RU2778620C1

RU2778620C1 - Method for neutron-neutron cementometry - nnk-c for quality control of cementing with lightweight and regular cements of wells under construction and the state of cement stone of operating oil and gas wells filled with any type of types

Info

Publication number: RU2778620C1
Application number: RU2022102130A
Authority: RU
Inventors: Анатолий Львович Поляченко; Людмила Борисовна Поляченко; Юрий Анатольевич Поляченко; Сергей Алексеевич Егурцов; Юрий Владимирович Иванов; Сергей Каснулович Ахмедсафин; Сергей Александрович Кирсанов
Filing date: 2022-01-28
Publication date: 2022-08-22

Abstract

FIELD: cementing quality control.

SUBSTANCE: invention is intended to control the quality of cementing with lightweight and conventional cements of wells under construction and the state of the cement stone of operated oil and gas wells. The substance of the invention lies in the fact that the method for two-probe neutron-neutron logging (2NNK) is used to control the quality of cementing the annulus of wells under construction and to control the state of the cement stone of operated oil and gas wells filled with any type of fluids, while determining the functional - Si, characterizing the relative proximity normalized reverse neutron count rates of two NNK probes, which responds only to the degree of cement integrity and does not depend on lithology, porosity - Kp and oil and gas saturation - Kgs of the formation. This functional Si is calculated according to given formulas and allows you to determine the volume fraction of cement - CEMi in the annulus or the indicator of cement integrity according to the formula: CEMi=(1-Si) ⋅100%.

EFFECT: expanding the scope and increasing the information content of neutron-neutron cement logging (NNC-Ts) to determine the state of cement behind the production casing (PC).

5 cl, 8 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к методам нейтронного каротажа для контроля качества цементирования заколонного пространства строящихся скважин и для контроля состояния цементного камня эксплуатируемых нефтегазовых скважин, заполненных любыми типами флюидов (газ/жидкость/смесь).The invention relates to the oil and gas industry, to neutron logging methods for monitoring the quality of cementing the annulus of wells under construction and for monitoring the state of the cement stone of operated oil and gas wells filled with any type of fluid (gas/liquid/mixture).

Применение данного метода предусматривает оценку состояния цементного камня любой плотности: облегченного (плотность 0.9-1.65 г/см³) и обычного (1.65-2 г/см³) портландцемента тампонажного, причем способ применим как при известных, так и при неизвестных значениях пористости и характера насыщения пласта.The application of this method provides for the assessment of the state of cement stone of any density: lightweight (density 0.9-1.65 g/cm ³ ) and conventional (1.65-2 g/cm ³ ) portland cement cement, and the method is applicable both with known and unknown values of porosity and the nature of reservoir saturation.

Качество цементирования в строящихся скважинах оценивается сразу после их цементирования, когда измерения проводятся в скважине, заполненной жидкостью, в период, когда в прискважинной зоне, в пределах глубинности нейтронных методов поровое пространство пласта еще заполнено фильтратом бурового раствора (ФБР), поскольку зона проникновения ФБР еще не успела расформироваться.The quality of cementing in wells under construction is assessed immediately after their cementing, when measurements are carried out in a well filled with liquid, during the period when in the near-wellbore zone, within the depth of neutron methods, the pore space of the formation is still filled with mud filtrate (FBR), since the penetration zone of the FBR is still did not have time to disband.

В зрелых и старых эксплуатируемых нефтегазовых скважинах требуется оценивать состояние цементного кольца при любом заполнении скважины (газ/жидкость), когда зона проникновения ФБР уже давно расформировалась, и в прискважинной зоне поровое пространство пласта может быть заполнено газом, или жидкостью (пластовая вода, нефть), или их смесью.In mature and old operated oil and gas wells, it is required to assess the state of the cement ring during any filling of the well (gas / liquid), when the zone of FBI penetration has long been disbanded, and in the wellbore zone, the pore space of the formation can be filled with gas or liquid (formation water, oil) , or a mixture of them.

Известен способ ГГК-Ц (цементометрия методом гамма-гамма каротажа) для оценки качества цементирования скважины, основанный на регистрации рассеянного гамма-излучения, интенсивность которого зависит от плотности цемента. (Алексеев Ф.А. и др. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. М., Недра. 1978).The known method GGK-C (cement logging method gamma-gamma logging) to assess the quality of cementing wells, based on the registration of scattered gamma radiation, the intensity of which depends on the density of the cement. (Alekseev F.A. et al. Nuclear geophysics in the study of oil fields. M., Nedra. 1978).

Данный метод ГГК-Ц применим в водозаполненных скважинах при условии, что плотность цемента отличается от плотности промывочной жидкости (ПЖ) в затрубном пространстве не менее чем на 0.3-0.4 г/см³. Таким образом, метод осуществим в скважинах в основном только с обычными цементами. В газозаполненных скважинах метод не применим.This GGK-C method is applicable in water-filled wells, provided that the density of cement differs from the density of the drilling fluid (FL) in the annulus by at least 0.3-0.4 g/cm ³ . Thus, the method is feasible in wells mainly with conventional cements. In gas-filled wells, the method is not applicable.

Известен способ контроля качества цементирования методами ГГК-Ц и нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (ННКнт) в затрубном кольцевом пространстве скважин с применением аэрированных цементных растворов (Пат. SU №1008430, Способ контроля качества цементирования скважин. Бернштейн Д.А. и др., заяв. 17.11.1981, опубл. 30.03.1983, Бюл. №12).A known method for quality control of cementing by GGK-C and neutron-neutron logging by epithermal neutrons (NNKNT) in the annulus annular space of wells using aerated cement slurries (U.S. Pat. SU No. 1008430, Method for quality control of well cementing. Bernstein D.A. and others ., application 11/17/1981, published 03/30/1983, Bulletin No. 12).

Способ основан на том, что регистрируется диаграмма рассеянного гамма-излучения по стволу и периметру скважины, затем по ней определяется объемная плотность вещества в пространстве между обсадной колонной и стенками скважины. Определяется объемное влагосодержание вещества в заколонном пространстве по показаниям ННКнт, зарегистрированным до цементирования после спуска обсадной колонны и после цементирования колонны. Затем с использованием объемной плотности и влагосодержания вещества рассчитывается скелетная плотность и степень аэрации цемента. Способ может быть реализован с помощью двух отдельных приборов - прибора СГДТ-3, позволяющего регистрировать по стволу и периметру цементограммы ГГК-Ц, и прибора нейтронного каротажа.The method is based on the fact that a diagram of scattered gamma radiation is recorded along the wellbore and perimeter, then the bulk density of the substance in the space between the casing string and the well walls is determined from it. The volumetric moisture content of the substance in the annulus is determined according to the readings of HNKt, registered before cementing after running the casing string and after cementing the string. Then, using the bulk density and moisture content of the substance, the skeletal density and degree of aeration of the cement are calculated. The method can be implemented using two separate instruments - the SGDT-3 instrument, which allows recording GGK-Ts cement logs along the wellbore and perimeter, and a neutron logging instrument.

Недостатками известного способа является необходимость использования двух разных приборов для проведения измерений в скважине и необходимость проведения трех измерений этими приборами в разное время, из-за чего снижается достоверность интерпретации, так как состояние заколонного пространства меняется во времени и в пространстве, работа является ресурсоемкой со значительными временными и трудозатратами.The disadvantages of the known method is the need to use two different instruments for taking measurements in the well and the need to carry out three measurements with these instruments at different times, which reduces the reliability of interpretation, since the state of the annular space changes in time and space, the work is resource-intensive with significant time and labor costs.

Известен метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин (варианты) (Патент RU №2710225, авторы: Егурцов С.А. и др., 10.09.2019, опуб. 25.12.2019) (Выбран в качестве прототипа к заявляемому методу).There is a known method of neutron cement logging for diagnosing the filling of annulus of oil and gas wells with lightweight cement stone (options) (Patent RU No. 2710225, authors: Egurtsov S.A. et al., 09/10/2019, pub. claimed method).

