RU2692088C1 - Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов - Google Patents
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2692088C1 RU2692088C1 RU2018125037A RU2018125037A RU2692088C1 RU 2692088 C1 RU2692088 C1 RU 2692088C1 RU 2018125037 A RU2018125037 A RU 2018125037A RU 2018125037 A RU2018125037 A RU 2018125037A RU 2692088 C1 RU2692088 C1 RU 2692088C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- saturation
- saturated
- gas
- collector
- neutron
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 66
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 48
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 48
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 26
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 16
- 230000001537 neural effect Effects 0.000 title 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims abstract description 42
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims abstract description 26
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 8
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 79
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 45
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 31
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 12
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 11
- 239000003643 water by type Substances 0.000 claims description 9
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims description 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 5
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 5
- 238000012887 quadratic function Methods 0.000 claims description 4
- 208000021302 gastroesophageal reflux disease Diseases 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 abstract description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 54
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 23
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 23
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 11
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 238000011160 research Methods 0.000 description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 230000006735 deficit Effects 0.000 description 7
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 6
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 5
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 101100131111 Oryza sativa subsp. japonica MPK1 gene Proteins 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 4
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 4
- 125000001309 chloro group Chemical group Cl* 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 3
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- PZINFSHCXYXHOY-UHFFFAOYSA-N (2,5-dioxopyrrolidin-1-yl) 5-iodopyridine-3-carboxylate Chemical compound IC1=CN=CC(C(=O)ON2C(CCC2=O)=O)=C1 PZINFSHCXYXHOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
- G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
- G01V5/08—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays
- G01V5/10—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using neutron sources
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Использование: для геофизических исследований нейтронными методами обсаженных нефтегазоконденсатных скважин (НГКС), а именно для оценки фазового состояния легких углеводородов в поровом пространстве коллекторов. Сущность изобретения заключается в том, что применяют нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННКнт) в комплексе с СНГК - спектрометрическим нейтронным гамма-каротажем, позволяющим определять фазовое состояние углеводородов в поровом пространстве коллекторов на разном радиальном удалении от стенки эксплуатационной колонны (ЭК) - «дальняя», «средняя», «ближняя», «скважина». По результатам измерения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКнт и спектральной интенсивности ГИРЗ метода СНГК в поровом пространстве коллектора производят вычисление функции пористости коллектора -функции насыщения «дальней» зоны, функции насыщения «средней» зоны, функции насыщения «ближней» зоны, функции насыщения «скважина»и осуществляют построение на кросс-плотах зависимостейототототс помощью которых осуществляют определение геологических параметров насыщения порового пространства на каждой заданной глубине коллектора:- коэффициента газонасыщенности,- коэффициента объемной газонасыщенности по прилагаемым формулам. Технический результат: расширение функциональных возможностей нейтронных методов и повышение информативности исследований. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, к области геофизических исследований нейтронными методами обсаженных нефтегазоконденсатных скважин (НГКС) и предназначено для оценки фазового состояния легких углеводородов в поровом пространстве коллекторов залежей нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ).
НГКМ характеризуются рядом особенностей, проявляющихся при разработке НГКМ в виде интенсивных фазовых превращений углеводородных смесей, которые приводят к значительному изменению состава и свойств углеводородных флюидов, насыщающих поровое пространство коллекторов [см. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М., «Недра», 1974, с. 224.].
Многопараметрические зависимости фазовых соотношений легких углеводородных флюидов и их физические свойства определяются в основном давлением и температурой в скважине.
Существуют месторождения природных углеводородов, обладающие значительными размерами залежи по вертикали, высокими пластовыми давлениями, сложным составом пластовой смеси. Вследствие большой протяженности по вертикали компонентный состав в них существенно изменяется по разрезу залежи. В пластах-коллекторах месторождений указанного типа флюид находится в термодинамическом состоянии, близком к предельно насыщенному, поэтому снижение давления в той части залежи, где находится смесь газа и конденсата, приводит к выпадению жидкого конденсата и блокированию выхода газа из дальней зоны коллектора в скважину.
Основные сложности и особенности разработки залежей НГКМ заключаются в совместном залегании в них нефти, газа и конденсата, находящегося в растворенном состоянии в пластовом газе, которые различаются по компонентному составу и физическим свойствам, и связаны с вторжением газа в поровое пространство коллектора с нефтью с последующим его прорывом к перфорированному интервалу, и с дальнейшим блокированием выхода нефти. Указанные особенности приводят к снижению пластовой энергии нефтегазовой залежи и существенному снижению КИН - коэффициента извлечения нефти [см. А.И. Брусиловский Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. - М.: «Грааль», 2002, 575 с.].
