RU2815325C1 - Method for assessing oil saturation of reservoirs in cased oil and gas and oil and gas condensate wells with high mineralization of formation water by multi-method multi-probe neutron logging - mmnl - Google Patents
Method for assessing oil saturation of reservoirs in cased oil and gas and oil and gas condensate wells with high mineralization of formation water by multi-method multi-probe neutron logging - mmnl Download PDFInfo
- Publication number
- RU2815325C1 RU2815325C1 RU2023124333A RU2023124333A RU2815325C1 RU 2815325 C1 RU2815325 C1 RU 2815325C1 RU 2023124333 A RU2023124333 A RU 2023124333A RU 2023124333 A RU2023124333 A RU 2023124333A RU 2815325 C1 RU2815325 C1 RU 2815325C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- neutron
- saturation
- probe
- gas
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 106
- 239000000523 sample Substances 0.000 title claims abstract description 85
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 title claims abstract description 11
- 239000008398 formation water Substances 0.000 title abstract description 10
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 67
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 55
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims abstract description 37
- 238000011160 research Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 claims description 77
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 claims description 24
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 239000003643 water by type Substances 0.000 claims description 19
- 125000001309 chloro group Chemical group Cl* 0.000 claims description 18
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 11
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 6
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 7
- 238000012986 modification Methods 0.000 abstract description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 39
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 33
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 5
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 3
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241001254116 Gillenia stipulata Species 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- -1 chlorine ions Chemical class 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000010291 electrical method Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000001678 irradiating effect Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и предназначено для оценки нефтенасыщенности (содержания жидких углеводородов) в коллекторах с высокой минерализацией пластовых вод в обсаженных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважинах с применением разноглубинных модификаций нейтронных методов исследования.The invention relates to the oil and gas industry and is intended for assessing oil saturation (liquid hydrocarbon content) in reservoirs with high mineralization of formation waters in cased oil and gas and oil and gas condensate wells using multi-depth modifications of neutron research methods.
Известно, что для обеспечения максимального извлечения нефти и газа из залежи в первую очередь разрабатывается нефтенасыщенная часть залежи, а по достижению максимального извлечения нефти разрабатывается газонасыщенная часть залежи. В силу особенностей гидро- и газодинамики разрабатываемой залежи возникают возможности вторжения газа в нефтяную часть коллекторов с последующим его прорывом к перфорированному интервалу и с дальнейшим блокированием выхода нефти. Это приводит к снижению пластовой энергии нефтегазовой залежи и к существенному снижению коэффициента извлечения нефти - КИН (Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1982).It is known that to ensure maximum extraction of oil and gas from a deposit, the oil-saturated part of the deposit is developed first, and after achieving maximum oil extraction, the gas-saturated part of the deposit is developed. Due to the peculiarities of the hydro- and gas dynamics of the developed deposit, there are possibilities of gas intrusion into the oil part of the reservoirs, followed by its breakthrough to the perforated interval and further blocking the oil exit. This leads to a decrease in the reservoir energy of the oil and gas reservoir and to a significant decrease in the oil recovery factor - oil recovery factor (Gimatudinov Sh.K., Shirkovsky A.I. Physics of oil and gas reservoirs. - M.: Nedra, 1982).
Нефтегазоконденсатные месторождения при их разработке характеризуются рядом особенностей, отличающих их от нефтяных залежей, которые проявляются в виде интенсивных фазовых превращений, приводящих к значительному изменению состава и свойств углеводородных флюидов, насыщающих поровое пространство коллекторов (Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1974).Oil and gas condensate fields during their development are characterized by a number of features that distinguish them from oil deposits, which manifest themselves in the form of intense phase transformations, leading to a significant change in the composition and properties of hydrocarbon fluids saturating the pore space of reservoirs (Stepanova G.S. Phase transformations of hydrocarbon mixtures of gas condensate fields. - M.: Nedra, 1974).
Актуальной задачей при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей является осуществление контроля в обсаженных скважинах за выработкой нефтенасыщенной части залежи и выделение переходных зон межфлюидальных контактов: газоводяного контакта - ГВК, газонефтяного контакта - ГНК и водонефтяного контакта - ВНК.An urgent task in the development of oil and gas and oil and gas condensate deposits is to monitor the production of the oil-saturated part of the deposit in cased wells and to identify transition zones of interfluidic contacts: gas-water contact - GWC, gas-oil contact - GOC and water-oil contact - OWC.
Решение вышеперечисленных задач в скважинах с обсадной колонной (ОК) возможно только с применением разноглубинных модификаций нейтронных методов исследования.Solving the above problems in wells with a casing is possible only with the use of multi-depth modifications of neutron research methods.
Известен способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин путем зондирования прискважинной зоны комплексом разноглубинных нейтронных методов 3НГК-С+2ННК-Т (трехзондовый спектрометрический нейтронный гамма каротаж и двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам) (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-во АИС, 2015. - Вып. 4 (250). - С. 3-6.).There is a known method for determining the composition of hydrocarbons in reservoir formations of oil and gas wells by probing the near-well zone using a complex of multi-depth neutron methods 3NGK-S+2NNK-T (three-probe spectrometric neutron gamma logging and two-probe neutron-neutron thermal neutron logging) (Lysenkov A.I., Danilenko V.N., Ivanov Yu.V., Sudnichnikova E.V., Borisova L.K., Egurtsov S.A. Determination of inhomogeneities in the fluid composition of hydrocarbons in the near-well zone by probing with a complex of neutron methods in old wells // NTV “Karotazhnik” ". - Tver: AIS Publishing House, 2015. - Issue 4 (250). - P. 3-6.).