В процессе реализации известного метода в исследуемой скважине проводят двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам - 2ННКт (измеряют скорости счета малого и большого тепловых зондов Jннк.т.мз и Jннк.т.бз) и двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - 2ННКнт (измеряют скорости счета малого и большого надтепловых зондов Jннк.нт.мз и Jннк.нт.бз), зонды которых расположены в одном корпусе диаметром не более 50 мм, центрированным с помощью центратора в насосно-компрессорной трубе (НКТ), расположенной в эксплуатационной колонне (ЭК), за которой выявляют состояние цементного камня.In the process of implementing the known method in the well under study, two-probe neutron-neutron logging by thermal neutrons - 2NNKt is carried out (the counting rates of small and large thermal probes Jnnc.t.mz and Jnnk.t.bz are measured) and two-probe neutron-neutron logging by epithermal neutrons - 2NNKnt (measure the count rates of small and large suprathermal probes Jnnk.nt.mz and Jnnk.nt.bz), the probes of which are located in one housing with a diameter of not more than 50 mm, centered using a centralizer in a tubing (tubing) located in the production string (EC), behind which the state of the cement stone is revealed.

По измеренным в скважине скоростям счета рассчитывают функционал Fcem=Jннк.нт.мз*Jннк.нт.мз/( Jннк.нт.бз* Jннк.т.мз). С использованием математического и натурного моделирования на моделях пластов предварительно разрабатывают палеточные зависимости функционала Fcem(Cem, Кп, Кнг, …) от объемного содержания цемента Cem, пористости Кп, нефтегазонасыщенности Кнг пластов и других влияющих геолого-технических условий (ГТУ). Затем, с использованием пористости Кп, найденной по данным ГИС (геофизическое исследование скважин) открытого ствола или по отношению двух тепловых зондов, и с использованием априорной информации о насыщенности Кнг каждого пласта в разрезе, по многомерным палеткам Fcem (Cem, Кп, Кнг, …) находят содержание цемента Cem. Исследования производят в скважинах, заглушенных жидкостью глушения.Based on the count rates measured in the well, the functional Fcem=Jnnc.nt.mz*Jnnc.nt.mz/( Jnnc.nt.bz* Jnnk.t.mz) is calculated. Using mathematical and natural modeling on reservoir models, palette dependences of the functional Fcem(Cem, Kp, Kg, ...) on the volumetric content of cement Cem, porosity Kp, oil and gas saturation Kg of reservoirs and other influencing geological and technical conditions (GTU) are preliminarily developed. Then, using the porosity Kp found from the open hole logging data (geophysical survey of wells) or from the ratio of two thermal probes, and using a priori information about the saturation Kg of each reservoir in the section, using the multidimensional palettes Fcem (Cem, Kp, Kg, ... ) find the content of cement Cem. Research is carried out in wells plugged with a killing fluid.

Данный известный способ имеет следующие недостатки и ограничения.This known method has the following disadvantages and limitations.

Указанный способ может быть реализован только с комбинированными приборами многозондового нейтронного каротажа, включающими как 2 зонда тепловых нейтронов, так и 2 зонда надтепловых нейтронов, что сильно ограничивает номенклатуру доступной аппаратуры для проведения нейтронной цементометрии.This method can only be implemented with combined multi-probe neutron logging tools, including both 2 thermal neutron probes and 2 epithermal neutron probes, which greatly limits the range of available equipment for neutron cement logging.

Известный способ был предложен авторами для использования только в скважинах с НКТ, причем прибор должен быть снабжен центратором и центрирован в НКТ, и эти требования существенно ограничивают область применимости метода, так как часто необходимо исследовать состояние цемента в скважинах без НКТ и приборами без центраторов, кроме того, способ был предложен авторами для использования только в скважинах, заполненных жидкостью глушения, а на практике часто возникает необходимость исследовать состояние цемента в скважинах, заполненных газом.The known method was proposed by the authors for use only in wells with tubing, and the device must be equipped with a centralizer and centered in the tubing, and these requirements significantly limit the applicability of the method, since it is often necessary to investigate the state of cement in wells without tubing and devices without centralizers, except In addition, the method was proposed by the authors for use only in wells filled with killing fluid, and in practice it often becomes necessary to investigate the state of cement in wells filled with gas.

Известный способ, как любой палеточный способ, предполагает предварительную подготовку обширной базы данных (БД) многомерных палеточных зависимостей (БД палеток) для определения объемной доли цемента Cem; в частности, при моделировании БД палеток требуется учесть не менее 10 следующих переменных влияющих геолого-технических условий (ГТУ): литологию, пористость, нефтегазонасыщенность, минерализацию пластовой воды, глинистость, диаметры скважины, ЭК и НКТ, характер их заполнения, плотность цемента и т.д., что требует моделирования показаний НК более чем в одном миллионе вариантов ГТУ. И конечно, для каждого прибора БД палеток должна быть своя, т.к. палетки сильно зависят от параметров зондовой установки. Создание таких мощных многомерных БД палеток требует наличия или разработки соответствующего аппарата математического моделирования, массовых и весьма времязатратных расчетов, проведения измерений на натурных моделях в метрологических центрах, их метрологического обеспечения, согласования и синтеза полученных теоретических и экспериментальных данных и т.д., что является делом очень сложным и трудоемким, причем даже при наличии соответствующего аппарата и возможностей. Таким образом, необходимость создания мощной многомерной БД палеток представляет очень существенную трудность для реализации этого способа.The known method, like any palette method, involves the preliminary preparation of an extensive database (DB) of multidimensional palette dependencies (DB of palettes) to determine the volume fraction of cement Cem; in particular, when modeling a palette database, it is required to take into account at least 10 of the following variable influencing geological and technical conditions (GTP): lithology, porosity, oil and gas saturation, formation water salinity, clay content, well diameters, EC and tubing, the nature of their filling, cement density, etc. .d., which requires simulation of NDT readings in more than one million gas turbine options. And of course, for each device, there should be a database of palettes, because. the palettes strongly depend on the parameters of the probe setup. The creation of such powerful multidimensional database palettes requires the availability or development of an appropriate apparatus for mathematical modeling, massive and very time-consuming calculations, measurements on full-scale models in metrological centers, their metrological support, coordination and synthesis of the obtained theoretical and experimental data, etc., which is It is a very complex and time-consuming task, and even with the appropriate apparatus and capabilities. Thus, the need to create a powerful multidimensional database of palettes is a very significant difficulty for the implementation of this method.

Известный способ требует обязательного априорного знания величины нефтегазонасыщения Кнг каждого пласта в разрезе, поскольку палетки Fcem (Cem, Кп, Кнг, …) совершенно разные для газо- и водонасыщенных пластов, таким образом, при неизвестном насыщении пластов этот способ использовать невозможно.The known method requires mandatory a priori knowledge of the oil and gas saturation Kng of each reservoir in the section, since the palettes Fcem (Cem, Kp, Kng, ...) are completely different for gas- and water-saturated reservoirs, thus, with unknown reservoir saturation, this method cannot be used.

