RU2476671C1 - Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (варианты) - Google Patents
Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2476671C1 RU2476671C1 RU2011128230/03A RU2011128230A RU2476671C1 RU 2476671 C1 RU2476671 C1 RU 2476671C1 RU 2011128230/03 A RU2011128230/03 A RU 2011128230/03A RU 2011128230 A RU2011128230 A RU 2011128230A RU 2476671 C1 RU2476671 C1 RU 2476671C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- function
- intensity
- probe
- neutron
- oil
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны пластов. Задачей заявляемого способа является расширение области применения, повышение его точности и информативности. Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов, включающий определение коэффициента пористости исследуемого пласта, с использованием двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам. Вычисление функции пористости, как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов. Регистрацию спектральных интенсивностей ГИРЗ. Измерения производят в период схватывания цемента после промежутка времени 2-4 суток с начала цементирования ствола скважины, или спустя 2-4 часа после поднятия бурового инструмента из скважины. Стоят кросс-плоты по зависимостям. На кросс-плотах производят аппроксимацию нижних точек квадратичной функции, соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора, и вычисляют по приведенной формуле функцию, отражающую «дефицит плотности и водородосодержания» в ближней зоне. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны пластов с помощью комплекса нейтронных методов.
При бурении нефтяных скважин в результате спускоподъемных операций в прискважинной части в нефтеносных и газоносных пластах образуется газоводонефтяная эмульсия в ближней зоне за счет знакопеременных воздействий и нарушений геохимического равновесия в ближней части пласта. В водоносных пластах такой зоны не образуется из-за низкой растворимости газов в водоносных пластах.
При обсадке и цементировании нефтегазовых скважин при схватывании цемента происходит повышение температуры и уменьшение его объема, последнее приводит к депрессии на пласты-коллекторы. В результате за счет различного растворения газов в нефти и пластовых водах независимо от их минерализации, тем более в газоносных пластах и нефтеносных пластах, происходит «подсос» газа в ближнюю зону. Повышение температуры усиливает процесс выделения газа и нефти. В водоносных пластах производится «подсос» пластовых вод (Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. - М.: Недра, 1990. - С.150-156).
Таким образом, наличие или отсутствие такого газа в прискважинной зоне пласта является диагностическим признаком нефтеносного или водоносного пластов.
Нейтронные методы имеют малый радиус исследования и хорошую чувствительность к «дефициту плотности и водородосодержанию» в ближней зоне.
Известен каротажный прибор для определения содержания водорода и хлора в геологической формации, который содержит источник нейтронов для облучения формации, окружающей скважину. Два детектора расположены в корпусе каротажного прибора на некотором расстоянии друг от друга в вертикальном направлении. Каждый детектор обнаруживает гамма-излучение во всем спектре энергии гама-излучения. Окна в этом спектре задаются для разделения двух разных диапазонов энергии, что позволяет формировать четыре независимых набора сигналов, два набора для каждого детектора. Один набор сигналов указывает на содержание водорода и не связан с содержанием хлора в облученной формации. Второй набор сигналов указывает на содержание водорода и хлора в облученной формации. Сравнивая наборы сигналов в двух пропорциональных диапазонах энергии, можно получить каротажную диаграмму, позволяющую определить наличие или отсутствие углеводорода в формации (WO №3023454, пр.20.03.2002, PCT/US02/08606 // Изобретения стран мира. - 2004. - Вып.86, №3).
Недостаток способа, используемого при работе известного каротажного прибора, заключается в невысокой информативности измерений и ограниченной области применения. Способ работоспособен при одинаковой плотности флюидов (нефть, вода) в поровом пространстве коллекторов. Изменение плотности углеводородных флюидов от газа (0,001-0,02 г/см) до нефти (0,8-1,0 г/см) приводит к увеличению спектральных интенсивностей гамма-излучения, в результате показаний прибора газоносные пласты будут квалифицироваться как водоносные.