Актуальной задачей при разработке НГКМ наряду с оценкой фазового состояния и состава углеводородов в поровом пространстве коллекторов является выделение переходных зон межфлюидных контактов (газоводяного контакта - ГВК, газонефтяного контакта - ГНК).
Решение перечисленных выше задач в обсаженных скважинах возможно только с применением разноглубинных модификаций нейтронных методов измерения и контроля.
Известен способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин путем зондирования прискважинной зоны комплексом разноглубинных нейтронных методов 3СНГК+2ННКт [см. Лысенков А.И., Даниленко В.Н., Иванов Ю.В., Судничникова Е.В., Борисова Л.К., Егурцов С.А. Определение неоднородностей флюидного состава углеводородов в прискважинной зоне путем зондирования комплексом нейтронных методов в скважинах старого фонда. НТВ «Каротажник», Тверь: изд. АИС, 2015, вып. 4 (250), с. 3-6.].
Известен способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин [см. Патент РФ №2439622. Лысенков А.И., Лысенков В.А., Осипов А.Д. - №20101357221/28; заяв. 26.08.2010, опуб. 10.01.2012, Бюл. №1.] (Принят за прототип к заявленному способу).
В известном способе используют спектрометрический нейтронный гамма-каротаж и двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (СНГК+2ННКт), с помощью которых производят измерения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом 
и большом 
зондах метода 2ННКт, с последующим определением функции пористости 
как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКт:
, вычисляют функцию хлора «жесткая» 
- спектральные интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, функцию хлора «мягкая» 
- спектральные интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ, вычисляют функцию 
с использованием интенсивностей потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКт, производят построение на кросс-плотах зависимостей от 
от от соответствующих водонасыщенным пластам - ВП, нефтенасыщенным пластам - НП и газонасыщенным пластам - ГП, вычисление функций массы хлора - 
, связанных с содержанием хлора в коллекторе, и осуществляют вычисление по формулам коэффициента нефтенасыщенности 
- по функции , коэффициента нефтенасыщенности - по функции , в условиях минерализованных пластовых вод, при этом функцию вычисляют как обратную величину произведения потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах с использованием метода спектрометрического нейтронного гамма-каротажа по хлору (СНГК-Cl): 
, функцию хлора «жесткая» вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - 
к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт: 
, функцию хлора «мягкая» вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности гамма-излучения радиационного захвата нейтронов - ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - 
к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт: 
.
Недостатками известных способов является то, что на показания метода нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - ННКт существенное влияние оказывают химические элементы, входящие в состав различных технических жидкостей, находящихся в скважинах (промывочная жидкость, жидкость глушения), и химические элементы с аномальными поглощающими свойствами, находящиеся в горных породах и в насыщающих их флюидах, обладающие высокими свойствами поглощения нейтронов, а также химические элементы с высокой гамма-активностью, возникающей при поглощении тепловых нейтронов, которые влияют на показания метода СНГК.
Перечисленные выше факторы искажают связь между истинными геологическими величинами насыщения порового пространства коллекторов легкими углеводородами и вычисляемыми параметрами по тепловым нейтронам, что снижает информативность и точность оценки состава углеводородов в поровом пространстве коллекторов обсаженных НГКС.
Техническим результатом, достигаемым применением заявленного способа оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов НГКМ комплексом нейтронных методов, является расширение функциональных возможностей нейтрон-нейтронного каротажа и повышение информативности исследований за счет применения нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам в комплексе с СНГК, позволяющим определять фазовое состояние углеводородов в поровом пространстве коллекторов на разном удалении от стенки колонны НГКС.
Указанный технический результат достигается тем, что способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов НГКМ комплексом нейтронных методов, включает измерение спектральной интенсивности гамма-излучения радиационного захвата нейтронов (ГИРЗ) спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК) в комплексе с измерением интенсивностей потоков нейтронов и на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа. Для этого применяют двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - 2ННКнт в комплексе с СНГК (2ННКнт+СНГК).