Указанный способ требует также обязательного знания распределения пористости Кп по разрезу. Пористость Кп предлагается оценивать: а) либо в качестве априорной информации по данным ГИС открытого ствола, б) либо по отношению показаний двух тепловых зондов нейтронного каротажа в обсаженной скважине при проведении нейтронной цементометрии. Как известно, любой палеточный метод требует хорошего знания всех влияющих ГТУ. В случае «а», как известно, пористость Кп в газонасыщенных пластах по ГИС открытого ствола определяется ненадежно, из-за чего могут возникнуть существенные ошибки в оценке качества цемента при использовании этого ненадежного Кп в работе с БД палеток. В случае «б» по отношению двух тепловых зондов 2ННКт в обсаженной скважине определяется не пористость Кп, а водородосодержание W, которое в газоносных пластах очень сильно отличается от пористости Кп, и по которому Кп найти невозможно.This method also requires mandatory knowledge of the distribution of porosity Kp along the section. The porosity Kp is proposed to be estimated: a) either as a priori information according to open hole logging data, b) or in relation to the readings of two thermal probes of neutron logging in a cased well during neutron cement logging. As is known, any palette method requires a good knowledge of all the influencing gas turbines. In case "a", as is known, the porosity Kp in gas-saturated reservoirs according to open hole logging is determined unreliably, which may cause significant errors in assessing the quality of cement when using this unreliable Kp when working with a palette database. In case “b”, in relation to two 2HNKt thermal probes in a cased well, it is not the porosity Kp that is determined, but the hydrogen content W, which in gas-bearing formations is very different from the porosity Kp, and from which it is impossible to find Kp.

Исходя из вышесказанного, делается вывод: известный способ нейтронной цементометрии может правильно работать только при определении качества цементажа строящихся скважин при условии заполнения скважины жидкостью и при наличии нерасформированной зоны проникновения ФБР, но он ненадежно или совсем не срабатывает при оценке степени разрушенности цемента в зрелых и старых скважинах газовых месторождений.Based on the foregoing, it is concluded that the well-known method of neutron cement logging can work correctly only when determining the quality of cementing of wells under construction, provided that the well is filled with liquid and in the presence of an unformed FBI penetration zone, but it is unreliable or does not work at all when assessing the degree of cement destruction in mature and old wells of gas fields.

Задача, решаемая заявляемым методом нейтрон-нейтронной цементометрии - ННК-Ц, заключается в существенном расширении области применения и повышении информативности нейтронных методов каротажа для контроля качества цементирования облегченными и обычными цементами строящихся скважин и состояния цементного камня в эксплуатируемых нефтегазовых скважинах, заполненных любыми типами флюидов, а также в снижении время- и трудозатрат при осуществлении скважинных измерений, в частности, за счет отсутствия необходимости в разработке мощных баз данных палеток.The problem solved by the claimed method of neutron-neutron cement logging - NNK-C, is to significantly expand the scope and increase the information content of neutron logging methods to control the quality of cementing with lightweight and conventional cements of wells under construction and the state of cement stone in operated oil and gas wells filled with any type of fluids, as well as in reducing time and labor costs when performing downhole measurements, in particular, due to the absence of the need to develop powerful palette databases.

Технический результат заявляемого метода заключается в возможности определения качества цементирования строящихся скважин цементами любой плотности, включая облегченные и обычные цементы, и степени разрушенности цементного камня в зрелых и старых эксплуатируемых нефтегазовых скважинах, заполненных любыми типами флюидов, в условиях неизвестной пористости и насыщенности пластов.The technical result of the proposed method is the ability to determine the quality of cementing of wells under construction with cements of any density, including lightweight and conventional cements, and the degree of destruction of cement stone in mature and old operated oil and gas wells filled with any type of fluids, under conditions of unknown porosity and reservoir saturation.

Определяется состояние цемента за ЭК, при этом НКТ может присутствовать или отсутствовать. Применение заявляемого метода возможно для всех существующих размеров по диаметру скважин, ЭК и НКТ, при этом измерения могут проводиться как мультиметодной многозондовой аппаратурой нейтронного каротажа, так и монометодными двухзондовыми приборами 2ННКнт или 2ННКт.The state of the cement behind the EC is determined, while the tubing may be present or absent. The application of the proposed method is possible for all existing sizes of well diameters, EC and tubing, while measurements can be carried out both with multi-method multi-probe neutron logging equipment, and with single-method two-probe instruments 2NNKnt or 2NNKt.

Указанный технический результат достигается следующим образом.The specified technical result is achieved as follows.

Метод нейтрон-нейтронной цементометрии - ННК-Ц для контроля качества цементирования облегченными и обычными цементами строящихся скважин и состояния цементного камня эксплуатируемых нефтегазовых скважин, заполненных любыми типами флюидов, включающий геофизические исследования обсаженных скважин методом двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа 2ННК, в процессе которого производят измерение двух каротажных кривых скоростей счета нейтронов малого -

и большого -

зондов в зависимости от глубины Hi, предусматривает двухмерный, площадной анализ данных кросс-плота, представленного в координатах в двойном логарифмическом масштабе:

, где по оси абсцисс указывают поквантово зарегистрированные скорости счета нейтронов малого зонда

, а по оси ординат зарегистрированные в тех же квантах скорости счета нейтронов большого зонда

, при этом на приведенном кросс-плоте касательно к нижней границе измеренного облака точек проводят опорную прямую линию, описываемую линейным уравнением

, и вычисляют угловой коэффициент А, равный тангенсу угла наклона опорной касательной прямой к оси абсцисс, затем производят нормализацию каротажной кривой обратных скоростей счета нейтронов малого зонда

к каротажной кривой обратных скоростей счета нейтронов большого зонда

путем возведения показаний

в степень А:The method of neutron-neutron cement logging - NNK-Ts for quality control of cementing with lightweight and conventional cements of wells under construction and the state of cement stone of operated oil and gas wells filled with any type of fluids, including geophysical studies of cased wells using the 2NNK double-probe neutron-neutron logging method, during which measurements are made two logging curves of neutron counting rates of small -

and big-

probes depending on the depth Hi, provides a two-dimensional, areal analysis of cross-plot data, presented in coordinates on a double logarithmic scale:

, where the abscissa shows quantum-by-quantum registered neutron count rates of the small probe

, and along the y-axis, the neutron count rates of the large probe registered in the same quanta

, while on the reduced cross-plot, a reference straight line is drawn tangent to the lower boundary of the measured point cloud, described by the linear equation

, and calculate the slope A, equal to the tangent of the slope of the reference tangent to the abscissa axis, then normalize the logging curve of the inverse neutron count rates of the small probe

to the logging curve of inverse neutron counting rates of the large probe

by erecting testimony

to degree A:

,

далее в каждом i-ом кванте по глубине Hi определяют функционал относительной близости - Si поквантовых данных нормализованной каротажной кривой малого зонда

и данных каротажной кривой большого зонда

, равный:then, in each i-th quantum, the depth Hi determines the functional of relative proximity - Si of the quantum data of the normalized logging curve of a small sonde

and large sonde log data

, equal to:

затем с помощью функционала Si находят искомый показатель целостности цемента - CEMi, равный объемной доле цемента в заколонном пространстве на глубине Hi, используя формулу:then, using the functional Si, the required indicator of cement integrity is found - CEMi, equal to the volume fraction of cement in the annulus at a depth Hi, using the formula:

,

и по значениям показателя CEMi поквантово выводят каротажную кривую цементограммы CEMi(Hi) как функцию глубины Hi, характеризующую распределение цемента по глубине, затем по указанной цементограмме CEMi(Hi) делают заключение о том, что во всех интервалах разреза, где в пределах погрешности измерений выполняется условие: CEMi < 95-100%, диагностируют качественный, целый цемент, а в интервалах разреза, где выполняется условие: CEMi≈90-95%, диагностируют разрушенный, либо полностью или частично отсутствующий цемент,and, based on the values of the CEMi index, the logging curve of the cementogram CEMi(Hi) is quantum-by-quantum derived as a function of the depth Hi, characterizing the distribution of cement in depth, then, according to the specified cementogram CEMi(Hi), it is concluded that in all intervals of the section, where, within the limits of the measurement error, condition: CEMi < 95-100%, high-quality, whole cement is diagnosed, and in the intervals of the section where the condition is met: CEMi≈90-95%, destroyed, or completely or partially absent cement, is diagnosed,

