активированных ядер кислорода в начальный момент времени в точке облучения среды быстрыми нейтронами, где Z1 и Z2 - зондовые расстояния между мишенью ускорительной трубки источника нейтронов и детекторами; λ=ln2/T - постоянная распада активированного ядра N¹⁶, равная 0,0943 1/с; Т - период полураспада активированных ядер N¹⁶, равный 7,35 с; ΔН - шаг квантования по глубине, измеряется в м; η=ξ2/ξ1 - соотношение эффективности детекторов;JОк = (JК1 · (exp (λ · Z1 · ΔT / ΔH)) + JK2 · (exp (λ · Z2 · ΔT / ΔH))) / (1 + η) is the average count rate proportional to the number of activated oxygen nuclei in the initial time at the point of irradiation of the medium with fast neutrons, where Z1 and Z2 are the probe distances between the target of the accelerating tube of the neutron source and the detectors; λ = ln2 / T is the decay constant of the activated core N ¹⁶ equal to 0.0943 1 / s; T - half-life of activated nuclei N ¹⁶ , equal to 7.35 s; ΔН - quantization step in depth, measured in m; η = ξ2 / ξ1 is the ratio of the efficiency of the detectors;

Кгл=f(Jгк), где Jгк=((Jгк1+Jгк2)/2) - средняя величина радиоактивности пород.Kgl = f (Jkk), where Jkk = ((Jkk1 + Jkk2) / 2) is the average radioactivity of the rocks.

Приведенные выше параметры регистрируются в цифровой форме и могут отображаться на дисплее монитора бортового компьютера для контроля результатов измерений непосредственно в процессе каротажа. В дальнейшем, после введения соответствующих поправок за влияние скважинных условий и литологии, они используются для расчета геологических параметров исследуемых объектов.The above parameters are recorded digitally and can be displayed on the on-board computer monitor to monitor the measurement results directly during logging. In the future, after the introduction of appropriate amendments for the influence of downhole conditions and lithology, they are used to calculate the geological parameters of the studied objects.

Измеряемое сечение захвата тепловых нейтронов связано с параметрами одновременно водо- газо- и нефтенасыщенного пласта следующим уравнением:The measured thermal neutron capture cross section is related to the parameters of the simultaneously water-gas- and oil-saturated formation with the following equation:

Σа=Σм·(1-Кп)+Σв·Кв·Кп+Σг·Кг·Кп+Σн·Кн·Кп, (1)Σа = Σm · (1-Кп) + Σв · Кв · Кп + Σг · Кг · Кп + Σн · Кн · Кп, (1)

где Σм, Σв, Σг, Σн - сечения захвата тепловых нейтронов в матрице породы (включая глины), воде, газе и нефти соответственно; Кв, Кг, Кн - коэффициенты водонасыщенности, газонасыщенности и нефтенасыщенности пород; Кп - коэффициент пористости пород.where Σм, Σв, Σг, Σн are thermal neutron capture cross sections in the rock matrix (including clays), water, gas, and oil, respectively; Kv, Kg, Kn - coefficients of water saturation, gas saturation and oil saturation of rocks; Kp is the porosity coefficient of the rocks.

Измеряемый параметр кислородного каротажа JОк является суммой скважинной и пластовой компонент:The measured oxygen logging parameter JОк is the sum of the borehole and reservoir components:

JОк=Jкскв+Jк породы (2)JОк = Jкскв + Jк of breed (2)

Jкскв - определяется путем измерений в модели пласта, скважина которой вначале заполняется водой, а затем не содержащей кислорода жидкостью, например керосином. Скважинная компонента определяется как разность показаний двух измерений в указанных двух средах. Она тем меньше, чем меньше разность между диаметрами скважины (внутренним диаметром обсадной трубы) и скважинного прибора. Такие измерения с конкретным прибором производят в моделях с несколькими различными, наиболее часто встречающимися, диаметрами скважин. Тогда по результатам скважинных измерений легко определяется пластовая компонента кривой кислородного каротажа, которая связана с параметрами пласта:Jksq - is determined by measurements in the reservoir model, the well of which is first filled with water, and then with oxygen-free liquid, for example kerosene. The borehole component is defined as the difference between the readings of two measurements in these two environments. It is the smaller, the smaller the difference between the diameters of the well (the inner diameter of the casing) and the downhole tool. Such measurements with a specific device are made in models with several different, most common, well diameters. Then, based on the results of downhole measurements, the formation component of the oxygen log curve is easily determined, which is associated with the parameters of the formation:

Jк породы=Jкм·(1-Кп-Кгл)+Jкгл·Кгл+Jкв·Кв·Кп, (3)Jк of breed = Jкм · (1-Кп-Кгл) + Jкгл · Кгл + Jкв · Кв · Кп, (3)

где Jкм, Jкгл, Jкв - компоненты активации кислорода, содержащегося в матрице породы, глинах и воде соответственно; Кгл - коэффициент глинистости пород.where Jкм, Jкгл, Jкв - activation components of oxygen contained in the rock matrix, clays and water, respectively; Cgl is the clay clay coefficient.