Недостатком известного способа является высокое влияние химических элементов, входящих в состав горных пород и насыщающих ее флюидов, промывочной жидкости или жидкости глушения, которые обладают аномально высокими поглощающими нейтронными свойствами, на показания метода ННК-Т, и влияние химических элементов с высокой гамма-активностью, возникающей при поглощении тепловых нейтронов и сопровождающейся гамма-излучением определенного спектрального состава и интенсивности, на показания метода НГК-С, в результате чего искажается связь между истинными геологическими величинами насыщения порового пространства коллекторов углеводородами и вычисляемыми величинами по комплексу нейтронных методов для оценки фазового состояния и состава углеводородов в коллекторах обсаженных скважин нефтегазоконденсатных месторождений, что сказывается на достоверности результатов.The disadvantage of this known method is the high influence of the chemical elements that make up the rock and the fluids saturating it, the drilling fluid or the killing fluid, which have abnormally high neutron absorption properties, on the readings of the NNK-T method, and the influence of chemical elements with high gamma activity, arising from the absorption of thermal neutrons and accompanied by gamma radiation of a certain spectral composition and intensity, on the readings of the NGK-S method, as a result of which the relationship between the true geological values of saturation of the pore space of reservoirs with hydrocarbons and the calculated values using a complex of neutron methods for assessing the phase state and composition is distorted hydrocarbons in the reservoirs of cased wells of oil and gas condensate fields, which affects the reliability of the results.
Способ имеет ограничения в применении метода спектрометрического нейтронного гамма каротажа (НГК-С) и нейтронного гамма каротажа (НГК), связанные с пористостью и минерализацией пластовых вод.The method has limitations in the application of the spectrometric neutron gamma ray logging (NGK-S) and neutron gamma logging (NGL) methods associated with the porosity and salinity of formation waters.
Известно, что пластовые воды нефтегазовых скважин содержат в своем составе ионы хлора. Хлор является доминирующим химическим элементом по весовому содержанию и определяет плотность скважинной жидкости, и связан с минерализацией скважинной жидкости по хлористому натрию. (Лысенков А.И., Лысенков В.А., Габасов Ш.В. [и др.] // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд-во АИС, 2008. - Вып. 6 (171). - С. 3-15.). Хлор - радиационно-активный химический элемент, оказывающий существенное влияния на показания нейтронных методов. Показания метода ННК-Т монотонно уменьшаются с увеличением содержания хлора в поровом пространстве коллектора во всем диапазоне изменения пористости коллектора. Показания метода НГК-С (НГК) в зависимости от пористости коллектора носят инверсный характер. При пористости коллектора более 10-15% показания метода возрастают, а при пористости менее этой величины - уменьшаются (Алексеев Ф.А., Головацкая И.В., Гулин Ю.А. [и др.] Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1978. - С. 221-223), что приводит к ошибкам при определении нефтенасыщенности, основанной на разделении водонасыщенных с высокой минерализацией пластовых вод и нефтенасыщенных по содержанию хлора. В этом случае коллектор с пористостью 10-15%, насыщенный высокоминерализованной пластовой водой, будет выделяться как нефтенасыщенный.It is known that formation waters of oil and gas wells contain chlorine ions. Chlorine is the dominant chemical element by weight and determines the density of the well fluid, and is associated with the mineralization of the well fluid by sodium chloride. (Lysenkov A.I., Lysenkov V.A., Gabasov Sh.V. [and others] // NTV “Karotazhnik”. - Tver: AIS Publishing House, 2008. - Issue 6 (171). - C 3-15). Chlorine is a radiation-active chemical element that has a significant effect on the readings of neutron methods. The readings of the NNK-T method monotonically decrease with increasing chlorine content in the pore space of the reservoir throughout the entire range of changes in the porosity of the reservoir. The readings of the NGK-S (NGK) method, depending on the porosity of the reservoir, are inverse. When the reservoir porosity is more than 10-15%, the method readings increase, and when the porosity is less than this value, they decrease (Alekseev F.A., Golovatskaya I.V., Gulin Yu.A. [et al.] Nuclear geophysics in the study of oil fields. - M.: Nedra, 1978. - P. 221-223), which leads to errors in determining oil saturation, based on the separation of water-saturated formation waters with high mineralization and oil-saturated ones in terms of chlorine content. In this case, a reservoir with a porosity of 10-15%, saturated with highly mineralized formation water, will be identified as oil-saturated.
Известен способ определения нефтенасыщенности в условиях высокой минерализации пластовых вод по отношению показаний метода ННК-Нт к показаниям метода ННК-Т (Алексеев Ф.А., Головацкая И.В., Гулин Ю.А. [и др.] Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1978. - С. 313-314). Способ позволяет выделить нефтенасыщенные коллектора по повышенным значениям в них отношений показаний надтепловых нейтронов к показаниям тепловых нейтронов нейтрон-нейтронного каротажа по сравнению с водонасыщенными.There is a known method for determining oil saturation under conditions of high mineralization of formation waters based on the ratio of the readings of the NNK-Nt method to the readings of the NNK-T method (Alekseev F.A., Golovatskaya I.V., Gulin Yu.A. [et al.] Nuclear geophysics in research oil fields. - M.: Nedra, 1978. - P. 313-314). The method makes it possible to identify oil-saturated reservoirs based on the increased values in them of the ratio of suprathermal neutron readings to thermal neutron readings of neutron-neutron logging compared to water-saturated ones.
Недостатком способа является ограничение условий применения. Способ информативен в высокопористых коллекторах с выдержанным значением пористости.The disadvantage of this method is the limitation of the conditions of use. The method is informative in highly porous reservoirs with a consistent porosity value.
Известен способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин (Патент РФ №2439622, Лысенков А.И., Лысенков В.А., Осипов А.Д.; заявл. 26.08.2010; опубл. 10.01.2012, Бюл. №1), который принят за прототип.There is a known method for determining the composition of hydrocarbons in reservoir formations of oil and gas wells (RF Patent No. 2439622, Lysenkov A.I., Lysenkov V.A., Osipov A.D.; application 08.26.2010; publ. 01.10.2012, Bulletin No. 1), which is adopted as a prototype.