Для проведения исследований выделяют четыре зоны коллектора с разной глубиной радиального удаления от стенки эксплуатационной колонны скважины: «дальняя», «средняя», «ближняя», «скважина». По результатам измерения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов и на малом и большом зондах 2ННКнт и спектральной интенсивности ГИРЗ метода СНГК в поровом пространстве коллектора (коллектор) НГКМ производят вычисление функции пористости коллектора - 
как отношения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКнт: 
. Так же вычисляют функцию насыщения «дальней» зоны 
коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более 2,3 МэВ - 
к интенсивности потока надтепловых нейтронов большого зонда метода 2ННКнт - 
. Вычисляют функцию насыщения «средней» зоны 
коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более 2,3 МэВ - к интенсивности потока надтепловых нейтронов малого зонда - метода 2ННКнт - 
. Вычисляют функцию насыщения «ближней» зоны F(H б ) коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ - в области энергий более 0,05 МэВ - 
к интенсивности потока надтепловых нейтронов малого зонда - метода 2ННКнт - 
. Вычисляют функцию насыщения «скважина» 
как обратную величину произведения потоков надтепловых нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКнт - 
. Используя результаты вычислений, осуществляют построение на кросс-плотах зависимостей от , 
от , F(H б ) от , 
от в декартовых координатах (X, Y) в условных единицах, где по оси абсцисс X назначаются аналитические параметры функции пористости а по оси ординат Y - функции насыщения F(H). Следующим этапом аппроксимируют облако точек построенных зависимостей прямыми линиями, паралельными оси Y, позволяющими выделить на указанных кросс-плотах области, характеризующие насыщение порового пространства коллектора легкими углеводородами: газом 
, смесью газа и конденсата 
, конденсатом 
. Кроме этого, на основе результатов анализа экспериментальных работ, математического моделирования и скважинных исследований, точки с минимальными значениями насыщения F(Н н ) аппроксимируют квадратичной функцией 
, определяющей область насыщения порового пространства коллектора нефтью или водой с низкой минерализацией, которые по нейтронным свойствам практически эквивалентны. Используя полученные данные, осуществляют определение геологических параметров насыщения порового пространства на каждой заданной глубине коллектора: 
- коэффициента газонасыщенности, 
- коэффициента объемной газонасыщенности. Это определение базируется на дефиците плотности коллекторов, насыщенных легкими углеводородами, относительно нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод, и одинаково для каждой группы кросс-плотов: от от F(H б ) от от . Указанные коэффициенты рассчитывают из соотношений:
где:
F(Н н ) - значение функции насыщения, соответствующее нефтенасыщенномуили водонасыщенному коллектору в точке текущих измерений: ;
а, b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине.
Оценку распределения насыщения порового пространства коллектора легкими углеводородами производят по четырем зонам коллектора с разной глубиной радиального удаления от стенки эксплуатационной колонны: «дальняя» зона - 30-40 см, «средняя» зона - 20-30 см, «ближняя» зона - 10-20 см, «скважина» - 5-10 см, путем сопоставления вычисленных значений и с ранжированием их по выделенным радиальным зонам. При ранжировании:
- коллектор считается насыщенным газом, если вычисленные геологические параметры и в «дальней» зоне коллектора имеют максимальные значения относительно геологических параметров нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод и увеличиваются при переходе по радиальным зонам, расположенным в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя», при этом, чем выше значения и , тем лучше фильтрационно-емкостные свойства коллектора;
- коллектор считается насыщенным смесью газа и конденсата, если вычисленные геологические параметры и в «дальней» зоне коллектора имеют средние значения относительно геологических параметров нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод и увеличиваются при переходе по радиальным зонам, расположенным в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя», при этом, чем выше величина средних значений и , тем лучше фильтрационно-емкостные свойства коллектора;
- коллектор считается насыщенным конденсатом, если вычисленные значения и в дальней зоне коллектора имеют незначительное превышение относительно геологических параметров нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод и увеличиваются при переходе по радиальным зонам, расположенным в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя», при этом чем выше величина значений и , тем лучше фильтрационно-емкостные свойства коллектора.
На фиг. 1 представлены результаты интерпретации по оценке фазового состояния и состава углеводородов в поровом пространстве коллекторов по скважине НГКМ.
На фиг. 2 представлены кросс-плот от с аппроксимацией облака точек построенных зависимостей с минимальными значениями функций насыщения F(Н н ) квадратичной функцией 
, определяющей область насыщения порового пространства коллектора нефтью или водой с низкой минерализациейи (кривая 4), с ограничительными линиями областей кросс-плотного распределения точек от соответствующих различному насыщению порового пространства коллектора: газом (прямые 1-2), смесью газа и конденсата (прямые 2-3), конденсатом (прямые 3-4).