Указанный метод информативен после расформирования зоны проникновения фильтрата бурового раствора. Расформирование зоны проникновения в зависимости от многих геолого-технических факторов происходит через 0,5-1,5 года, что является дополнительным фактором, сдерживающим широкое применение метода. Метод также предполагает насыщение водоносных пластов высокоминерализованной пластовой водой с минерализацией по хлористому натрию более 50 г/л.
Известна аппаратура СПРК (спектрометрический прибор радиоактивного каротажа), в которой реализованы - спектрометрическая модификация метода СНГК (нейтронный гамма-каротаж) на ряд химических элементов, а также метод 2ННКт - двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (Лысенков А.И. Хлорный каротаж на базе стационарных нейтронных источников. // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2006. - Вып.7-8 (148-149). - С.109-128).
Область спектрального распределения ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата) с энергией более 1 МэВ несет информацию об элементном составе горных пород. Область спектра с энергией от 0,5 до 2,5 МэВ условно называют «мягкой». Здесь преобладает ГИРЗ водорода по сравнению с породообразующими элементами. Лысенков А.И. Хлорный каротаж на базе стационарных нейтронных источников. // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2006. - Вып.7-8 (148-149). - C.113).
Здесь в качестве аналитических параметров, отражающих содержание хлора, в аппаратуре используются комплексные функционалы F(Cl), включающие распределение интенсивности потоков ГИРЗ в различных энергетических областях и интенсивности потоков тепловых нейтронов на двух зондах. Функционалы подобраны из расчета минимальной чувствительности к влиянию мешающих факторов (заполнение скважины и заколонного пространства, эксцентриситет колонны и т.д.) и максимального влияния содержания хлора.
Наряду с характером насыщения на зависимость F(Cl) существенно играет пористость. Для исключения влияния пористости для нефтеносных пластов в первом приближении функцию F(Cl) вычисляют следующим образом:
где: F(Cl) - функция хлора нефтенасыщенного пласта;
а и b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине;
F(Kп) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННКт.
Таким образом, известный способ определения состава углеводородов в пластах нефтегазовых скважин по содержанию хлористого натрия - М(Сl) в пластовой воде включает вычисление зависимостей двух типов функционалов F(Cl) (функции хлора), представляющих собой отношение потоков интенсивности нейтронов, измеряемых малым зондом и большим зондом, нормированных на показаниях в пресной воде: функция хлора «жесткая» Р(Сl_ж) с использованием диапазона энергий более 2,3 МэВ, функция хлора «мягкая» Р(Сl_м) с использованием диапазона энергии менее 2,3 МэВ, определение коэффициента пористости методом двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт). Затем на кросс-плотах Р(Сl_ж) от F(Kп), F(Cl_м) от F(Kп), F(Сl_ннк) от F(Kп) строят зависимости, соответствующие водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП). Вычисляют функции массы хлора - F[М(Сl_ж)], F[M(Cl_м)], S[М(Сl_ннк)], связанные с содержанием хлора в коллекторе, (условные единицы). Затем определяют коэффициент нефтенасыщенности.
Известный метод применяется в основном в эксплуатационных скважинах старого фонда, где произошло расформирование зоны проникновения. Метод мало информативен на месторождениях нефти с закачкой пресных вод для поддержания пластового давления, так как пресная вода и нефть не содержат хлор и близки по ядерно-физическим свойствам. Метод осуществим с использованием высокоминерализованных пластовых вод.
Указанные геолого-технические факторы усложняют и искажают вычисление коэффициента нефтенасыщенности, что приводит к снижению точности и информативности метода.
Задачей заявляемого способа является расширение области применения, повышение его точности и информативности.