В известном способе используют спектрометрический нейтронный гамма-каротаж и двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НГК-С+2ННК-Т), с помощью которых производят измерения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом Jмз и большом Jбз зондах метода 2ННК-Т, с последующим определением функции пористости F(Kп) как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах F(Kп)=Jмз/Jбз 2ННК-Т, вычисляют функцию хлора «жесткая» F(Clжт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - Jж к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННК-Т:F(CIжт)=J2 ж/(Jмз*Jбз), функцию хлора «мягкая» F(Clмт) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - Jм к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННК-Т:F(Clмт)=J2 м/(Jмз*Jбз), производят построение на кросс-плотах F(Clж) от F(Kп), F(Clм) от F(Kп), F(Clннк) от F(Kп) зависимостей, соответствующих водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП), вычисление функции массы хлора - F[M(Clж)], F[M(Clм)], F[M(Clннк)], связанных с содержанием хлора в коллекторе с высокой минерализацией пластовых вод, и вычисление по функциям F(Clж) и F(Clм) коэффициентов нефтенасыщенности Кн и газонасыщенности Кг по прилагаемым формулам.In the known method, spectrometric neutron gamma ray logging and two-probe neutron-neutron thermal neutron logging (NGK-S + 2NNK-T) are used, with the help of which they measure the intensities of thermal neutron fluxes on small J ms and large J bz probes of the 2NNK-T method , followed by determination of the porosity function F(K p ) as the ratio of the intensities of thermal neutron fluxes on the small and large probes F(K p )=J mz /J bz 2NNK-T, calculate the chlorine function “hard” F(Cl liquid ) as the ratio the square of the spectral intensity of the GIRZ in the region of more than 2.3 MeV - J liquid to the product of the thermal neutron intensity fluxes of the large and small probes using the 2NNK-T method: F (CI liquid ) = J 2 liquid / (J mz * J bz ), the chlorine function "soft" F(Cl mt ) is calculated as the ratio of the square of the spectral intensity of the GIRZ in the region less than 2.3 MeV - J m to the product of the thermal neutron intensity fluxes of the large and small probes using the 2NNK-T method: F(Cl mt ) = J 2 m /( J mz *J bz ), build on cross-plots F(Cl l ) from F(K p ), F(Cl m ) from F(K p ), F(Cl nnc ) from F(K p ) dependencies, corresponding to water-saturated formations (WS), oil-saturated formations (OP) and gas-saturated formations (GS), calculation of the chlorine mass function - F[M(Cl l )], F[M(Cl m )], F[M(Cl nnc )] associated with the chlorine content in a reservoir with high salinity of formation waters, and calculation using the functions F(Cl l ) and F(Cl m ) of the oil saturation coefficients Kn and gas saturation Kg using the attached formulas.
Недостатком известного способа являются ограниченные возможности способа для определения нефтенасыщенности коллекторов в условиях высокой минерализации пластовых вод в коллекторах с пористостью менее 10-15%, где метод НГК-С становится неэффективным.The disadvantage of this known method is the limited capabilities of the method for determining the oil saturation of reservoirs in conditions of high salinity of formation waters in reservoirs with porosity less than 10-15%, where the NGK-S method becomes ineffective.
Недостатком способа также являются нераскрытые потенциальные аналитические возможности нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам, на показания которого в большей степени влияет водородосодержание горных пород и насыщающих их флюидов, и в меньшей степени - содержание химических элементов с аномально высокими поглощающими нейтронными свойствами (Резванов Р.А. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. - М.: Недра, 1982. - 368 с.).A disadvantage of the method is also the undisclosed potential analytical capabilities of neutron logging for epithermal neutrons, the readings of which are influenced to a greater extent by the hydrogen content of rocks and the fluids saturating them, and to a lesser extent by the content of chemical elements with abnormally high absorbing neutron properties (Rezvanov R.A. Radioactive and other non-electrical methods of well exploration. - M.: Nedra, 1982. - 368 pp.).
Технической задачей, решаемой заявляемым изобретением, является расширение аналитических возможностей нейтронного каротажа и повышение достоверности оценки нефтенасыщенности в условиях эксплуатации залежи при трехфазном насыщении коллекторов (газ, нефть высокоминерализованная пластовая вода), при высокой минерализации пластовых вод (более 100-150 г/л) и с пористостью менее 10-15%.The technical problem solved by the claimed invention is to expand the analytical capabilities of neutron logging and increase the reliability of oil saturation assessment under reservoir operating conditions with three-phase saturation of reservoirs (gas, oil, highly mineralized formation water), with high salinity of formation water (more than 100-150 g/l) and with porosity less than 10-15%.