Отличительной особенностью заявленного способа является использование возможностей нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам, как более чувствительного к водородосодержанию горных пород и менее чувствительного к содержанию находящихся в горных породах и насыщающих их флюидах химических элементов с аномальными свойствами поглощения нейтронов [Резванов Р.А. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. М., Недра, 1982, 368 с.].
В основу применения комплекса нейтронных методов 2ННКнт+СНГК для диагностики фазового состояния углеводородов в поровом пространстве коллектора заложена высокая чувствительность показаний метода 2ННКнт к дефициту плотности и водородосодержанию коллекторов, содержащих легкие углеводороды (газ, смесь газа и конденсата, конденсат) относительно нефтенасыщенных или водонасыщенных с низкой минерализацией пластовых вод (при равной пористости).
Применение зондов различной длины и различных модификаций - 2ННКнт+СНГК позволяет обеспечить разноглубинность исследований с ранжированием углеводородов по фазовому состоянию в поровом пространстве коллекторов на различном удалении от стенки колонны.
При определении фазового состояния углеводородов используют отличительные особенности нейтронных свойств углеводородов, находящихся в жидком, смешанном и газообразном состоянии, по дефициту плотности и водородосодержания углеводородов, насыщающих поровое пространство коллекторов, относительно нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод при одинаковой пористости. Дефицит плотности и водородосодержания возрастает по мере изменения фазового состояния углеводородов в следующей последовательности: нефть, конденсат, смесь газа и конденсата, газ.
Наиболее чувствительным к дефициту плотности и водородосодержания является метод ННКнт, при этом на показания метода практически не сказывается наличие в окружающей среде химических элементов с аномальными свойствами поглощения нейтронов. Способ наиболее информативен в условиях низкой минерализации пластовых вод, что характерно для НГКМ Западной Сибири.
В способе одновременно используют следующие виды взаимодействия нейтронов с горными породами и насыщающими их флюидами: рассеивание надтепловых нейтронов, регистрируемое по методу - ННКнт, и гамма-излучение радиационного захвата тепловых нейтронов химических элементов, входящих в состав скелета горных пород и насыщающих их флюидов, определяющих спектральный состав регистрируемого гамма-излучения методом - СНГК. Указанные методы могут быть реализованы в одной зондовой установке в виде комплекса 2ННКнт+СНГК.
Суть способа.
Оценка фазового состояния углеводородов в поровом пространстве коллекторов обсаженных НГКС производится на основе зондирования прискважинной зоны коллекторов комплексом разноглубинных нейтронных методов 2ННКнт+СНГК и вычислении аналитических параметров нейтронных методов, тесно связанных с характером насыщения порового пространства коллектора, через дефицит плотности и водородосодержания коллекторов, содержащих легкие углеводороды относительно нефтенасыщенных или водонасыщенных с низкой минерализацией пластовых вод при одной и той же пористости.
Показания любых методов и модификаций нейтронного каротажа (ННКнт, СНГК) в основном зависят от общего объемного водородосодержания порового пространства коллектора 
.
В поровом пространстве коллекторов с изменяющимся фазовым состоянием углеводородов концентрация водорода в флюидах уменьшается в следующей последовательности: нефть или вода низкой минерализации, конденсат, смесь газа и конденсата, газ. В первом приближении плотность пластового флюида напрямую связанна с его водородосодержанием и меняется от большего к меньшему в следующей последовательности: нефть 0.6-0,95 г/см3, конденсат 0,6-0,2, г/см3, смесь газа и конденсата 0,1-0,03 г/см3, газ 0.04-0.005 г/см3. В этом случае плотность ядер водорода в жидком состоянии примерно в 100-200 раз превышает ядерную плотность водорода в газообразном при давлениях в залежи не более 350 атм и температуре не более 100°C и изменяется в первом приближении пропорционально плотности углеводородного флюида.
Влиянием водородосодержания газа на показания нейтронных методов в этом диапазоне термобарических условий практически можно пренебречь и в этом случае показания зондов нейтронных методов в газонасыщенных коллекторах будут характеризоваться высокими значениями, превышающими показания в плотных породах с низкой пористостью, при этом показания в коллекторах, с такой же пористостью и насыщенных жидкими углеводородами, будут характеризоваться предельно низкими значенями.
Общее водородосодержание породы в первом приближении полностью определяется жидким углеводородным флюидом в поровом пространстве коллектора W, равным:
Здесь и ниже 
(коэффициент пористости) выражается в %; 
- в долях единицы, a W - в %. Водородосодержание среды 
линейно и в равной степени возрастает при увеличении - 
или уменьшении газонасыщенности .