Поставленная задача решается тем, что в способе определения характера насыщения пластов обсаженных нефтегазовых скважин (первый вариант), содержащем определение коэффициента пористости (Кп) исследуемого пласта с использованием двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт), вычисление функции пористости F(Kп) - как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах методом 2ННКт:
где: IмзННКт - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, в условных единицах,
IбзННКт - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, в условных единицах,
измерение спектральных интенсивностей ГИР3-IСНГК, в условных единицах,
согласно изобретению указанные измерения производят в период схватывания цемента после промежутка времени 2-4 суток с начала цементирования ствола скважины, при этом строят кросс-плоты по зависимости:
где: IСНГК - спектральная интенсивность ГИРЗ в области менее 500 МэВ, в условных единицах,
IмзННКт - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, в условных единицах,
IбзННКт - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, в условных единицах,
затем на указанных кросс-плотах производят аппроксимацию нижних точек квадратичной функции - F(вп):
соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора,
и вычисляют функцию, отражающую «дефицит плотности и водородосодержания» в ближней зоне - F(дп):
где: F(тек) - текущее значение функции 
, в условных единицах,
а, в и с - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине,
затем по максимальной величине параметра F(дп) определяют газоносные пласты, по средней его величине - нефтеносные и по его минимальному значению - водоносные.
Поставленная задача по второму варианту решается тем, что в способе определения характера насыщения пластов необсаженных нефтегазовых скважин, содержащем определение коэффициента пористости (Кп) исследуемого пласта с использованием двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт), вычисление функции пористости F(Kп) - как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах методом 2ННКт:
где: IмзННКт - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, в условных единицах,
IбзННКт - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, в условных единицах,
измерение спектральных интенсивностей ГИРЗ-IСНГК, в условных единицах,
согласно изобретению указанные измерения производят спустя 2-4 часа после поднятия бурового инструмента из скважины, при этом строят кросс-плоты по зависимости:
где: IСНГК - спектральная интенсивность ГИРЗ в области менее 500 МэВ, в условных единицах,
IмзННКт - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, в условных единицах,
IбзННКт - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, в условных единицах,
затем на указанных кросс-плотах производят аппроксимацию нижних точек квадратичной функции - F(вп):
соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора, и вычисляют функцию, отражающую «дефицит плотности и водородосодержания» в ближней зоне - F(дп):
где: F(тек) - текущее значение функции 
, в условных единицах,
а, в и с - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине,
затем по максимальной величине параметра F(дп) определяют газоносные пласты, по средней его величине - нефтеносные и по его минимальному значению - водоносные.
На фиг.1 приведен кросс-плот типа 
для обсаженных скважин.
На фиг.2 представлен пример определения характера насыщения в коллекторах обсаженной скважины по комплексу СНГК и 2ННКт в сравнении с данными по БК (боковой каротаж).
На фиг.3 приведен кросс-плот 
для необсаженных скважин.
На фиг.4 дан пример определения характера насыщения в коллекторах необсаженной скважины по комплексу СНГК и 2ННКт в сравнении с данными по БК (боковой каротаж).
Суть заявляемого способа.
В силу большого различия ядерно-геофизических свойств в ближней зоне газа и пластовой воды, комплексом радиоактивных методов, включающим метод спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК) и нейтрон- нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКт), уверенно выделяют зоны скопления газа в течение 2-4 суток после цементирования колонны или спустя 2-4 часа после поднятия бурового инструмента из скважины.
Для реализации технологии выделения скоплений газа в скважине используется зонд СНГК большой 50-70 см и малый зонд 15-25 см. В спектре нейтронного гамма- излучения используют мягкую часть с энергией менее 500 кэВ, наиболее чувствительную к «дефициту плотности и водородосодержанию» за колонной, т.е. к содержанию газа. Малый зонд ННКт имеет малый радиус исследования и также обладает высокой чувствительностью к «дефициту плотности и водородосодержания». В результате того, что мягкая часть нейтронного гамма-излучения представляет собой многократно рассеянное гамма-излучение, оно имеет более высокую чувствительность к «дефициту плотности и водородосодержания» по сравнению с методом ННКт. Произведя нормировку показаний по мягкой части нейтронного гамма-излучения на показания метода ННКт, полученное соотношение будет уверенно выделять газоносные пласты с наибольшими показаниями, нефтеносные - средними, а водоносные - минимальными при одинаковой пористости коллекторов.