где:where:

Si - показатель относительной близости поквантовых данных нормализованной каротажной кривой малого зонда -

и данных каротажной кривой большого зонда -

, усл. ед.,Si - indicator of the relative proximity of the quantum data of the normalized logging curve of a small probe -

and large sonde log data -

, arb. units,

CEMi - объемная доля цемента в заколонном пространстве на глубине Hi, усл. ед.,CEMi - volume fraction of cement in the annulus at depth Hi, arb. units,

i - номер кванта регистрации длиной 10 см на глубине Hi,i is the number of the registration quantum with a length of 10 cm at a depth Hi,

Dc - диаметр обсаженной скважины, мм,Dc - cased hole diameter, mm,

- нормализованная кривая обратных скоростей счета нейтронов малого зонда -

, усл. ед.,

- normalized curve of inverse neutron counting rates of the small probe -

, arb. units,

- кривая обратных скоростей счета нейтронов большого зонда, усл. ед.,

- curve of reverse neutron counting rates of the large probe, arb. units,

А - угловой коэффициент, равный тангенсу угла наклона опорной касательной прямой к оси абсцисс кросс-плота, описываемой уравнением

, усл. ед.,A - slope equal to the tangent of the angle of inclination of the reference tangent line to the x-axis of the cross-plot, described by the equation

, arb. units,

В - начальная ордината опорной касательной прямой, усл. ед.,B - initial ordinate of the reference tangent line, arb. units,

К1 и К2 - нормировочные аппаратурные коэффициенты, которые зависят от типа прибора ННК и скважинных условий и предварительно находятся по расчетам методом Монте-Карло, усл. ед.K1 and K2 are instrumental normalization coefficients that depend on the type of the NNK tool and well conditions and are preliminarily found by Monte Carlo calculations, arb. units

При применении метода для геофизических исследований скважин можно использовать один из видов каротажа: двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам - 2ННКт или двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, реализованные в монометодных либо в мультиметодных приборах 2ННК.When applying the method for geophysical studies of wells, one of the types of logging can be used: two-probe neutron-neutron logging for thermal neutrons - 2NNKt or two-probe neutron-neutron logging for epithermal neutrons - 2NNKnt, implemented in single-method or multi-method instruments 2NNKt.

Заявляемый метод применяют в скважинах с любыми типами цементов, включая облегченные и обычные, с плотностью цемента от 0.9 до 2 г/см³, при любом заполнении скважин: газом, нефтью, водой или их смесью.The inventive method is used in wells with any type of cement, including lightweight and conventional, with cement density from 0.9 to 2 g/cm ³ , with any filling of wells: gas, oil, water or a mixture thereof.

Заявляемый метод применяют в максимально широком диапазоне геологических параметров нефтегазоносных пород в интервале коэффициента пористости Кп от 0 до 40%, для любой литологии, при любом насыщении пластов - нефтью, газом, конденсатом, пресной или минерализованной пластовой водой или их смесью.The claimed method is used in the widest possible range of geological parameters of oil and gas bearing rocks in the range of porosity coefficient Kp from 0 to 40%, for any lithology, for any saturation of the reservoirs - oil, gas, condensate, fresh or mineralized formation water or their mixture.

Заявляемый метод осуществим в широком диапазоне существующих размеров по диаметру скважин, эксплуатационных колонн (ЭК) и насосно-компрессорных труб (НКТ), а также в скважинах без НКТ.The proposed method is feasible in a wide range of existing sizes in terms of the diameter of wells, production strings (EC) and tubing (tubing), as well as in wells without tubing.

Кроме того, для осуществления метода не требуется наличия данных о существующих геолого-технических условиях в скважинах.In addition, the implementation of the method does not require the availability of data on the existing geological and technical conditions in the wells.

На фиг. 1 показан пример кросс-плота, рассчитанного методом Монте-Карло для двухзондового прибора нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, в координатах, где по оси абсцисс указаны скорости счета надтепловых нейтронов малого зонда

, а по оси ординат - скорости счета надтепловых нейтронов большого зонда

, в двойном логарифмическом масштабе. Касательно к нижней границе облака точек проведена опорная прямая линия, описываемая линейным уравнением

, которая соответствует целому цементу. Верхняя прямая линия соответствует отсутствующему или полностью разрушенному цементу.In FIG. Figure 1 shows an example of a cross-plot calculated by the Monte Carlo method for a two-probe epithermal neutron logging tool - 2NNKnt, in coordinates, where the abscissa axis indicates the count rates of epithermal neutrons of a small probe

, and along the ordinate - the count rate of epithermal neutrons of the large probe

, on a double logarithmic scale. Tangent to the lower boundary of the point cloud, a reference straight line is drawn, which is described by the linear equation

, which corresponds to the whole cement. The upper straight line corresponds to missing or completely destroyed cement.

На фиг. 2 показан пример кросс-плота, построенного по реальным измерениям в скважине двухзондовым прибором нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННКт, в координатах, где по оси абсцисс указаны поквантово зарегистрированные скорости счета тепловых нейтронов малого зонда

, а по оси ординат - зарегистрированные в тех же квантах скорости счета тепловых нейтронов большого зонда

, в двойном логарифмическом масштабе (результаты измерения представлены в виде облака точек).In FIG. Figure 2 shows an example of a cross-plot built from real measurements in a well with a two-probe thermal neutron logging tool - 2NNKt, in coordinates, where the abscissa shows quantum-by-quantum recorded thermal neutron count rates of a small probe

, and along the y-axis - the counts of thermal neutrons of the large probe registered in the same quanta

, on a double logarithmic scale (measurement results are presented as a cloud of points).

Касательно к нижней границе измеренного облака точек проведена опорная прямая линия, описываемая линейным уравнением

(нижняя прямая линия, которая соответствует целому цементу).Tangent to the lower boundary of the measured point cloud, a reference straight line is drawn, which is described by the linear equation

(lower straight line, which corresponds to the whole cement).

На фиг. 3 показаны каротажные кривые нормализованных обратных скоростей счета нейтронов большого -

и малого -

тепловых зондов нейтронного каротажа 2ННКт.In FIG. 3 shows log curves of normalized reverse neutron count rates for large -

and small -

thermal neutron logging probes 2NNKt.

На фиг. 4 представлена цементограмма CEMi(Hi), характеризующая распределение цемента по глубине Hi (кривая целостности цемента в %).In FIG. Figure 4 shows the cementogram CEMi(Hi), which characterizes the distribution of cement over depth Hi (cement integrity curve in %).

Фиг. 5 иллюстрирует решение задачи оценки качества цементирования в новых строящихся обсаженных скважинах, (пример: скважина Dскв/Dэк/Dнтк=216/168/73 мм, заполненная водой, при плотности цементного камня за эксплуатационной колонной - 1.8 г/см³).Fig. 5 illustrates the solution of the problem of assessing the quality of cementing in new cased wells under construction, (example: well Dwell/Deq/Dntc=216/168/73 mm, filled with water, with a density of cement stone behind the production string - 1.8 g/cm ³ ).

Здесь представлены рассчитанные по Монте-Карло палеточные зависимости нормализованных обратных скоростей счета тепловых нейтронов малого зонда -

и большого зонда -

от пористости Кп, где кривые 1 и 3 соответствуют целому цементу в скважине, а кривые 2 и 4 соответствуют отсутствующему цементу.Here are the Monte Carlo-calculated palette dependences of the normalized reciprocal count rates of thermal neutrons of a small probe -

and a large probe -

on porosity Kp, where

curves

1 and 3 correspond to the whole cement in the well, and curves 2 and 4 correspond to the missing cement.