Указанная задача решается тем, что заявленный способ оценки нефтенасыщенности коллекторов в обсаженных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважинах с высокой минерализацией пластовых вод методом мультиметодного многозондового нейтронного каротажа -ММНК, включающий проведение двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННК-Т, путем измерения интенсивностей потоков тепловых нейтронов - JМЗт на малом зонде и большом зонде - JБЗт, и вычисления функции пористости - F(Kпт) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах: F(Kпт)=JМЗт:JБЗт метода 2ННК-Т, в отличие от известного, предусматривает проведение трехзондового нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам - 3ННК-Нт, в процессе которого измеряют интенсивности потоков нейтронов на малом JМЗнт, среднем JСЗнт и большом JБЗнт зондах, вычисляют функцию насыщения для «ближней зоны» - F(Hб) как отношение квадрата интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде J2 МЗнт к произведению потоков JМЗт×JБЗт метода 2ННК-Т:This problem is solved by the fact that the claimed method for assessing the oil saturation of reservoirs in cased oil and gas and oil and gas condensate wells with high salinity of formation waters using the method of multi-method multi-probe neutron logging - MMNK, including conducting two-probe neutron-neutron logging using thermal neutrons - 2NNK-T, by measuring the intensities of heat fluxes neutrons - J MZt on the small probe and the large probe - J BZt , and calculating the porosity function - F(K pt ) as the ratio of the intensities of thermal neutron fluxes on the small and large probes: F(K pt )=J MZt :J BZt 2NNK- method T, in contrast to the known, provides for three-probe neutron-neutron logging for epithermal neutrons - 3NNK-Nt, during which the intensities of neutron fluxes are measured at small J MZnt , medium J SZnt and large J BZnt probes, and calculate the saturation function for the “near zone” » - F(H b ) as the ratio of the squared intensity of the suprathermal neutron flux on a small probe J 2 MZnt to the product of fluxes J MZt ×J BZt of the 2NNK-T method:
вычисляют функцию насыщения «средней зоны» - F(Hc) как отношение квадрата интенсивности потока надтепловых нейтронов на среднем зонде J2 CЗнт к произведению потоков JМЗт×JБЗт метода 2ННК-Т:calculate the saturation function of the “middle zone” - F(H c ) as the ratio of the squared intensity of the suprathermal neutron flux on the middle probe J 2 C3nt to the product of the fluxes J MZt × J BZt of the 2NNK-T method:
вычисляют функцию насыщения «дальней зоны» - F(Hд) как отношение квадрата интенсивности потока надтепловых нейтронов на большом зонде J2 БЗнт к произведению потоков JМЗт×JБЗт метода 2ННК-Т:calculate the “far zone” saturation function - F(H d ) as the ratio of the squared intensity of the suprathermal neutron flux on the large probe J 2 BZnt to the product of the fluxes J MZt × J BZt of the 2NNK-T method:
затем осуществляют построение на кросс-плотах F(Hб) от F(Kпт), F(Hс) от F(Kпт), F(Hд) от F(Kпт) зависимостей в декартовых координатах, в усл. ед., где по оси абсцисс X указывают аналитические параметры функции пористости F(Kпт), а по оси ординат Y - функции насыщения F(Hб), F(Hc), F(Hд), и аппроксимируют верхние точки кросс-плотного распределения, соответствующие водонасыщенным коллекторам, функцией «хлора» водонасыщенного пласта F(Clвп), которую вычисляют следующим образом:then construct cross-plots F( Hb ) from F( Kpt ), F( Hc ) from F( Kpt ), F( Hd ) from F( Kpt ) dependencies in Cartesian coordinates, in arbitrary units. units, where the X axis indicates the analytical parameters of the porosity function F(K pt ), and the Y ordinate indicates the saturation functions F(H b ), F(H c ), F(H d ), and approximate the upper points of the cross -dense distribution corresponding to water-saturated reservoirs, the “chlorine” function of the water-saturated formation F(Cl vp ), which is calculated as follows:
где:Where:
F(Clвп) - функция хлора водонасыщенного пласта, усл. ед.,F(Cl VP ) - function of chlorine of the water-saturated formation, arb. units,
а и b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине, безразм. вел., a and b - coefficients taking into account geological and technical conditions in the well, dimensionless. vel.,
F(Kпт) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННК-Т, усл. ед.,F(K pt ) - porosity function, calculated using the 2NNK-T method, arb. units,
а нижние точки кросс-плотного распределения, соответствующие коллекторам, насыщенным нефтью, аппроксимируют функцией «хлора» нефтенасыщенного коллектора F(Clнп) следующим образом:and the lower points of the cross-density distribution, corresponding to oil-saturated reservoirs, are approximated by the oil-saturated reservoir “chlorine” function F(Cl np ) as follows:
где: F(Clнп) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, усл. ед.,where: F(Cl np ) - function of chlorine in the oil-saturated formation, arb. units,
с и d - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине, безразм. вел.c and d - coefficients taking into account geological and technical conditions in the well, dimensionless. led
F(Kпт) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННК-Т, усл. ед.,F(K pt ) - porosity function, calculated using the 2NNK-T method, arb. units,
при этом функции зависимостей F(Clнп) и F(Clвп) на кросс-плотах F(Hб) от F(Kпт), F(Hс) от F(Kпт), F(Hд) от F(Kпт) в декартовых координатах проводят через точку, соответствующую значению Kпт=0÷1% по оси абсцисс X, выбираемому для конкретных геолого-технических условий, кроме того, функции F(Clнп) и F(Clвп) определяют отдельно для ближней, средней и дальней зон исследований.in this case, the functions of the dependences F(Cl np ) and F(Cl vp ) on cross-plots F(H b ) on F(K pt ), F(H s ) on F(K pt ), F(H d ) on F (K pt ) in Cartesian coordinates is carried out through the point corresponding to the value of K pt =0÷1% along the x-axis X, selected for specific geological and technical conditions, in addition, the functions F(Cl np ) and F(Cl VP ) are determined separately for near, middle and far zones of research.
Затем рассчитывают величину текущего коэффициента нефтенасыщенности Kн в нефтенасыщенном пласте отдельно для ближней, средней и дальней зон следующим образом:Then the value of the current oil saturation coefficient Kn in the oil-saturated formation is calculated separately for the near, middle and far zones as follows:
где:Where:
F(Clнп) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, усл. ед.,F(Cl np ) - function of chlorine in the oil-saturated formation, arb. units,
F(Clтек) - текущее значение функции хлора, усл. ед.,F(Cl flow ) - current value of the chlorine function, arb. units,
F(Clвп) - функция хлора водонасыщенного пласта, усл. ед,F(Cl VP ) - function of chlorine of the water-saturated formation, arb. ed,
Kнгеол. - начальный коэффициент нефтенасыщенности пласта по табличным геологическим данным, %. Kn geol. - initial coefficient of oil saturation of the formation according to tabular geological data, %.