В случае наличия в разрезе нефтегазовых скважин коллекторов с различной пористостью строятся кросс-плоты типа: 
Характерно, что отношение 
не зависит от минерализации пластовых вод и тесно связано с пористостью пластов.
Переход от пористости к функции пористости - известная операция и представлена, например, в стандартной методике, согласно Альбома палеток и номограмм для интерпретации промыслово-геофизических данных. - М.: Недра, 1984.
После построения кросс-плота типа 
производится аппроксимация нижних точек квадратичной функции типа F(вп)=a·F(Kп)2±в·F(Kп)+с, соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора F(вп). Квадратичная зависимость выведена в результате экспериментальных работ с моделями пластов и рассчитывается по расположению нижних точек на кросс-плотах.
Вычисление коэффициентов а, в, с осуществляется согласно методике интерпретации плотностного гамма-гамма метода (Кожевников Д.А., Коваленко К.В. «Адаптивная петрофизическая интерпретация плотностного гамма-гамма метода» // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2010. -Вып.1(190). - С.68).
В дальнейшем производится вычисление функции, отражающей «дефицит плотности и водородосодержания» в ближней зоне F(дп):
F(дп)=F(тек)-F(вп),
где: F(тек) - текущее значение функции 
F(вп)=а·F(Kп)2±в·F(K)+с.
В результате этой манипуляции устраняется влияние пористости пластов на аналитический параметр F(дп) и однозначно выделяются газоносные пласты по максимальной величине этого параметра, нефтеносные - по средней его величине и водоносные - по минимальным показаниям.
Пример выполнения способа.
Способ осуществляется с помощью аппаратуры СПРК-90 (разработана ОАО НПП «ВНИИГИС» совместно с ЗАО НПО «ГИТАС»), в которой реализована спектрометрическая модификация метода СНГК и метод 2ННКт.
В период схватывания цемента спустя 2-4 суток после начала цементирования в обсаженной скважине (первый вариант) или спустя 2-4 часа после поднятия бурового инструмента из скважины (второй вариант) с помощью двухзондовой аппаратуры 2ННКт определяют коэффициент пористости Кп, в процентном содержании (%), записывают функцию F(Kп) - функцию пористости в условных единицах (у.е.). По методу СНГК записывают: спектральные интенсивности ГИРЗ в области менее 500 МэВ, в условных единицах (у.е.).
Строят кросс-плоты типа: 
После построения кросс-плота типа 
производят аппроксимацию нижних точек квадратичной функции типа F(вп)=a·F(Kп)2±в·F(Kп)+с, соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора F(вп).
Пример записи кросс-плота для обсаженных скважин приведен на фиг.1.
Кривая «а» - описывает нижние точки квадратичной зависимости - F(вп), по которой можно вычислить значения функции F(вп).
По оси χ даны значения функции пористости F(Kп) в условных единицах, по оси у - значения функции 
в условных единицах.
Пример записи кросс-плота для необсаженных скважин приведен на фиг.3.
Кривая «б» - описывает нижние точки квадратичной зависимости - F(вп).
По оси χ даны значения функции пористости F(Kп) в условных единицах, по оси у - значения функции в условных единицах.
Далее производится вычисление функции, отражающей «дефицит плотности и водородосодержания» в ближней зоне F(дп):
F(дп)=F(тек)-F(вп),
где: F(тек) - текущее значение функции 
На фиг.2 представлены конкретные значения F(дп) по глубине, характеризующие характер насыщения пластов в обсаженной скважине.
На фиг.4 представлены конкретные значения F(дп) по глубине, характеризующие характер насыщения пластов в необсаженной скважине.
Все математические расчеты, необходимые для получения конечных результатов, заложены в алгоритмах программ, используемых в аппаратуре СПРК-90.