Фиг. 6 иллюстрирует решение задачи оценки степени разрушенности цемента в зрелых или старых обсаженных скважинах, (пример: скважина Dскв/Dэк/Dнтк=216/168/73 мм, заполненная газом, при плотности цементного камня за эксплуатационной колонной - 1.8 г/см³.Fig. Figure 6 illustrates the solution to the problem of assessing the degree of cement degradation in mature or old cased wells, (example: a well Dwell/Deq/Dntc=216/168/73 mm, filled with gas, with a density of cement stone downstream of the production string - 1.8 g/cm ³ .

Здесь представлены рассчитанные по Монте-Карло палеточные зависимости нормализованных обратных скоростей счета надтепловых нейтронов малого зонда -

и большого зонда -

от пористости Кп, где кривые 5 и 6 соответствуют целому цементу в скважине, кривые 7 и 8 соответствуют отсутствующему цементу, замещенному газом, а кривые 9 и 10 соответствуют отсутствующему цементу, замещенному водой.Here are the Monte Carlo-calculated palette dependences of the normalized reciprocal count rates of epithermal neutrons of the small probe -

and a large probe -

on porosity Kp, where curves 5 and 6 correspond to the whole cement in the well, curves 7 and 8 correspond to the missing cement replaced by gas, and curves 9 and 10 correspond to the missing cement replaced by water.

Фиг. 7 иллюстрирует сопоставление кривых плотности цементного камня, полученных предложенным методом (кривая I) и независимо методом СГДТ (кривая II) при оценке степени разрушенности цемента в двух скважинах. Вверху показан результат по данным 2ННКт, внизу - по данным 2ННКнт. Скважины заполнены жидкостью.Fig. 7 illustrates a comparison of cement stone density curves obtained by the proposed method (curve I) and independently by the SGDT method (curve II) when assessing the degree of cement destruction in two wells. The top shows the result according to the 2HNKt data, the bottom shows the result according to the 2HNKt data. The wells are filled with fluid.

Фиг. 8 иллюстрирует сопоставление кривых плотности цементного камня, полученных предложенным методом (кривая III) и независимо методом СГДТ (кривая IV) при оценке степени разрушенности цемента в двух скважинах. Оба результата получены с помощью прибора 2ННКт. Скважины заполнены газом.Fig. 8 illustrates a comparison of cement stone density curves obtained by the proposed method (curve III) and independently by the SGDT method (curve IV) when assessing the degree of cement destruction in two wells. Both results were obtained using the 2NNKt instrument. The wells are filled with gas.

Предложенный метод нейтрон-нейтронной цементометрии ННК-Ц был разработан в результате проведения обширных расчетов по методу Монте-Карло для двухзондовых приборов нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым (2ННКт) или надтепловым нейтронам (2ННКнт) с различными длинами зондов, применяемых для исследования обсаженных скважин, и последующего анализа этих расчетов. Разработанный метод был многократно опробован с приборами 2ННКт или 2ННКнт в обсаженных скважинах, его работоспособность и достоверность подтверждена сопоставлением результатов ННК-Ц с результатами традиционной цементометрии с прибором СГДТ (селективный гамма-дефектомер-толщиномер) в нескольких скважинах.The proposed method of neutron-neutron cement logging NNK-Ts was developed as a result of extensive Monte Carlo calculations for two-probe neutron-neutron logging tools for thermal (2NNKt) or epithermal neutrons (2NNKt) with different probe lengths used to study cased wells, and subsequent analysis of these calculations. The developed method was repeatedly tested with 2NNKt or 2NNKnt devices in cased wells, its performance and reliability was confirmed by comparing the results of NNK-Ts with the results of traditional cement logging with the SGDT device (selective gamma flaw meter-thickness gauge) in several wells.

Расчеты Монте-Карло были проведены для скважин, эксплуатационных колонн и насосно-компрессорных труб (НКТ) различных диаметров и толщин, с НКТ и без нее, с различным заполнением скважины (газ/жидкость), в максимально широком интервале пористости Кп=0-40%, для различной минерализации пластовой воды, для нефте-, газо- и водонасыщенных пластов с различными коэффициентами нефтегазонасыщенности от 0 до 1, для любых типов цементов, включая облегченные и обычные, с плотностью цемента от 0.9 до 2 г/см³.Monte Carlo calculations were carried out for wells, production strings and tubing pipes (tubing) of various diameters and thicknesses, with and without tubing, with different filling of the well (gas / liquid), in the widest porosity range Kp = 0-40 %, for different salinity of formation water, for oil, gas and water saturated formations with different oil and gas saturation coefficients from 0 to 1, for any type of cement, including lightweight and conventional, with cement density from 0.9 to 2 g/cm ³ .

В результате проведения указанных расчетов и их анализа для определения показателя целостности цемента в заколонном пространстве был определен функционал - Si, реагирующий только на целостность цемента, и не реагирующий на другие параметры пласта, такие как пористость - Кп и нефтегазонасыщенность - Кнг.As a result of these calculations and their analysis to determine the cement integrity index in the annulus, the functional - Si was determined, reacting only to the integrity of the cement, and not responding to other formation parameters, such as porosity - Kp and oil and gas saturation - Kng.

Данный функционал Si, характеризующий относительную близость нормализованных обратных скоростей счета нейтронов зондов 2ННК, определяется как:This functional Si, which characterizes the relative closeness of the normalized reciprocal neutron count rates of 2NW probes, is defined as:

Было установлено, что при целом цементе нормализованные обратные скорости счета нейтронов очень близки друг к другу независимо от Кп и Кнг, т.е. Si близко к 0 независимо от Кп и Кнг, а при полностью отсутствующем цементе эти скорости счета максимально далеки друг от друга, т.е. Si максимально.It was found that for whole cement, the normalized reciprocal neutron count rates are very close to each other, regardless of Kn and Kn, i.e. Si is close to 0 regardless of Kp and Kng, and when cement is completely absent, these count rates are as far as possible from each other, i.e. Si maximum.

На фиг. 5 показано, что при целом цементе нормализованные обратные скорости счета нейтронов двух зондов 2ННКт (кривые 1 и 3) совпадают независимо от Кп, это соответствует Si=0, а при отсутствующем цементе соответствующие кривые 2 и 4 расходятся, это соответствует максимальным Si.In FIG. Figure 5 shows that, with intact cement, the normalized reciprocal neutron count rates of two 2NNKt probes (curves 1 and 3) coincide regardless of Kp, this corresponds to Si = 0, and in the absence of cement, the corresponding curves 2 and 4 diverge, which corresponds to maximum Si.

На фиг. 6 показано, что при целом цементе нормализованные обратные скорости счета нейтронов двух зондов 2ННКнт (кривые 5 и 6) совпадают независимо от Кп, при отсутствующем цементе и замещении его газом соответствующие кривые 7 и 8 расходятся, при отсутствующем цементе и замещении его водой кривые 9 и 10 тоже расходятся.In FIG. Figure 6 shows that for whole cement, the normalized reciprocal neutron count rates of two 2HNKnt probes (curves 5 and 6) coincide regardless of Kp, when cement is absent and is replaced by gas, the corresponding curves 7 and 8 diverge, when cement is absent and replaced by water, curves 9 and 10 also diverge.

Через функционал Si определяется объемная доля цемента - CEMi в заколонном пространстве, или показатель целостности цемента, по формуле:Through the functional Si, the volume fraction of cement - CEMi in the annulus, or the indicator of cement integrity, is determined by the formula:

.

Для подтверждения достоверности результатов предложенного метода были проведены сопоставления результатов обработки данных 2ННК с результатами традиционной цементометрии прибором СГДТ (селективный гамма-дефектомер-толщиномер) в нескольких реальных скважинах (фиг. 7 и фиг. 8).To confirm the reliability of the results of the proposed method, we compared the results of processing 2NNK data with the results of traditional cement logging using the SGDT device (selective gamma flaw meter-thickness gauge) in several real wells (Fig. 7 and Fig. 8).