В чисто газонасыщенных коллекторах величина общего водородосодержания 
определяет влияние водорода на показания зондов нейтронного каротажа (НК), и на равной основе формируется двумя независимыми геологическими параметрами и .
В этом отношении газонасыщенные коллектора принципиально отличаются от коллекторов, насыщенных жидкими углеводородными флюидами, где влияние водорода на показания НК определяется одним геологическим параметром - пористостью , которая формирует общее водородосодержание коллектора , здесь 
.
Газонасыщенные коллектора в водонаполненных скважинах характеризуются одновременно двумя параметрами: дефицит водородосодержания - W (основной) и дефицит плотности - Р (слабый). Рост газонасыщения 
усиливает оба дефицита, что всегда приводит к возрастанию скоростей счета зондов 2ННКнт, СНГК и носят заинверсионный характер.
Зависимости показаний зондов 2ННКнт в газонасыщенных коллекторах имеют доинверсный характер вне зависимости от фазового состояния углеводородного флюида, заполняющего поровое пространство коллектора. С ростом водородосодержания W и плотности Р показания зондов уменьшаются. В то время как показания зонда СНГК практически всегда носят заинверсионный характер.
При этом в независимости от заполнения скважины газом или водой функция пористости будет монотонно увеличиваться с увеличением водородосодержания флюида, заполняющего поровое пространство коллектора.
Разноглубинность исследований прискважинной зоны (удаление от стенки обсадной колонны) обеспечивается возможностью разных нейтронных методов, применяемых в комплексе. Малой глубинностью исследований, при прочих равных условиях, обладает малый зонд метода ННКнт, большей - большой зонд ННКнт и наиболее глубинным является зонд СНГК. В методе СНГК глубинность исследований растет с увеличением энергетического порога регистрации гамма-излучения радиационного захвата надтепловых нейтронов. Отсюда следует, что глубинность исследований применяемых нейтронных методов СНГК+2ННКнт определяется средними значениями глубинностей исследований зондов и порога энергий регистрируемых интенсивностей гамма-излучения радиационного захвата надтепловых нейтронов, при этом радиус исследований при регистрации потока гамма-излучения с энергией более 0,05 МэВ меньше, чем при регистрации потока ГИРЗ с энергией выше 2.3 МэВ (выше энергии излучения ГИРЗ водорода).
При реализации способа производят измерение спектральной интенсивности ГИРЗ спектрометрического нейтронного гамма-каротажа - СНГК в комплексе с измерением интенсивностей потоков нейтронов 
и 
на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам в поровом пространстве коллекторов обсаженных НГКС. Для исследования на разных, заранее заданных глубинах каждого коллектора выделяют четыре зоны, радиально удаленные от стенки эксплуатационной колонны скважины в следующем порядке: «дальняя», «средняя», «ближняя», «скважина».
Для каждой зоны производят вычисление функции пористости 
как отношения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКнт: 
, вычисляют функцию насыщения «дальней» зоны коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более 2,3 МэВ - 
к интенсивности потока надтепловых нейтронов большого зонда метода 2ННКнт - 
, вычисляют функцию насыщения «средней зоны» 
коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более 2,3 МэВ - к интенсивности потока надтепловых нейтронов малого зонда - метода 2ННКнт - 
, вычисляют функцию насыщения «ближней зоны» 
коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более 0,05 МэВ - 
к интенсивности потока надтепловых нейтронов малого зонда - метода 2ННКнт - , вычисляют функцию насыщения «скважина» 
как обратную величину произведения потоков надтепловых нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКнт - 
.
Используя результаты вычислений, осуществляют построение на кросс-плотах от от F(H б ) от 
от зависимостей в декартовых координатах (X, Y) в услов. ед., где по оси абсцисс X назначаются аналитические параметры функции пористости , а по оси ординат Y - функции насыщения F(H), и аппроксимируют облако точек построенных зависимостей прямыми линиями, паралельными оси Y, позволяющими выделить на указанных кросс-плотах области, характеризующие насыщение порового пространства коллектора газом 
, смесью газа и конденсата 
, конденсатом 
, кроме того, аппроксимируют облако точек построенных зависимостей с минимальными значениями функций насыщения F(Н н ) квадратичной функцией 
, определяющей область насыщения порового пространства коллектора нефтью или водой с низкой минерализацией.