Claims (2)
1. Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов обсаженных нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (Первый вариант), содержащий определение коэффициента пористости (Кп) исследуемого пласта с использованием двух зондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт), вычисление функции пористости F(Kп) - как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах методом 2ННКт:
где 1 мзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, у.е. (условные единицы),
IбзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, у.е., измерение спектральных интенсивностей гамма излучения радиационного захвата (ГИРЗ) - IСНГК, у.е., отличающийся тем, что указанные измерения производят в период схватывания цемента после промежутка времени 2-4 сут с начала цементирования ствола скважины, при этом строят кросс-плоты по зависимости:
где IСНГК - спектральная интенсивность ГИРЗ в области менее 500 МэВ, у.е.,
IмзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, у.е.,
IбзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, у.е., затем на указанных кросс-плотах производят аппроксимацию нижних точек квадратичной функции - F(вп):
соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора, и вычисляют функцию, отражающую «дефицит плотности и водородосодержания» в ближней зоне - F(дп):
где F(тек) - текущее значение функции
, у.е.,
а, в и с - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине,
затем по максимальной величине параметра F(дп) определяют газоносные пласты, по средней его величине - нефтеносные и по его минимальному значению - водоносные.
где 1 мзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, у.е. (условные единицы),
IбзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, у.е., измерение спектральных интенсивностей гамма излучения радиационного захвата (ГИРЗ) - IСНГК, у.е., отличающийся тем, что указанные измерения производят в период схватывания цемента после промежутка времени 2-4 сут с начала цементирования ствола скважины, при этом строят кросс-плоты по зависимости:
где IСНГК - спектральная интенсивность ГИРЗ в области менее 500 МэВ, у.е.,
IмзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, у.е.,
IбзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, у.е., затем на указанных кросс-плотах производят аппроксимацию нижних точек квадратичной функции - F(вп):
соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора, и вычисляют функцию, отражающую «дефицит плотности и водородосодержания» в ближней зоне - F(дп):
где F(тек) - текущее значение функции
а, в и с - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине,
затем по максимальной величине параметра F(дп) определяют газоносные пласты, по средней его величине - нефтеносные и по его минимальному значению - водоносные.
2. Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов необсаженных нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (Второй вариант), содержащий определение коэффициента пористости (Кп) исследуемого пласта с использованием двух зондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт), вычисление функции пористости F(Kп) - как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах методом 2ННКт:
где IмзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, у.е. (условные единицы),
IбзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, у.е., измерение спектральных интенсивностей гамма излучения радиационного захвата (ГИРЗ) - IСНГК, у.е., отличающийся тем, что указанные измерения производят спустя 2-4 ч после поднятия бурового инструмента из скважины, при этом строят кросс-плоты по зависимости:
где IСНГК- - спектральная интенсивность ГИРЗ в области менее 500 МэВ, у.е.,
IмзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, у.е.,
IбзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, у.е., затем на указанных кросс-плотах производят аппроксимацию нижних точек квадратичной функции - F(вп):
F(вп)=a·F(Kп)2±в·F(Kп)+c,
соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора, и вычисляют функцию, отражающую «дефицит плотности и водородосодержания» в ближней зоне - F(дп):
F(дп)=F(тек)-F(вп),
где Р(тек) - текущее значение функции
, у.е.,
а, в и с - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине,
затем по максимальной величине параметра F(дп) определяют газоносные пласты, по средней его величине - нефтеносные и по его минимальному значению - водоносные.
где IмзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, у.е. (условные единицы),
IбзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, у.е., измерение спектральных интенсивностей гамма излучения радиационного захвата (ГИРЗ) - IСНГК, у.е., отличающийся тем, что указанные измерения производят спустя 2-4 ч после поднятия бурового инструмента из скважины, при этом строят кросс-плоты по зависимости:
где IСНГК- - спектральная интенсивность ГИРЗ в области менее 500 МэВ, у.е.,
IмзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, у.е.,
IбзННКТ - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, у.е., затем на указанных кросс-плотах производят аппроксимацию нижних точек квадратичной функции - F(вп):
F(вп)=a·F(Kп)2±в·F(Kп)+c,
соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора, и вычисляют функцию, отражающую «дефицит плотности и водородосодержания» в ближней зоне - F(дп):
F(дп)=F(тек)-F(вп),
где Р(тек) - текущее значение функции
а, в и с - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине,
затем по максимальной величине параметра F(дп) определяют газоносные пласты, по средней его величине - нефтеносные и по его минимальному значению - водоносные.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011128230/03A RU2476671C1 (ru) | 2011-07-07 | 2011-07-07 | Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011128230/03A RU2476671C1 (ru) | 2011-07-07 | 2011-07-07 | Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2476671C1 true RU2476671C1 (ru) | 2013-02-27 |
Family
ID=49121521
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011128230/03A RU2476671C1 (ru) | 2011-07-07 | 2011-07-07 | Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2476671C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2567935C1 (ru) * | 2015-02-05 | 2015-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине |
| RU2672696C1 (ru) * | 2017-12-28 | 2018-11-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные нефтегазовые технологии" (ООО "ИНГТ") | Способ оценки фазового состояния углеводородов и их насыщения в пластах-коллекторах обсаженных газовых и нефтегазовых скважин |
| RU2679766C2 (ru) * | 2017-07-11 | 2019-02-12 | Александр Иванович Лысенков | Способ определения коэффициента и объемной газонасыщенности в коллекторах газовых скважин по двухзондовому нейтронному каротажу в газонаполненных скважинах |
| RU2799923C1 (ru) * | 2022-11-17 | 2023-07-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Институт нефтегазовых технологий "ГеоСпектр" (ООО "ИНТ "ГеоСпектр") | Способ выделения рапоносных и рапопоглощающих интервалов в геологическом разрезе скважин нефтегазоконденсатных месторождений |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU408253A1 (ru) * | 1972-06-14 | 1973-12-10 | Ф. А. Куриленко , Э. Г. Урманов Трест Татнефтегеофизика | Способ определения характера насыщения пластов в обсаженных скважинах |
| US4021666A (en) * | 1975-08-18 | 1977-05-03 | Mobil Oil Corporation | Neutron-neutron logging for both porosity and macroscopic absorption cross section |
| RU2060384C1 (ru) * | 1992-03-06 | 1996-05-20 | Акционерное общество Научно-производственной фирмы "Геотест" Лтд | Способ исследования коллекторов нефти и газа и устройство для его осуществления |
| RU2154846C2 (ru) * | 1997-05-06 | 2000-08-20 | Акционерное общество открытого типа Научно-производственное предприятие "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин" | Способ определения характера насыщения коллекторов |
| RU2439622C1 (ru) * | 2010-08-26 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин (ОАО НПП "ВНИИГИС") | Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин |
-
2011
- 2011-07-07 RU RU2011128230/03A patent/RU2476671C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU408253A1 (ru) * | 1972-06-14 | 1973-12-10 | Ф. А. Куриленко , Э. Г. Урманов Трест Татнефтегеофизика | Способ определения характера насыщения пластов в обсаженных скважинах |
| US4021666A (en) * | 1975-08-18 | 1977-05-03 | Mobil Oil Corporation | Neutron-neutron logging for both porosity and macroscopic absorption cross section |
| RU2060384C1 (ru) * | 1992-03-06 | 1996-05-20 | Акционерное общество Научно-производственной фирмы "Геотест" Лтд | Способ исследования коллекторов нефти и газа и устройство для его осуществления |