Заявляемый метод осуществляется применением скважинного прибора, содержащего два зонда нейтронного каротажа или по тепловым нейтронам - 2ННКт, или по надтепловым нейтронам - 2ННКнт с любым радионуклидным источником нейтронов, спускаемого в обсаженные скважины.The inventive method is carried out using a downhole tool containing two neutron logging probes or thermal neutrons - 2HNKt, or epithermal neutrons - 2HNKt with any radionuclide neutron source, lowered into cased wells.

В процессе геофизических исследований обсаженных скважин методом двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа 2ННК производят поквантовую регистрацию скоростей счета нейтронов малого -

и большого -

зондов в зависимости от глубины Hi с длиной кванта 10 см по глубине. Осуществляют двухмерный, площадной анализ данных кросс-плота, представленного в координатах в двойном логарифмическом масштабе:

, а по оси ординат - зарегистрированные в тех же квантах скорости счета нейтронов большого зонда

, при этом на указанном кросс-плоте касательно к нижней границе измеренного облака точек проводят опорную прямую линию, описываемую линейным уравнением

.In the process of geophysical surveys of cased wells using the method of two-probe neutron-neutron logging 2NNK, quantum registration of neutron count rates of small -

and big-

probes depending on the depth Hi with a quantum length of 10 cm in depth. A two-dimensional, areal analysis of the cross-plot data is carried out, presented in coordinates on a double logarithmic scale:

, and along the y-axis - the neutron count rates of the large probe registered in the same quanta

, while on the specified cross-plot, tangent to the lower boundary of the measured point cloud, a reference straight line is drawn, which is described by the linear equation

.

На фиг. 1 показан пример теоретического кросс-плота, рассчитанного по методу Монте-Карло для двухзондового прибора нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, при этом касательно к нижней границе облака точек проведена опорная прямая линия, описываемая линейным уравнением

(нижняя прямая линия, которая соответствует целому цементу). Верхняя прямая линия соответствует отсутствующему цементу.In FIG. Figure 1 shows an example of a theoretical cross-plot calculated using the Monte Carlo method for a two-probe epithermal neutron logging tool - 2ННННн, while a reference straight line is drawn tangent to the lower boundary of the point cloud, described by a linear equation

(lower straight line, which corresponds to the whole cement). The top straight line corresponds to the missing cement.

На фиг. 2 показан пример кросс-плота, построенного по реальным измерениям в скважине двухзондовым прибором нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННКт, результаты измерений представлены в виде облака точек, при этом касательно к нижней границе измеренного облака точек проведена опорная прямая линия, описываемая линейным уравнением

(нижняя прямая линия, которая соответствует целому цементу).In FIG. Figure 2 shows an example of a cross-plot built according to real measurements in a well with a two-probe thermal neutron logging tool - 2NNKt, the measurement results are presented in the form of a cloud of points, while a reference straight line is drawn tangent to the lower boundary of the measured point cloud, described by a linear equation

(lower straight line, which corresponds to the whole cement).

Следует заметить, что вид кросс-плота не зависит от типа нейтронного каротажа 2ННКт или 2ННКнт.It should be noted that the type of cross-plot does not depend on the type of neutron logging 2HNKt or 2HNKt.

В уравнении опорной линии

, проведенной на указанном кросс-плоте, определяют угловой коэффициент А, равный тангенсу угла наклона этой прямой к оси абсцисс. Затем производят нормализацию каротажной кривой обратных скоростей счета нейтронов малого зонда -

к каротажной кривой обратных скоростей счета нейтронов большого зонда -

путем возведения показаний

в степень А:In the baseline equation

, drawn on the specified cross-plot, determine the slope A, equal to the tangent of the angle of inclination of this straight line to the x-axis. Then, the logging curve of the reverse neutron count rates of the small probe is normalized -

to the logging curve of inverse neutron counting rates of a large probe -

by erecting testimony

to degree A:

.

В качестве примера на фиг. 3 показаны каротажные кривые нормализованных обратных скоростей счета нейтронов большого и малого тепловых зондов нейтронного каротажа 2ННКт.As an example, in FIG. 3 shows the log curves of the normalized reverse neutron count rates of the large and small thermal neutron logging probes 2NNKt.

На фиг. 3 можно отметить, что на глубине от 1942 до 1962 м и на глубине примерно от 1980 до 1995 м наблюдается относительная близость нормализованной каротажной кривой малого зонда и каротажной кривой большого зонда, что свидетельствует о целостности цементного камня за ОК в этих интервалах.In FIG. 3, it can be noted that at a depth of 1942 to 1962 m and at a depth of about 1980 to 1995 m, there is a relative closeness of the normalized log curve of a small probe and the log curve of a large probe, which indicates the integrity of the cement stone behind the OK in these intervals.

Для определения в каждом i-м кванте по глубине Hi показателя относительной близости - Si отмеченных каротажных кривых используют формулы, выведенные в результате теоретических расчетов:To determine in each i-th quantum in depth Hi the indicator of relative proximity - Si of the marked logging curves, formulas derived from theoretical calculations are used:

Функционал Si позволяет определить объемную долю цемента - CEMi в заколонном пространстве на глубине Hi, или показатель целостности цемента, по формуле:Functional Si allows you to determine the volume fraction of cement - CEMi in the annulus at a depth Hi, or an indicator of the integrity of the cement, according to the formula:

.

По значениям показателя CEMi поквантово выводят каротажную кривую цементограммы CEMi(Hi) как функцию глубины Hi, характеризующую распределение цемента по глубине, затем по указанной цементограмме CEMi(Hi) делают заключение о том, что во всех интервалах разреза, где в пределах погрешности измерений выполняется условие: CEMi ≈ 95-100%, диагностируют качественный, целый цемент, а в интервалах разреза, где выполняется условие: CEMi(Hi) < 90-95%, диагностируют разрушенный либо полностью или частично отсутствующий цемент.Based on the values of the CEMi index, the logging curve of the cementogram CEMi(Hi) is derived quantum-by-quantum as a function of the depth Hi, characterizing the distribution of cement in depth, then, according to the indicated cementogram CEMi(Hi), it is concluded that in all intervals of the section, where the condition is met within the measurement error : CEMi ≈ 95-100%, high-quality, whole cement is diagnosed, and in the intervals of the section where the condition is fulfilled: CEMi(Hi) < 90-95%, destroyed or completely or partially absent cement is diagnosed.

Фиг. 4 иллюстрируют решение задачи оценки состояния цементного камня в эксплуатируемой нефтегазовой скважине, заполненной промывочной жидкостью. На фиг. 4 показана цементограмма - кривая целостности цемента Cem (в %), вычисленная предложенным методом ННК-Ц.Fig. 4 illustrate the solution to the problem of assessing the state of cement stone in an oil and gas well in operation filled with drilling fluid. In FIG. 4 shows a cementogram - cement integrity curve Cem (in %), calculated by the proposed NNK-C method.