Осуществляют по формулам 1 и 2 определение геологических параметров насыщения порового пространства коллектора 
- коэффициента газонасыщенности, 
- коэффициента объемной газонасыщенности, которое базируется на дефиците плотности и водородосодержания пластов-коллекторов, насыщенных легкими углеводородами, относительно нефтенасыщенных или водонасыщенных с низкой минерализацией пластовых вод, одинаково для каждой группы кросс-плотов: от от F(H б ) от 
от .
Вычисления и - геологических параметров насыщения пласта производят на разном удалении от стенки колонны, при этом условно выделяют 4 зоны коллектора, радиально удаленные от стенки эксплуатационной колонны: «дальняя» зона - 30-40 см, «средняя зона» - 20-30 см, «ближняя зона» - 10-20 см, «скважина» - 5-10 см.
Производят определение насыщения порового пространства коллектора легкими углеводородными флюидами путем сопоставления вычисленных значений и по глубинности исследований от стенки колонны с ранжированием их по выделенным радиальным зонам, при этом
- коллектор считается насыщенным газом, если вычисленные значения и увеличиваются по радиальным зонам в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя» и достигают максимального значения в дальней зоне, относительно показаний для нефтенасыщенных или водонасыщенных с низкой минерализацией пластовых вод,
- коллектор считается насыщенным смесью газа и конденсата, если вычисленные значения и увеличиваются по радиальным зонам в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя» и достигают среднего значения в «дальней» зоне, относительно показаний для нефтенасыщенных или водонасыщенных с низкой минерализацией пластовых вод,
- коллектор считается насыщеннным конденсатом, если вычисленные значения и в «дальней» зоне коллектора имеют незначительное превышение относительно геологических параметров нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод и увеличиваются по радиальным зонам в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя», при этом, чем выше величина значений и , тем лучше фильтрационно-емкостные свойства коллектора.
Определение областей насыщения порового пространства коллектора углеводородами: нефть, конденсат, смесь газа и конденсата, газ производится путем проведения на кросс-плотах от от F(H б ) от от ограничительных прямых линий параллельных оси Y, соответствующих разному заполнению порового пространства углеводородными флюидами с учетом положения точек по оси 
, при этом крайние левые точки 
на кросс-плотах будут соответствовать насыщению коллектора «чистым» газом, крайние правые точки 
будут соответствовать насыщению «чистым» конденсатом или нефтью, при этом точки, соответствующие насыщению порового пространства коллектора газом, будут находится в области значений от до 
, смесью газа и конденсата - от 
, до 
, конденсатом - от 
до 
(зависимости выведены экспериментальным путем).
Нефтенасыщенные коллектора будут характеризоваться минимальными значениями функции насыщения F(H), при этом функции насыщения нефтенасыщенных (водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод) или их геологических эквивалентов глин и глинистых пород F(Н н ) вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью 
точек указанного кросс-плота (X-Y) с минимальными значениями функции насыщения F(H) (кривая 4), (фиг. 2).
На кросс-плоте (фиг. 2) указаны ограничительные прямые линии, параллельные оси Y, аппроксимирующие облако кросс-плотного распределения точек, соответствующих различному насыщению порового пространства коллектора: газом (прямые 1-2), смесью газа и конденсата (прямые 2-3), конденсатом (3-4).
Область распределения точек на кросс-плоте между прямыми 1-2 соответствует интервалу коллектора, насыщенного газом, область распределения точек на кросс-плоте между прямыми 2-3 соответствует интервалу коллектора, насыщенного смесью газа и конденсата, область распределения точек на кросс-плоте между прямыми 3-4 соответствует интервалу коллектора, насыщенного конденсатом.
Значения функции насыщения F(Н н ) , аппроксимированные кривой 4, соответствуют интервалу нефтенасыщенных коллекторов или коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод.
На прилагаемых фигурах 1 и 2 указанные распределения обозначены стрелками, которые определяют интервалы коллектора, насыщенные газом, смесью газа и конденсата, конденсатом.
Все математические расчеты, необходимые для получения конечных результатов, заложены в алгоритмах программ обработки и интерпретации, реализуемых в комплексе СНГК+2ННКнт.