Для определения объемной нефтенасыщенности вычисляют Ртек - текущий параметр насыщения коллектора нефтью, который прямо пропорционален содержанию нефти в поровом пространстве коллектора, отдельно для ближней, средней и дальней зон следующим образом:To determine volumetric oil saturation, Ptek is calculated - the current parameter of reservoir saturation with oil, which is directly proportional to the oil content in the pore space of the reservoir, separately for the near, middle and far zones as follows:
где:Where:
F(Clвп) - функция хлора водонасыщенного пласта, усл. Ед.,F(Cl VP ) - function of chlorine of the water-saturated formation, arb. Units,
F(Clтек) - текущее значение функции хлора, усл. ед.,F(Cl flow ) - current value of the chlorine function, arb. units,
Объемную нефтенасыщенность Кн×Кпт нефтенасыщенного пласта рассчитывают отдельно для ближней, средней и дальней зон следующим образом:Volumetric oil saturation Kn × Kpt of an oil-saturated formation is calculated separately for the near, middle and far zones as follows:
где:Where:
Ртек - текущий параметр насыщения пласта в отдельной зоне, усл. ед.,Рtek - current reservoir saturation parameter in a separate zone, arb. units,
Рмах - максимальное значение параметра насыщения в отдельной зоне при максимальном значении F(Kпт), усл. ед.,Рmax - maximum value of the saturation parameter in a separate zone at the maximum value of F(K pt ), arb. units,
(Кн×Кп)мах.геол. - максимальная объемная нефтенасыщенность пласта по табличным геологическим данным, усл. ед.( Kn ×K p )max.geol. - maximum volumetric oil saturation of the formation according to tabular geological data, conventional units. units
Коллектор считается нефтенасыщенным, если с увеличением глубинности исследований вычисляемые значения Кн×Кп и Кн увеличиваются, при этом в качестве истинного насыщения коллектора принимают значения для дальней зоны коллектора.A reservoir is considered oil-saturated if, with increasing research depth, the calculated values of Kn × Kp and Kn increase, while the values for the far zone of the reservoir are taken as the true saturation of the reservoir.
Вычисления нефтенасыщенности коллектора производят на разном удалении от стенки обсадной колонны (ОК), при этом для скважин диаметром до 160 мм условно выделяют три зоны, соответствующие глубинности исследований от стенки ОК: ближняя зона - 5-10 см, средняя зона - 10-15 см, дальняя зона - 15-20 см, для скважин диаметром до 220 мм определяют ближнюю зону - 5-10 см и дальнюю зону - 10-15 см, для скважин до 300 мм определяют одну дальнюю зону - 10-15 см.Calculations of reservoir oil saturation are carried out at different distances from the casing wall (CW), while for wells with a diameter of up to 160 mm, three zones are conventionally distinguished, corresponding to the depth of research from the CW wall: near zone - 5-10 cm, middle zone - 10-15 cm , far zone - 15-20 cm, for wells with a diameter of up to 220 mm, a near zone is determined - 5-10 cm and a far zone - 10-15 cm, for wells up to 300 mm, one far zone is determined - 10-15 cm.
Для определения нефтенасыщенности при исследовании скважин диаметром до 160 мм используют каждый из трех зондов метода 3ННК-Нт, для скважин диаметром 160-220 мм используют два зонда (средний и большой) метода 3ННК-Нт, а для скважин диаметром 220-300 мм - один большой зонд метода 3ННК-Нт.To determine oil saturation when studying wells with a diameter of up to 160 mm, each of the three probes of the 3NNK-Nt method is used; for wells with a diameter of 160-220 mm, two probes (medium and large) of the 3NNK-Nt method are used, and for wells with a diameter of 220-300 mm - one large probe of the 3NNK-NT method.
Для исследования применяют комплекс 3ННК-Нт+2ННК-Т, в котором устанавливают БЗ ННК-Т с размером 47±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, МЗ ННК-Т с размером 28±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, МЗ ННК-Нт с размером 9±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, СЗ ННК-Нт с размером 18,5±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, и БЗ ННК0-Нт с размером 37±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора.For research, a 3NNK-Nt+2NNK-T complex is used, in which a NNK-T BZ with a size of 47±0.5 cm, determined from the middle of the neutron source to the near ends of the detector, and an NNK-T MZ with a size of 28±0.5 cm are installed , determined from the middle of the neutron source to the near ends of the detector, MZ NNK-Nt with a size of 9±0.5 cm, determined from the middle of the neutron source to the near ends of the detector, SZ NNK-Nt with a size of 18.5±0.5 cm, determined from the middle of the neutron source to the near ends of the detector, and the NNK0-Nt BZ with a size of 37 ± 0.5 cm, determined from the middle of the neutron source to the near ends of the detector.
На прилагаемой фиг. 1а представлены результаты интерпретации по оценке нефтенасыщенности в поровом пространстве коллекторов в нефтегазовой скважине с высокой минерализацией пластовых вод.In the accompanying fig. Figure 1a presents the interpretation results for assessing oil saturation in the pore space of reservoirs in an oil and gas well with high salinity of formation waters.
На фиг. 16 представлен один из кросс-плотов: F(Hд) от F(Kпт), на котором верхние точки кросс-плота аппроксимированы функцией «хлора» F(Clнп), соответствующей водонасыщенным коллекторам (1), а нижние точки аппроксимированы функцией «хлора» F(Clвп), соответствующей нефтенасыщенным коллекторам (2).In fig. Figure 16 shows one of the cross-plots: F(H d ) from F(K pt ), on which the upper points of the cross-plot are approximated by the “chlorine” function F(Cl np ), corresponding to water-saturated reservoirs (1), and the lower points are approximated by the function “chlorine” F(Cl vp ), corresponding to oil-saturated reservoirs (2).
На фиг. 2 представлена принципиальная схема зондовой части комплексного прибора для реализации предложенного метода.In fig. Figure 2 shows a schematic diagram of the probe part of the complex device for implementing the proposed method.