| RU2154846C2 (ru) * | 1997-05-06 | 2000-08-20 | Акционерное общество открытого типа Научно-производственное предприятие "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин" | Способ определения характера насыщения коллекторов |
| RU2439622C1 (ru) * | 2010-08-26 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин (ОАО НПП "ВНИИГИС") | Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| ЛЫСЕНКОВ А.И. ХЛОРНЫЙ КАРОТАЖ НА БАЗЕ СТАЦИОНАРНЫХ НЕЙТРОННЫХ ИСТОЧНИКОВ, НТВ "Каротажник". - Тверь: Изд. АИС, 2006, Вып.7, 8, с.113. * |
| ЛЫСЕНКОВ А.И. ХЛОРНЫЙ КАРОТАЖ НА БАЗЕ СТАЦИОНАРНЫХ НЕЙТРОННЫХ ИСТОЧНИКОВ, НТВ "Каротажник". - Тверь: Изд. АИС, 2006, Вып.7, 8, с.113. SU 408253 А1 (ТРЕСТ "ТАТНЕФТЕГЕОФИЗИКА"), 10.12.1973. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2567935C1 (ru) * | 2015-02-05 | 2015-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине |
| RU2679766C2 (ru) * | 2017-07-11 | 2019-02-12 | Александр Иванович Лысенков | Способ определения коэффициента и объемной газонасыщенности в коллекторах газовых скважин по двухзондовому нейтронному каротажу в газонаполненных скважинах |
| RU2672696C1 (ru) * | 2017-12-28 | 2018-11-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные нефтегазовые технологии" (ООО "ИНГТ") | Способ оценки фазового состояния углеводородов и их насыщения в пластах-коллекторах обсаженных газовых и нефтегазовых скважин |
| RU2799923C1 (ru) * | 2022-11-17 | 2023-07-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Институт нефтегазовых технологий "ГеоСпектр" (ООО "ИНТ "ГеоСпектр") | Способ выделения рапоносных и рапопоглощающих интервалов в геологическом разрезе скважин нефтегазоконденсатных месторождений |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108713089B (zh) | 基于钻孔流体和钻探录井估计地层性质 | |
| RU2439622C1 (ru) | Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин | |
| CN105122087B (zh) | 通过管中子测量方法及其设备、系统和使用 | |
| CN108252709B (zh) | 一种致密砂岩油藏的油水性质识别方法及系统 | |
| US8903658B2 (en) | Apparatus and method for measuring downhole fluid composition and properties | |
| EP3504564B1 (en) | Formation water salinity from borehole measurements | |
| Miller et al. | Petrophysics in tight gas reservoirs—key challenges still remain | |
| NO20120994A1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for bestemmelse av 3-fase-metning gjennom fôringsrør i brønnhull | |
| Lock et al. | Carbon-oxygen (C/O) log: Use and interpretation | |
| US20130292111A1 (en) | Method of constructing a well log of a quantitative property from sample measurements and log data | |
| Pemper et al. | A new geochemical logging tool for determination of formation chemistry and mineralogy in both conventional and unconventional reservoirs | |
| RU2476671C1 (ru) | Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (варианты) | |
| Zett et al. | Application of new generation multi detector pulsed neutron technology in petrophysical surveillance | |
| Barson et al. | Spectroscopy: the key to rapid, reliable petrophysical answers | |
| Brackenridge et al. | Evaluation of new multi-detector Pulsed Neutron logging techniques to monitor mature North Sea reservoir saturations | |
| Ajayi et al. | Petrophysical interpretation of LWD, neutron-induced gamma-ray spectroscopy measurements: an inversion-based approach | |
| Inanc et al. | Physical basis for a cased-well quantitative gas-saturation analysis method | |
| Cedillo et al. | Comparison of Multi-Detector Pulsed Neutron Nuclear Attributes of Multiple Vendors in the Prudhoe Bay Alaska | |
| CA3102931C (en) | Determination of elemental concentrations from the capture and inelastic energy spectra | |
| RU2672780C1 (ru) | Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин | |
| Al-Salim et al. | Using a new spectroscopy tool to quantify elemental concentrations and TOC in an unconventional shale gas reservoir: case studies from Saudi Arabia | |
| Conner et al. | Developing best practices for evaluating fluid saturations with pulsed neutron capture logging across multiple active CO2-EOR fields | |
| US20160047941A1 (en) | Gamma ray measurement quality control | |
| RU2799223C1 (ru) | Способ определения пустот цементного камня, заполненных минерализованным флюидом, в обсаженных скважинах нефтегазоконденсатных местрождений | |
| Elhaddad et al. | A method for determining fluids contact and identifying types of reservoir fluids in the F3-sandstone reservoir, field case study in Libya |