Claims (20)
1. Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейтронных методов, включающий измерение спектральной интенсивности ГИРЗ - гамма-излучение радиационного захвата нейтронов спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК) в комплексе с измерением интенсивностей потоков нейтронов J мз и J бз на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа, в качестве которого применяют двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - 2ННКнт в комплексе с СНГК, при этом для исследования выделяют четыре зоны коллектора с разной глубиной радиального удаления от стенки эксплуатационной колонны скважины: «дальняя», «средняя», «ближняя», «скважина», и по результатам измерения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов J мз и J бз на малом и большом зондах 2ННКнт и спектральной интенсивности ГИРЗ метода СНГК в поровом пространстве коллектора нефтегазоконденсатного месторождения производят вычисление функции пористости 
как отношения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах 
вычисляют функцию насыщения «дальней» зоны 
коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более 
к интенсивности потока надтепловых нейтронов большого зонда J бз метода 
вычисляют функцию насыщения «средней» зоны F(H cp ) коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более 
к интенсивности потока надтепловых нейтронов малого зонда - J мз метода 
вычисляют функцию насыщения «ближней» зоны F(H б ) коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более 
к интенсивности потока надтепловых нейтронов малого зонда - J мз метода 
вычисляют функцию насыщения «скважина» F(H c ) как обратную величину произведения потоков надтепловых нейтронов на большом и малом зондах метода 
осуществляют построение на кросс-плотах зависимостей 
от 
F(H cp ) от 
F(H б ) от 
F(H с ) от в декартовых координатах (X, Y) в услов. ед., где по оси абсцисс X назначаются аналитические параметры функции пористости 
а по оси ординат Y - функции насыщения F(H), и аппроксимируют облако точек построенных зависимостей прямыми линиями, паралельными оси Y, позволяющими выделить на указанных кросс-плотах области, характеризующие насыщение порового пространства коллектора легкими углеводородами: газом F(Hг), смесью газа и конденсата F(Hгк), конденсатом F(Hк), кроме того, аппроксимируют облако точек построенных зависимостей с минимальными значениями функций насыщения F(Hн) квадратичной функцией 
определяющей область насыщения порового пространства коллектора нефтью или водой с низкой минерализацией, осуществляют определение геологических параметров насыщения порового пространства коллектора 
- коэффициента газонасыщенности, К ОГн - коэффициента объемной газонасыщенности, которое основано на дефиците плотности коллекторов, насыщенных легкими углеводородами, относительно нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод, одинаково для каждой группы кросс-плотов: 
от 
F(H cp ) от F(H б ) от F(H с ) от 
из расчета:
где - коэффициент газонасыщенности,
К ОГ н - коэффициент объемной газонасыщенности,
F(H н ) - значение функции насыщения, соответствующее нефтенасыщенным или водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(H cp ) , F(H б ) , F(H c ) ,
a, b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине.
2. Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов обсаженных скважин нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейтронных методов по п. 1, отличающийся тем, что оценку распределения насыщения порового пространства коллектора легкими углеводородами производят по четырем зонам коллектора с разной глубиной радиального удаления от стенки эксплуатационной колонны скважины: «дальняя» зона - 30-40 см, «средняя» зона - 20-30 см, «ближняя» зона - 10-20 см, «скважина» - 5-10 см.
3. Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов обсаженных скважин нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейтронных методов по п. 1 и 2, отличающийся тем, что производят определение насыщения порового пространства коллектора легкими углеводородами путем сопоставления вычисленных значений 
и К ОГ н с ранжированием их по выделенным радиально удаленным зонам от стенки эксплуатационной колонны, при этом:
- коллектор считается насыщенным газом, если вычисленные геологические параметры и К ОГ н в «дальней» зоне коллектора имеют максимальные значения относительно геологических параметров нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод и увеличиваются при переходе по радиальным зонам, расположенным в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя», при этом, чем выше величина значений и К ОГ н , тем лучше фильтрационно-емкостные свойства коллектора,
- коллектор считается насыщенным смесью газа и конденсата, если вычисленные геологические параметры и К ОГ н в «дальней» зоне коллектора имеют средние значения относительно геологических параметров нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод и увеличиваются при переходе по радиальным зонам, расположенным в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя», при этом, чем выше величина средних значений и К ОГ н , тем лучше фильтрационно-емкостные свойства коллектора,