Компонента, связанная с глинистостью, определяется по результатам измерений против опорных пластов глин:The component associated with clay is determined by the results of measurements against supporting clay strata:

Jкгл=((JОк-Jкскв)-Jкм·(1-Кглоп))/Кглоп (4)Jkgl = ((JOk-Jkskv) -Jkm · (1-Kglop)) / Kglop (4)

Компоненты Jкм и Jкв определяются путем измерений на моделях пласта, насыщенных углеводородами и водой при движении прибора по скважине снизу вверх:The components Jkm and Jkv are determined by measurements on reservoir models saturated with hydrocarbons and water when the device moves down the well:

Jкм=(JкСН-Jкскв)/(1-Кпмод), (5)Jkm = (JkSN-Jkskv) / (1-Kmod), (5)

Jкв=((JкH₂О-Jкскв)-(JкCH-Jкскв)/(1-Кпмод))/Кпмод, (6)Jkv = ((JkH ₂ O-Jkskv) - (JkCH-Jkskv) / (1-Kmod)) / Kmod, (6)

где JкСН - показания прибора в насыщенной углеводородом модели пласта,where JкСН - instrument readings in a hydrocarbon saturated reservoir model,

JкН₂О - показания прибора в водонасыщенной модели пласта,JкН ₂ О - instrument readings in a water-saturated reservoir model,

Кпмод - пористость модели пласта.CPmod - porosity of the reservoir model.

Тогда, решая уравнение (3) относительно коэффициента водонасыщенности пород с учетом выражения (2), получаем:Then, solving equation (3) with respect to the water saturation coefficient of rocks, taking into account expression (2), we obtain:

Кв=((JОк-Jкскв)-Jкм·(1-Кп-Кгл)-Jкгл·Кгл)/(Jкв·Кп) (7)Kv = ((JOk-Jkskv) -Jkm · (1-Kp-Kgl) -Jkgl Kgl) / (Jkv · Kp) (7)

Теперь, подставляя выражение (7) в уравнение (1) и решая его относительно Кг с учетом того, что Кн=(1-Кв)-Кг, получаем:Now, substituting expression (7) into equation (1) and solving it with respect to Kr taking into account the fact that Kn = (1-Qu) -Kg, we obtain:

Kг=(Σм-Σa-Σм·Kп+(Σв-Σн)·(((JОк-Jкcкв)-Jкм·(1-Kп-Kгл)-Jкгл·Kгл)/ Jкв+ΣH·Кп))/((Σн-Σг)·(Кп), (8)Kg = (Σm-Σa-Σm · Kп + (Σв-Σн) · (((JОк-Jкккв) -Jкм · (1-Кп-Kгл) -Jкгл · Kгл) / Jкв + ΣH · Кп)) / (( Σн-Σг) · (Кп), (8)

где Σм=Σск·(1-Кп-Кгл)+Σгл·Кглwhere Σm = Σsk · (1-Kp-Kgl) + Σgl · Kgl

Коэффициент нефтенасыщенности определяется из уравнения баланса:The oil saturation coefficient is determined from the balance equation:

Кн=(1-Кв)-КгKn = (1-Qu) -Kg

Коэффициенты пористости и глинистости определяются традиционными способами по результатам измерений геофизическими методами в необсаженной скважине или по результатам измерений W-ИНК и Jгк по предлагаемой методике с учетом водородосодержания глин и литологии. Ясно, что в последнем случае параметр Jгк может быть искажен влиянием радиогеохимических эффектов. Поэтому измерения генератором нейтронов по настоящему изобретению желательно сопровождать спектрометрией естественного гамма излучения пород в скважине (СГК) и глинистость и водородосодержание глин определять по ее данным, а данные Jгк использовать в основном для привязки материалов по глубине.The coefficients of porosity and clay are determined by traditional methods according to the results of measurements by geophysical methods in an open hole or according to the results of measurements of W-INC and Jgk according to the proposed method taking into account the hydrogen content of clays and lithology. It is clear that in the latter case, the parameter Jr can be distorted by the influence of radio geochemical effects. Therefore, measurements by the neutron generator of the present invention, it is desirable to accompany the spectrometry of natural gamma radiation of rocks in the borehole (GC) and the clay content and hydrogen content of the clay to determine from its data, and Jgk data is used mainly for depth binding of materials.