Фиг. 5 иллюстрирует решение задачи оценки качества цементирования в новых строящихся обсаженных скважинах, (пример: скважина Dскв/Dэк/Dнкт=216/168/73 мм, заполненная водой, при плотности цементного камня за эксплуатационной колонной - 1.8 г/см³). Представлены рассчитанные по Монте-Карло палеточные зависимости нормализованных обратных скоростей счета малого зонда -

и большого зонда -

тепловых нейтронов от пористости Кп. Палеточные зависимости были рассчитаны в интервале пористости Кп=0 - 40%, в котором были выбраны узлы по Кп с шагом 2% (21 узел). В каждом из этих узлов по Кп были рассчитаны скорости счета малого и большого зонда тепловых нейтронов, и затем выполнена их нормализация. Результат отражен на фиг. 5. Кривые 1 и 3 соответствуют целому цементу в скважине, кривые 2 и 4 соответствуют отсутствующему цементу. Видно, что кривые 1 и 3 очень близки (почти совпали), причем на всем интервале пористости Кп, что соответствует Si=0 и CEMi=100%. Кривые 2 и 4 максимально далеки, что соответствует Si=1 и CEMi=0.Fig. 5 illustrates the solution of the problem of assessing the quality of cementing in new cased wells under construction, (example: well Dwell/Deq/DNKT=216/168/73 mm, filled with water, with a density of cement stone behind the production string - 1.8 g/cm ³ ). The palette dependences of the normalized reciprocal count rates of the small probe, calculated by Monte Carlo, are presented.

and a large probe -

thermal neutrons from porosity Kp. Palette dependencies were calculated in the porosity range Kp=0 - 40%, in which nodes were selected according to Kp with a step of 2% (21 nodes). In each of these nodes, the count rates of the small and large thermal neutron probes were calculated from Kn, and then they were normalized. The result is shown in Fig. 5.

Curves

1 and 3 correspond to the whole cement in the well, curves 2 and 4 correspond to the missing cement. It can be seen that

curves

1 and 3 are very close (almost coincided), and over the entire range of porosity Kp, which corresponds to Si=0 and CEMi=100%.

Curves

2 and 4 are as far as possible, which corresponds to Si=1 and CEMi=0.

Фиг. 6 иллюстрирует решение задачи оценки степени разрушенности цемента в зрелых или старых обсаженных скважинах (пример: скважина Dскв/Dэк/Dнкт=216/168/73 мм, заполненная газом, при плотности цементного камня за эксплуатационной колонной - 1.8 г/см³). Представлены рассчитанные по Монте-Карло палеточные зависимости нормализованных обратных скоростей счета малого зонда -

и большого зонда -

надтепловых нейтронов от пористости Кп (палеточные зависимости были рассчитаны таким же образом, как на фиг. 5). Кривые 5 и 6 соответствуют целому цементу в скважине, кривые 7 и 8 соответствуют отсутствующему цементу, замещенному газом, кривые 9 и 10 соответствуют отсутствующему цементу, замещенному водой. Видно, что кривые 5 и 6 очень близки (почти совпали), причем на всем интервале пористости Кп, что соответствует Si=0 и CEMi=100%. Кривые 7 и 8, а также 9 и 10, расходятся, им соответствует Si=1 и CEMi=0.Fig. 6 illustrates the solution to the problem of assessing the degree of cement degradation in mature or old cased wells (example: well Dwell/Deq/DNKT=216/168/73 mm, filled with gas, with a density of cement stone behind the production string - 1.8 g/cm ³ ). The palette dependences of the normalized reciprocal count rates of the small probe, calculated by Monte Carlo, are presented.

and a large probe -

epithermal neutrons on the porosity Kn (the palette dependences were calculated in the same way as in Fig. 5). Curves 5 and 6 correspond to the whole cement in the well, curves 7 and 8 correspond to the missing cement replaced by gas, curves 9 and 10 correspond to the missing cement replaced by water. It can be seen that curves 5 and 6 are very close (almost coincided), and over the entire range of porosity Kp, which corresponds to Si=0 and CEMi=100%. Curves 7 and 8, as well as 9 and 10, diverge, they correspond to Si=1 and CEMi=0.

Фиг. 5 и 6 демонстрируют, что при целом цементе нормализованные обратные скорости счета нейтронов очень близки друг к другу независимо от Кп, т.е. Si близко к 0 независимо от Кп, а при полностью отсутствующем цементе эти скорости счета всегда расходятся, т.е. что функционал Si был выбран верно.Fig. 5 and 6 show that, for whole cement, the normalized reciprocal neutron count rates are very close to each other, regardless of Kn, i.e. Si is close to 0 regardless of Kp, and in the absence of cement, these count rates always diverge, i.e. that the functional Si was chosen correctly.

Фиг. 8 иллюстрирует сопоставление кривых плотности цементного камня, полученных предложенным методом (кривая III) и независимо методом СГДТ (кривая IV) при оценке степени разрушенности цемента в двух скважинах. Скважины заполнены газом. Оба результата получены с помощью прибора 2ННКт. Скважины заполнены газом.Fig. 8 illustrates a comparison of cement stone density curves obtained by the proposed method (curve III) and independently by the SGDT method (curve IV) when assessing the degree of cement destruction in two wells. The wells are filled with gas. Both results were obtained using the 2NNKt instrument. The wells are filled with gas.

Хорошее согласие кривых на фиг. 7 и 8 подтверждает достоверность результатов предложенной методики.Good agreement between the curves in Fig. 7 and 8 confirms the reliability of the results of the proposed method.

Отличительными особенностями заявляемого метода от прототипа (пат. RU №2710225) являются.Distinctive features of the proposed method from the prototype (US Pat. RU No. 2710225) are.

1. В прототипе метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин реализуется применением комбинированного прибора многозондового нейтронного каротажа, включающего как зонды надтепловых нейтронов (2ННКнт), так и зонды тепловых нейтронов (2ННКт), при этом алгоритм обработки включает показания 2ННКнт и 2ННКт одновременно.1. In the prototype, the neutron cement logging method for diagnosing the filling of the annulus of oil and gas wells with lightweight cement stone is implemented using a combined multi-probe neutron logging tool, including both epithermal neutron probes (2ННННNT) and thermal neutron probes (2НННNT), while the processing algorithm includes readings 2ННННNT and 2HNKt at the same time.

Заявляемый метод ННК-Ц можно будет реализовать двумя способами: либо приборами только с зондами тепловых нейтронов (2ННКт), либо приборами только с зондами надтепловых нейтронов (2ННКнт), то есть в аппаратуре достаточно наличия только одного типа зондов - либо тепловых, либо надтепловых. Это обстоятельство резко расширяет номенклатуру доступной аппаратуры для проведения ННК-Ц, поскольку подавляющее большинство скважинных приборов ННК оснащено зондами только тепловых нейтронов, поскольку они обеспечивают существенно более высокие скорости счета, и, следовательно, большую точность оценки состояния цементного камня.The claimed NNK-C method can be implemented in two ways: either by devices with only thermal neutron probes (2НННКТ), or by devices only with epithermal neutron probes (2НННNT), that is, the presence of only one type of probes is sufficient in the equipment - either thermal or epithermal. This circumstance dramatically expands the range of available equipment for conducting NNK-C, since the vast majority of downhole NNK tools are equipped with only thermal neutron probes, since they provide significantly higher count rates and, consequently, greater accuracy in assessing the state of the cement stone.

2. Патент №2710225 предполагает реализацию известного метода только в следующих условиях измерений: обсаженные скважины с эксплуатационной колонной и насосно-компрессорной трубой (НКТ), внутри которой находится скважинный прибор, снабженный специальным центратором и центрированный в НКТ. Приведенная там методика и палеточные зависимости для определения объемной доли цемента соответствуют именно этим геометрическим условиям измерений.2. Patent No. 2710225 assumes the implementation of the known method only in the following measurement conditions: cased wells with a production string and tubing (tubing), inside which there is a downhole tool equipped with a special centralizer and centered in the tubing. The technique given there and the palette dependences for determining the volume fraction of cement correspond precisely to these geometric measurement conditions.

Заявляемый метод ННК-Ц можно будет реализовать для более широкого круга условий измерений, что упрощает процесс диагностики в разных условиях:The proposed NNK-C method can be implemented for a wider range of measurement conditions, which simplifies the diagnostic process under different conditions:

а) скважина может быть как оборудована НКТ, так и без нее;a) the well can be both equipped with tubing and without it;

б) прибор может быть как снабжен центратором и центрирован по оси скважины, так и быть без центратора и занимать произвольное положение в скважине (что чаще всего и бывает на практике).b) the device can either be equipped with a centralizer and centered along the axis of the well, or be without a centralizer and occupy an arbitrary position in the well (which most often happens in practice).