- коллектор считается насыщенным конденсатом, если вычисленные значения и К ОГ н в «дальней» зоне коллектора имеют незначительное превышение относительно геологических параметров нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод и увеличиваются при переходе по радиальным зонам, расположенным в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя», при этом, чем выше величина значений и К ОГ н , тем лучше фильтрационно-емкостные свойства коллектора.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018125037A RU2692088C1 (ru) | 2018-07-09 | 2018-07-09 | Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018125037A RU2692088C1 (ru) | 2018-07-09 | 2018-07-09 | Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2692088C1 true RU2692088C1 (ru) | 2019-06-21 |
Family
ID=67038041
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018125037A RU2692088C1 (ru) | 2018-07-09 | 2018-07-09 | Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2692088C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4021666A (en) * | 1975-08-18 | 1977-05-03 | Mobil Oil Corporation | Neutron-neutron logging for both porosity and macroscopic absorption cross section |
| US4404467A (en) * | 1980-10-31 | 1983-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Salinity and lithology determination from the sodium and chlorine activation lines |
| RU2082185C1 (ru) * | 1992-10-15 | 1997-06-20 | Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин с опытным заводом геофизической аппаратуры | Способ нейтронного активационного каротажа на хлор |
| 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 |
| RU127487U1 (ru) * | 2012-12-04 | 2013-04-27 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "ГИТАС" (ЗАО НПФ "ГИТАС") | Комплексная спектрометрическая аппаратура ядерного каротажа |
-
2018
- 2018-07-09 RU RU2018125037A patent/RU2692088C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4021666A (en) * | 1975-08-18 | 1977-05-03 | Mobil Oil Corporation | Neutron-neutron logging for both porosity and macroscopic absorption cross section |
| US4404467A (en) * | 1980-10-31 | 1983-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Salinity and lithology determination from the sodium and chlorine activation lines |
| RU2082185C1 (ru) * | 1992-10-15 | 1997-06-20 | Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин с опытным заводом геофизической аппаратуры | Способ нейтронного активационного каротажа на хлор |
| 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 |
| RU127487U1 (ru) * | 2012-12-04 | 2013-04-27 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "ГИТАС" (ЗАО НПФ "ГИТАС") | Комплексная спектрометрическая аппаратура ядерного каротажа |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9851468B2 (en) | Hydrocarbon saturation from total organic carbon logs derived from inelastic and capture nuclear spectroscopy | |
| RU2315339C2 (ru) | Система петрофизической оценки в реальном времени | |
| CN104278991B (zh) | 盐湖相烃源岩有机碳和生烃潜量的多元测井计算方法 | |
| RU2439622C1 (ru) | Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин | |
| CN108252709B (zh) | 一种致密砂岩油藏的油水性质识别方法及系统 | |
| Al-Obaidi | Improve the efficiency of the study of complex reservoirs and hydrocarbon deposits-East Baghdad Field | |
| Soleymanzadeh et al. | Development of a new model for prediction of cementation factor in tight gas sandstones based on electrical rock typing | |
| Lock et al. | Carbon-oxygen (C/O) log: Use and interpretation | |
| WO2020219148A1 (en) | Systems and methods for characterizing subsurface formation properties through geochemical logging | |
| RU2687877C1 (ru) | Способ определения параметров насыщения углеводородами пластов-коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений и оценки их фильтрационно-емкостных свойств в нефтегазовых скважинах, обсаженных стеклопластиковой колонной | |
| Fu et al. | A new method of gas reservoir evaluation based on neutron cross section logging | |
| RU2692088C1 (ru) | Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов | |
| Aadil et al. | Source rock evaluation with interpretation of wireline logs: a case study of Lower Indus Basin, Pakistan | |
| RU2476671C1 (ru) | Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (варианты) | |
| RU2672696C1 (ru) | Способ оценки фазового состояния углеводородов и их насыщения в пластах-коллекторах обсаженных газовых и нефтегазовых скважин | |
| RU2672780C1 (ru) | Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин | |
| RU2815325C1 (ru) | Способ оценки нефтенасыщенности коллекторов в обсаженных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважинах с высокой минерализацией пластовых вод методом мультиметодного многозондового нейтронного каротажа - ММНК | |
| RU2154846C2 (ru) | Способ определения характера насыщения коллекторов | |
| Li et al. | A new measurement of evaluating gas or CO2 in formation-fast neutron cross section | |
| Horkowitz et al. | Complex Reservoir Evaluation in open and cased wells | |
| RU2766063C1 (ru) | Способ оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов газовых скважин в процессе проведения нейтрон-нейтронного каротажа | |
| Jin et al. | Quantitative Interpretation of Water Sensitivity Based on Well Log Data: A Case of a Conglomerate Reservoir in the Karamay Oil Field | |
| RU2799223C1 (ru) | Способ определения пустот цементного камня, заполненных минерализованным флюидом, в обсаженных скважинах нефтегазоконденсатных местрождений | |
| Zhang et al. | A Quantitatively Determining Gas Saturation Method Using Pulsed-Neutron Element Logging in Tight Gas Reservoirs | |
| Stroud et al. | A new nuclear log for the determination of reservoir salinity |