Определение нефтенасыщенности коллекторов с высокой минерализацией пластовых вод в обсаженных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважинах производится на основе зондирования прискважинной зоны коллекторов комплексом разноглубинных нейтронных методов 3ННК-Нт+2ННК-Т и вычисления аналитических параметров нейтронных методов, тесно связанных с характером насыщения порового пространства коллектора по дефициту хлора в нефтенасыщенных коллекторах относительно водонасыщенных с высокой минерализацией пластовых вод, и по различию плотности и водородосодержания газонасыщенных коллекторов относительно нефтенасыщенных и водонасыщенных коллекторов.Determination of oil saturation of reservoirs with high mineralization of formation waters in cased oil and gas and oil and gas condensate wells is carried out on the basis of probing the near-well zone of reservoirs using a complex of multi-depth neutron methods 3NNK-Nt + 2NNK-T and calculating the analytical parameters of neutron methods, closely related to the nature of saturation of the pore space of the reservoir due to chlorine deficiency in oil-saturated reservoirs relative to water-saturated reservoir waters with high salinity, and by the difference in density and hydrogen content of gas-saturated reservoirs relative to oil-saturated and water-saturated reservoirs.
В основу определения нефтенасыщенности коллекторов с высокой минерализацией пластовых вод положено значительное различие поглощающих нейтронных свойств нефти (жидких углеводородов), свободного газа в нефтегазонасыщенном коллекторе и высокоминерализованной пластовой воды, насыщающей поровое пространство коллекторов, при воздействии на них источником нейтронов.The basis for determining the oil saturation of reservoirs with highly mineralized formation water is a significant difference in the neutron absorption properties of oil (liquid hydrocarbons), free gas in an oil and gas-saturated reservoir and highly mineralized formation water saturating the pore space of reservoirs when exposed to a neutron source.
При проведении каротажа комплексом методов 3ННК-Нт+2ННК-Т учитывается низкая чувствительность показаний зондов метода 3ННК-Нт к минерализации пластовых вод по сравнению с показаниями зондов метода 2ННК-Т.When carrying out logging using a complex of 3NNK-Nt + 2NNK-T methods, the low sensitivity of the readings of the 3NNK-Nt method probes to the mineralization of formation waters is taken into account in comparison with the readings of the 2NNK-T method probes.
Распределения потоков тепловых и надтепловых нейтронов в случае газонасыщенного коллектора подчиняются примерно одинаковым закономерностям в зависимости от его пористости и от длины зонда, и находятся в заинверсионной зоне размера зонда, при этом с повышением газонасыщенности коллектора показания зондов методов ННК-Нт и ННК-Т растут, а с увеличением нефтенасыщенности - падают, но, чувствительность метода ННК-Нт к газонасыщенности коллектора выше, чем метода ННК-Т при близкой чувствительности этих методов к водонасыщенности коллектора.The distributions of thermal and suprathermal neutron fluxes in the case of a gas-saturated reservoir obey approximately the same patterns depending on its porosity and the length of the probe, and are located in the post-inversion zone of the probe size, while with increasing gas saturation of the reservoir, the readings of the probes of the NNK-Nt and NNK-T methods increase, and with an increase in oil saturation, they decrease, but the sensitivity of the NNK-Nt method to the gas saturation of the reservoir is higher than that of the NNK-T method, with the similar sensitivity of these methods to the water saturation of the reservoir.
Применение зондов различной длины в двух модификациях нейтронных методов позволяет обеспечить разноглубинность исследований с ранжированием зон по нефтенасыщенности коллекторов на различном удалении от стенки колонны, исходя из того, что глубина исследований в радиальном направлении от стенки колонны для нефтенасыщенных коллекторов пористостью 10-20% составляет: 5 см для малого зонда метода 3ННК-Нт, 7 см - для среднего зонда 3ННК-Т, 15 см - для большого зонда 3ННК-Нт, а для малого зонда 2ННК-Т - 10 см и 20 см - для большого зонда 2ННК-Т, в условиях исследования скважин с диаметром до 160 мм. С увеличением диаметра скважины глубинность исследований уменьшается, так для скважин диаметром до 220 мм определяют ближнюю зону - 5-10 см и дальнюю зону - 10-15 см, для скважин до 300 мм определяют одну дальнюю зону - 10-15 см.The use of probes of different lengths in two modifications of neutron methods makes it possible to provide different depths of research with ranking of zones according to oil saturation of reservoirs at different distances from the column wall, based on the fact that the depth of research in the radial direction from the column wall for oil-saturated reservoirs with a porosity of 10-20% is: 5 cm for the small probe of the 3NNK-Nt method, 7 cm for the medium probe 3NNK-T, 15 cm for the large probe 3NNK-Nt, and for the small probe 2NNK-T - 10 cm and 20 cm for the large probe 2NNK-T, in conditions of exploration of wells with a diameter of up to 160 mm. With an increase in the diameter of the well, the depth of research decreases, so for wells with a diameter of up to 220 mm, a near zone is determined - 5-10 cm and a far zone - 10-15 cm; for wells up to 300 mm, one far zone is determined - 10-15 cm.
При исследовании скважин комплексом нейтронных методов 3ННК-Нт+2ННК-Т с помощью подбора длины зондов и алгоритмов обработки результатов их измерений можно компенсировать влияние газонасыщенности коллекторов на вычисляемые значения нефтенасыщенности. В этом случае вычисленные функции насыщения в газонасыщенных коллекторах будут близки к функциям в плотных и нефтенасыщенных коллекторах. Коллекторы с высокоминерализованными пластовыми водами будут выделяться минимальными значениями функции насыщения, в то время как нефтенасыщенные коллекторы будут выделяться максимальными значениями функции при компенсации влияния свободного газа, находящегося вместе с нефтью в поровом пространстве коллектора.When studying wells using a complex of neutron methods 3NNK-Nt+2NNK-T, using the selection of probe lengths and algorithms for processing the results of their measurements, it is possible to compensate for the influence of reservoir gas saturation on the calculated oil saturation values. In this case, the calculated saturation functions in gas-saturated reservoirs will be close to the functions in tight and oil-saturated reservoirs. Reservoirs with highly mineralized formation waters will have minimum values of the saturation function, while oil-saturated reservoirs will have maximum values of the function when compensating for the influence of free gas located together with oil in the pore space of the reservoir.