3. Патент №2710225 предполагает проведение измерений только в скважинах, заполненных жидкостью глушения.3. Patent No. 2710225 suggests taking measurements only in wells filled with killing fluid.

Заявляемый метод ННК-Ц можно будет осуществлять в скважинах с произвольным характером их заполнения: жидкость глушения, газ, нефть, пластовая вода или их смесь. Такая особенность существенно расширяет область применимости метода.The proposed NNK-C method can be carried out in wells with an arbitrary nature of their filling: killing fluid, gas, oil, formation water, or a mixture thereof. This feature significantly expands the range of applicability of the method.

4. Патент №2710225 предусматривает обязательное знание пористости Кп, а также обязательное знание характера насыщения каждого пласта. Пористость Кп предлагается оценивать одним из двух способов:4. Patent No. 2710225 provides for the obligatory knowledge of the porosity Kp, as well as the obligatory knowledge of the nature of the saturation of each layer. It is proposed to evaluate the porosity Kp in one of two ways:

а) либо в качестве априорной информации по данным ГИС открытого ствола при наличии зоны проникновения фильтрата бурового раствора (ФБР), когда поры пласта заполнены ФБР;a) either as a priori information according to open hole logging data in the presence of a mud filtrate penetration zone (FBR), when the formation pores are filled with FBR;

б) либо по измерениям отношения показателей зондов 2ННК в обсаженной газовой скважине в условиях уже расформированной зоны проникновения ФБР, когда поры пласта заполнены газом.b) either by measuring the ratio of the indicators of 2HNK probes in a cased gas well in the conditions of an already disbanded FBR penetration zone, when the formation pores are filled with gas.

В случае "а", как известно, пористость Кп в газоносных пластах определяется ненадежно, а в случае "б" вообще определяется не пористость Кп, а суммарное водородосодержание W, которое в газоносных пластах сильно отличается от Кп за счет газонасыщенности Кг. Однако методика, описанная в известном патенте, не учитывает этих факторов пористости Кп и газонасыщенности Кг, и поэтому она будет правильно работать только при определении качества цементажа строящихся скважин, то есть при наличии зоны проникновения ФБР и при обязательном условии отсутствия газа в прискважинной зоне пласта, но она не работает при оценке степени разрушенности цемента в зрелых скважинах.In case "a", as is known, the porosity Kp in gas-bearing formations is determined unreliably, and in case "b" it is not the porosity Kp that is determined at all, but the total hydrogen content W, which in gas-bearing formations differs greatly from Kp due to gas saturation Kr. However, the technique described in the well-known patent does not take into account these factors of porosity Kp and gas saturation Kg, and therefore it will work correctly only when determining the quality of cementing of wells under construction, that is, if there is a FBR penetration zone and under the obligatory condition that there is no gas in the near-wellbore formation zone, but it does not work when assessing the degree of destruction of cement in mature wells.

Заявляемый метод ННК-Ц не предполагает знания пористости и характера насыщенности пласта, и решает обе задачи ННК-Ц - определение качества цементажа строящихся скважин и оценку разрушенности цемента в зрелых скважинах, что значительно расширяет область применимости ННК-Ц, при этом достигается повышение информативности метода и результативной точности.The proposed method NNK-C does not imply knowledge of the porosity and saturation of the reservoir, and solves both tasks of NNK-C - determining the quality of cementation of wells under construction and assessing the destruction of cement in mature wells, which significantly expands the scope of NNK-C, while increasing the information content of the method and performance accuracy.

5. Патент №2710225 предполагает предварительную трудоемкую подготовку обширной базы данных палеточных зависимостей для определения объемной доли цемента Cem с учетом литологии, пористости Кп, газонасыщенности Кг, скважинных условий, плотности цемента и других геолого-технических условий.5. Patent No. 2710225 involves the preliminary labor-intensive preparation of an extensive database of palette dependencies to determine the volume fraction of cement Cem, taking into account lithology, porosity Kp, gas saturation Kg, well conditions, cement density and other geological and technical conditions.

Заявляемый метод не требует такой громоздкой подготовки, благодаря этому снижаются затраты времени и уменьшается трудоемкость исследований.The proposed method does not require such a cumbersome preparation, due to this, time costs are reduced and the complexity of research is reduced.

Claims

1. Method of neutron-neutron cement logging - NNK-Ts to control the quality of cementing with lightweight and conventional cements of wells under construction and the state of cement stone of operated oil and gas wells filled with any type of fluids, including geophysical studies of cased wells using the method of two-probe neutron-neutron logging - 2NNK, in the process which measure two logging curves of neutron counting rates of small -

and big-

probes depending on the depth Hi, and perform a two-dimensional, areal analysis of the cross-plot data, presented in coordinates on a double logarithmic scale:

to the logging curve of inverse neutron counting rates of the large probe

by erecting testimony

to degree A:

,

then, in each i-th quantum, the depth Hi determines the index of relative proximity - Si of the quantum data of the normalized logging curve of the inverse neutron count rates of the small probe

and data from the log curve of the inverse neutron counting rates of the large probe

, equal to:

then, the desired indicator of cement integrity is determined - CEMi, equal to the volume fraction of cement in the annular space at a depth Hi, according to the formula:

and, based on the values of the CEMi index, the logging curve of the cementogram CEMi(Hi) is quantum-by-quantum derived as a function of the depth Hi, characterizing the distribution of cement in depth, then, according to the specified cementogram CEMi(Hi), it is concluded that in all intervals of the section, where, within the limits of the measurement error, condition: CEMi ≈ 95-100%, high-quality, whole cement is diagnosed, and in incision intervals where the condition is met: CEMi<90-95%, destroyed or completely or partially absent cement is diagnosed,

where

Si - indicator of the relative closeness of the quantum data of the normalized logging curve of the inverse neutron count rates of the small probe -

, arb. units,

CEMi - volume fraction of cement in the annulus at depth Hi, arb. units,

i is the number of the registration quantum with a length of 10 cm at a depth Hi,

Dc - cased hole diameter, mm,

- normalized logging curve of inverse neutron count rates of a small probe

, arb. units,

- logging curve of inverse neutron count rates of a large probe, arb. units,

A - slope equal to the tangent of the angle of inclination of the reference tangent line to the x-axis of the cross-plot, described by the equation

, arb. units,

B - initial ordinate of the reference tangent line, arb. units,

K1 and K2 are instrumental normalization coefficients, which depend on the type of 2NNK tool and downhole conditions and are preliminarily found by Monte Carlo calculations, arb. units

2. The method of neutron-neutron cement logging - NNK-Ts for quality control of cementing with lightweight and conventional cements of wells under construction and the state of cement stone of operated oil and gas wells, according to claim 1, characterized in that two-probe neutron-neutron logging by thermal neutrons - 2NNKt.

3. The method of neutron-neutron cement logging - NNK-Ts for monitoring the quality of cementing with lightweight and conventional cements of wells under construction and the state of the cement stone of operated oil and gas wells, according to claim 1, characterized in that two-probe neutron-neutron logging by epithermal neutrons - 2HNKnt.

4. The method of neutron-neutron cement logging - NNK-Ts for quality control of cementing with lightweight and conventional cements of wells under construction and the state of cement stone of operated oil and gas wells, according to claim 1, characterized in that the method is used in wells with any type of cement, including lightweight and ordinary, with a density of cement from 0.9 to 2 g / cm ³ .

5. Method of neutron-neutron cement logging - NNK-Ts for quality control of cementing with lightweight and conventional cements of wells under construction and the state of cement stone of operated oil and gas wells, according to claim 1, characterized in that the method is used in a wide range of existing sizes in terms of well diameter, diameter and thickness of production strings and tubing, as well as in wells without tubing.