Важно также отметить, что наиболее эффективно предлагаемое изобретение может быть использовано при исследовании разрезов простаивающих без насосно-компрессорных труб или остановленных на капитальный ремонт скважин, т.к. диаметр скважинного прибора для получения максимального соотношения сигнала пласта и скважины должен быть близким к внутреннему диаметру колонны обсадных труб. Разность диаметра труб и прибора должна быть такой минимальной, чтобы обеспечивать лишь свободное прохождение прибора по стволу скважины.It is also important to note that the most effectively proposed invention can be used in the study of sections idle without tubing or stopped for overhaul wells, because the diameter of the downhole tool to obtain the maximum ratio of the formation signal and the well should be close to the inner diameter of the casing string. The difference in the diameter of the pipes and the device should be so minimal as to ensure only the free passage of the device along the wellbore.

Таким образом, предлагаемое изобретение в определенной степени является самодостаточным для раздельного определения текущих значений коэффициентов нефте-, газо- и водонасыщенности не вскрытых перфорацией пород-коллекторов независимо от минерализации пластовых вод.Thus, the present invention to a certain extent is self-sufficient for separate determination of the current values of the coefficients of oil, gas and water saturation not revealed by perforation of reservoir rocks, regardless of the salinity of the formation water.

Источники информацииSources of information

1. Буров Б.М. и др. К вопросу количественной оценки нефтенасыщенности по материалам ИННК. Бюллетень НТИ Мингео СССР, серия “Региональная разведочная и промысловая геофизика”, №17, 1969;1. Burov B.M. et al. On the issue of quantifying oil saturation based on INK materials. Bulletin of the STI Mingeo of the USSR, series “Regional exploration and production geophysics”, No. 17, 1969;

2. Clavier C. et al. Qualitative Interpretation of Thermal Neutron Decay Time Log. "J. of Petrol. Thechnol." June, 1971.2. Clavier C. et al. Qualitative Interpretation of Thermal Neutron Decay Time Log. "J. of Petrol. Thechnol." June, 1971.

3. The Multiparameter Spectroscopy Instrument Continues Carbon/Oxygen Log - MSI C/О: Presented at the Canadian Well Logging Society 10-th Formation Evaluation Symposium: Calgary, Alberta, September 29 - October 2, 1985.3. The Multiparameter Spectroscopy Instrument Continues Carbon / Oxygen Log - MSI C / O: Presented at the Canadian Well Logging Society 10th Formation Evaluation Symposium: Calgary, Alberta, September 29 - October 2, 1985.

4. Патент США №3817328, U.S. C1. 166/250, МКИ E 21 b 47/00.4. US Patent No. 3817328, U.S. C1. 166/250, MKI E 21 b 47/00.

5. Авторское свидетельство СССР №410353, МКИ G 01 v 5/00, E 21 b 47/00.5. USSR author's certificate No. 410353, MKI G 01 v 5/00, E 21 b 47/00.

6. Урманов Э.Г., Цейтлин В.Г. и Прилипухов В.И. Методика определения декремента затухания плотности тепловых нейтронов и коэффициента пористости пород по данным двухзондовой аппаратуры ИНК/НТВ “Каротажник”, вып. 30, 1997 г.6. Urmanov E.G., Zeitlin V.G. and Prilipukhov V.I. The methodology for determining the decrement of thermal neutron density attenuation and rock porosity coefficient according to the double-probe equipment INC / NTV “Karotazhnik”, vol. 30, 1997

7. Урманов Э.Г., Белосток Ю.В., Комлев Н.Ю. и Горбочев В.К. Интегральная методика регистрации и обработки данных двухзондового импульсного нейтронного каротажа //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1996. - №1.7. Urmanov E.G., Bialystok Yu.V., Komlev N.Yu. and Gorbochev V.K. Integral method of registration and data processing of two-probe pulsed neutron logging // Geology, Geophysics and Oil Field Development. - 1996. - No. 1.

8. Урманов Э.Г., Сверкунов А.Л. и Козяр Н.В. Результаты опробования интегральной методики регистрации и обработки данных импульсного нейтронного каротажа на месторождениях Западной Сибири., НТЖ “Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений”, №12, 1997 г.8. Urmanov E.G., Sverkunov A.L. and Kozyar N.V. The results of testing an integrated technique for recording and processing pulsed neutron logging data in Western Siberia., NTZ “Geology, Geophysics and Oil Field Development”, No. 12, 1997

Claims

1. The method of determining the current oil and gas saturation of the reservoir in cased wells, based on the simultaneous measurement of the capture cross section or the lifetime of thermal neutrons, the oxygen activation parameter and the natural radioactivity of the rocks, characterized in that the measurement of the capture cross section of thermal neutrons and registration of gamma quanta generated in the decay of activated oxygen nuclei, carried out according to the readings of each of the detectors sequentially in the time interval between two pulses of neutron radiation, according to gender chennym according to the formula:

Kv = ((JOk-Jk SKV) -Jkm · (1-Kp-Kgl) -Jkgl Kgl) / Jkv · Kp,

where JOк - measured count rate of pulses of oxygen activation logging;

Jк SLE - borehole component of oxygen logging;

Jкм, Jкв, Jкгл - components related to the oxygen content in the rock skeleton, water and clays, respectively;

Кп and Кгл - porosity and clayiness coefficients of rocks;

determine the coefficient of water saturation of the collectors, and then by the formulas

Кг = (Σм-Σa-Σм · Кп + (Σв-Σн) · ((JОк-Jк квв) -Jкм · (1-Кп-Кгл) -

Jkgl · Kgl) / Jkv + Σn · Kp)) / ((Σn-Σg) · Kp),

Kn = (1-Qu) -Kg,

where Σm = Σsk · (1-Kp-Kgl) + Σgl · Kgl is the capture cross section of thermal neutrons in the solid rock matrix;

Σa is the value of thermal neutron capture cross section measured during logging;

Σн, Σв, Σг, Σск and Σгл - thermal neutron capture cross section in oil, water, gas, rock skeleton and clays, respectively;

determine the coefficients of gas saturation (Kg) and oil saturation (Kn) of the collectors.

2. The method according to claim 1, characterized in that the counting rates of gamma quanta generated during the decay of activated oxygen nuclei are recorded by two detectors located below the fast neutron source, the readings of the probes Jк1 and Jк2, taking into account the difference in the points of their recording, lead to a uniform depth and according to the formula

JОк = (JК1 · (exp (λ · Z1 · ΔT / ΔH)) + JK2 · (exp (λ · Z2 · ΔT / ΔH))) / (1 + η),

where Z1 and Z2 are the probe distances between the target of the accelerating tube of the neutron source and the detectors;

λ = ln2 / T is the decay constant of the activated core N ¹⁶ equal to 0.0943 1 / s;

T - half-life of activated nuclei N ¹⁶ , equal to 7.35 s;

ΔН is the quantization step in depth;

η = ξ2 / ξ1 is the ratio of the efficiency of the detectors; determine the average count rate proportional to the number of activated oxygen nuclei at the initial time at the point of irradiation of the medium with fast neutrons;

ΔТ is the time taken by the device to cover a distance equal to the quantization step of the measurements in depth.

3. A device for determining the current oil and gas saturation of reservoirs in cased wells, consisting of a downhole tool with a controlled pulsed source of fast neutrons, a telemetric information transmission system, the first and second gamma-ray detectors with pulse amplifiers, the first and second pulse shapers, the inputs of which connected to the output of the first gamma-ray detector, the third pulse shaper, the input of which is connected to the output of the second gamma-ray detector, the first, second and third transmission band, the first inputs of which are connected to the outputs of the first, second and third pulse shapers and the first one-shot, the input of which is connected to the start input of a controlled pulsed neutron source and a surface computerized recorder with a software-controlled power source, characterized in that a controlled generator is introduced into it pulses, the output of which is connected to the input of a controlled pulsed source of fast neutrons, the fourth pulse shaper, the input of which o is connected to the output of the second gamma-ray detector, six single vibrators, five transmission circuits and nine counters, the output of the first single vibrator connected to the input of the second single vibrator, the output of which is connected to the input of the third single vibrator and the second input of the fourth transmission circuit, the output of which is connected to the counting input the third counter, the output of the third one-shot is connected to the input of the fourth one-shot and the second input of the first transmission circuit, the output of which is connected to the counting input of the fourth counter, output h of the fourth one-shot connected to the input of the fifth one-shot and the second input of the third pass-through circuit, the output of which is connected to the counting input of the fifth counter, the output of the fifth single-shot is connected to the input of the sixth single-shot and the second input of the sixth pass-through circuit, the output of which is connected to the counting input of the sixth counter, the output of the sixth single-shot connected to the input of the seventh one-shot and second inputs of the second, fifth, seventh and eighth transmission circuits, the outputs of which are connected to the counting inputs, respectively, of the first, of the second, seventh and eighth counters, the output of the seventh one-shot is connected to the counting input of the ninth counter and to the control input of the telemetric information transmission system, the output of which is connected to the reset inputs of the first to ninth counters, the outputs of which are connected to the information inputs of the telemetric information transmission system, the first inputs of the fourth and the fifth transmission circuit connected to the output of the first pulse shaper, the first inputs of the sixth and seventh transmission circuits connected to the output of the third shaper i have pulses.