При проведении нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам - 3ННК-Нт измеряют интенсивности потоков нейтронов на малом JМЗнт, среднем JСЗнт и большом JБЗнт зондах, определяют функцию насыщения для «ближней зоны» - F(Hб) как отношение квадрата интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде J2 МЗнт к произведению потоков JМЗт×JБЗт метода 2ННК-Т:When carrying out neutron-neutron logging using epithermal neutrons - 3NNK-Nt, the intensities of neutron fluxes are measured on small J MZnt , medium J SZnt and large J BZnt probes, determine the saturation function for the “near zone” - F(H b ) as the ratio of the square of the flux intensity epithermal neutrons on a small probe J 2 MZnt to the product of fluxes J MZt ×J BZt of the 2NNK-T method:
вычисляют функцию насыщения «средней зоны» - F(Hс) как отношение квадрата интенсивности потока надтепловых нейтронов на среднем зонде J2 СЗнт к произведению потоков JМЗт×JБЗт метода 2ННКт:calculate the saturation function of the “middle zone” - F(H s ) as the ratio of the squared intensity of the suprathermal neutron flux on the middle probe J 2 SZnt to the product of the fluxes J MZt × J BZt of the 2NNKt method:
вычисляют функцию насыщения «дальней зоны» - F(Hд) как отношение квадрата интенсивности потока надтепловых нейтронов на большом зонде J2 БЗнт к произведению потоков JМЗт×JБЗт метода 2ННКт:calculate the “far zone” saturation function - F(H d ) as the ratio of the squared intensity of the suprathermal neutron flux on a large probe J 2 BZnt to the product of fluxes J MZt × J BZt of the 2NNKt method:
Определение нефтенасыщенности коллектора производят на разном удалении от стенки обсадной колонны, при этом для скважин диаметром до 160 мм условно выделяют три зоны, соответствующие глубинности исследований от стенки ОК: ближняя зона - 5-10 см, средняя зона - 10-15 см, дальняя зона - 15-20 см, для скважин диаметром до 220 мм определяют ближнюю зону - 5-10 см и дальнюю зону - 10-15 см, для скважин до 300 мм определяют одну дальнюю зону - 10-15 см.The oil saturation of the reservoir is determined at different distances from the casing wall, while for wells with a diameter of up to 160 mm, three zones are conventionally distinguished, corresponding to the depth of research from the well wall: near zone - 5-10 cm, middle zone - 10-15 cm, far zone - 15-20 cm, for wells with a diameter of up to 220 mm, a near zone is determined - 5-10 cm and a far zone - 10-15 cm, for wells up to 300 mm, one far zone is determined - 10-15 cm.
Для определения нефтенасыщенности, характеризуемой величинами Kн и Кн×Кпт при исследовании скважин диаметром до 160 мм используют каждый из трех зондов метода 3ННК-Нт, для скважин диаметром 160-220 мм используют два зонда (средний и большой) метода 3ННК-Нт, а для скважин диаметром 220-300 мм - один большой зонд метода 3ННК-Нт.To determine oil saturation, characterized by the values of Kn and Kn × Kpt , when studying wells with a diameter of up to 160 mm, each of the three probes of the 3NNK-NT method is used; for wells with a diameter of 160-220 mm, two probes (medium and large) of the 3NNK-NT method are used , and for wells with a diameter of 220-300 mm - one large probe of the 3NNK-Nt method.
Таким образом, при исследовании скважин диаметром до 160 мм вычисляют функции насыщения для ближней зоны - F(Hб), средней зоны - F(Hс), и дальней зоны - F(Hд) по формулам 1, 2 и 3.Thus, when studying wells with a diameter of up to 160 mm, saturation functions are calculated for the near zone - F(H b ), the middle zone - F(H c ), and the far zone - F(H d ) using formulas 1, 2 and 3.
При исследовании скважин диаметром 160-220 мм используют два зонда (средний и большой) и вычисляют функции насыщения средней зоны - F(Hс) и дальней зоны - F(Hд) по формулам 2 и 3.When studying wells with a diameter of 160-220 mm, two probes are used (medium and large) and the saturation functions of the middle zone - F(H s ) and the far zone - F(H d ) are calculated using formulas 2 and 3.
Для скважин диаметром 220-300 мм используют один большой зонд метода 3ННК-Нт и вычисляют функцию насыщения дальней зоны - F(Hд) по формуле 3.For wells with a diameter of 220-300 mm, use one large probe of the 3NNK-Nt method and calculate the saturation function of the far zone - F(H d ) using formula 3.
При этом применяют комплекс 3ННК-Нт+2ННК-Т, в котором устанавливают БЗ ННК-Т с размером 47±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, МЗ ННК-Т с размером 28±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, МЗ ННК-Нт с размером 9±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, СЗ ННК-Нт с размером 18,5±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, и БЗ ННК-Нт с размером 37±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора. Указанные размеры зондов обеспечивают эффективность применения комплекса нейтронных методов по определению нефтенасыщенности коллекторов нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважин на разном удалении от стенки колонны, основанных на использовании нейтронных характеристик пород и насыщающих их флюидов, связанных с процессами замедления нейтронов (3ННК-Нт) и поглощения тепловых нейтронов (2ННК-Т).In this case, the 3NNK-Nt + 2NNK-T complex is used, in which a NNK-T BZ with a size of 47 ± 0.5 cm, determined from the middle of the neutron source to the near ends of the detector, and an NNK-T MZ with a size of 28 ± 0.5 cm are installed , determined from the middle of the neutron source to the near ends of the detector, MZ NNK-Nt with a size of 9±0.5 cm, determined from the middle of the neutron source to the near ends of the detector, SZ NNK-Nt with a size of 18.5±0.5 cm, determined from the middle of the neutron source to the near ends of the detector, and the NNK-Nt BZ with a size of 37 ± 0.5 cm, determined from the middle of the neutron source to the near ends of the detector. The indicated dimensions of the probes ensure the effectiveness of using a complex of neutron methods to determine the oil saturation of reservoirs of oil and gas and oil and gas condensate wells at different distances from the wall of the column, based on the use of neutron characteristics of rocks and fluids saturating them, associated with the processes of neutron moderation (3NNK-Nt) and absorption of thermal neutrons ( 2NNK-T).
Проведение двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННК-Т путем измерения интенсивностей потоков нейтронов - JМЗт на малом зонде и большом зонде - JБЗт позволяет осуществить вычисления функции пористости - F(Kпт) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах:Carrying out two-probe neutron-neutron logging for thermal neutrons - 2NNK-T by measuring the intensities of neutron fluxes - J MZt on a small probe and a large probe - J BZt makes it possible to calculate the porosity function - F(K pt ) as the ratio of the intensities of thermal neutron fluxes on a small and large probe large probes:
F(Kпт)=JМЗт:JБЗт.F(K pt )=J MZt :J BZt .
Затем осуществляют построение на кросс-плотах F(Hб) от F(Kпт), F(Hс) от F(Kпт), F(Hд) от F(Kпт) зависимостей в декартовых координатах, в усл. ед., где по оси абсцисс X назначаются аналитические параметры функции пористости F(Kпт), а по оси ординат Y - функции насыщения F(Hб), F(Hс), F(Hд) (фиг. 1. б) и аппроксимируют на кросс-плотах верхние точки, соответствующие водонасыщенным коллекторам, функцией «хлора» водонасыщенного пласта F(Clвп), которую вычисляют следующим образом:Then, on cross-plots F(H b ) from F(K pt ), F(H s ) from F(K pt ), F(H d ) from F(K pt ) dependencies are constructed in Cartesian coordinates, in arbitrary units. units, where the analytical parameters of the porosity function F(K pt ) are assigned along the abscissa X axis, and the saturation functions F(H b ), F(H c ), F(H d ) are assigned along the ordinate Y axis (Fig. 1. b ) and approximate the upper points on the cross-plots, corresponding to water-saturated reservoirs, by the “chlorine” function of the water-saturated formation F(Cl vp ), which is calculated as follows:
где:Where:
F(Clвп) - функция хлора водонасыщенного пласта, усл. ед.,F(Cl VP ) - function of chlorine of the water-saturated formation, arb. units,
а и b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине, безразм. вел., a and b - coefficients taking into account geological and technical conditions in the well, dimensionless. vel.,
F(Kпт) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННКт, усл. ед., а нижние точки кросс-плотного распределения, соответствующие коллекторам, насыщенным нефтью, аппроксимируют функцией «хлора» нефтенасыщенного коллектора F(Clнп) следующим образом:F(K pt ) - porosity function, calculated using the 2NNKt method, arb. units, and the lower points of the cross-density distribution, corresponding to oil-saturated reservoirs, are approximated by the “chlorine” function of the oil-saturated reservoir F(Cl np ) as follows:
где: F(Clнп) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, усл. ед.,where: F(Cl np ) - function of chlorine in the oil-saturated formation, arb. units,
с и d - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине, безразм. вел.,c and d - coefficients taking into account geological and technical conditions in the well, dimensionless. vel.,
F(Kпт) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННКт, усл. ед.F(K pt ) - porosity function, calculated using the 2NNKt method, arb. units
Определение коэффициентов а, b, с, d для функции хлора, соответствующей водонасыщенным и нефтенасыщенным пластам, производится для конкретных геолого-технических условий по фактическим кросс-плотам F(Clж)=F(Kп) отдельно для каждой зоны согласно известной методики, представленной в прототипе (патент РФ №2439622).The determination of coefficients a , b, c, d for the chlorine function corresponding to water-saturated and oil-saturated formations is carried out for specific geological and technical conditions using actual cross-plots F(Cl l )=F(K p ) separately for each zone according to a well-known methodology, presented in the prototype (RF patent No. 2439622).
При этом функции зависимостей F(Сlнп) и F(Сlвп) на кросс-плотах F(Hб) от F(Kпт), F(Hс) от F(Kпт), F(Hд) от F(Kпт) в декартовых координатах проводят через точку, соответствующую значению Kпт=0÷1 по оси абсцисс X, кроме того, функции F(Clнп) и F(Clвп) вычисляют отдельно для ближней, средней и дальней зон исследований.In this case, the functions of the dependences F(Сl nп ) and F(Сl вп ) on cross-plots F(H b ) on F(K pt ), F(H с ) on F(K pt ), F(H d ) on F (K pt ) in Cartesian coordinates is drawn through the point corresponding to the value of K pt =0÷1 along the abscissa X axis, in addition, the functions F(Cl np ) and F(Cl vp ) are calculated separately for the near, middle and far zones of research.
Стоит заметить, что газонасыщенные пласты будут выделяться как плотные и находятся в области Кпт=0÷1%. Используя комплекс 3ННК-Нт+2ННК-Т, получаем возможность компенсировать (сводим к минимуму) влияние газонасыщенности.It is worth noting that gas-saturated layers will be distinguished as dense and located in the area K pt = 0÷1%. Using the 3NNK-Nt+2NNK-T complex, we get the opportunity to compensate (minimize) the influence of gas saturation.
Затем рассчитывают величину текущего коэффициента нефтенасыщенности Kн в нефтенасыщенном пласте отдельно для ближней, средней и дальней зон следующим образом:Then the value of the current oil saturation coefficient Kn in the oil-saturated formation is calculated separately for the near, middle and far zones as follows:
где:Where:
F(Clнп) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, усл. ед.,F(Cl np ) - function of chlorine in the oil-saturated formation, arb. units,
F(Clтек) - текущее значение функции хлора, усл. ед.,F(Cl flow ) - current value of the chlorine function, arb. units,
F(Clвп) - функция хлора водонасыщенного пласта, усл. ед,F(Cl VP ) - function of chlorine of the water-saturated formation, arb. ed,
Kнгеол. - начальный коэффициент нефтенасыщенности пласта по табличным геологическим данным, %.K n geol. - initial coefficient of oil saturation of the formation according to tabular geological data, %.
Для определения объемной нефтенасыщенности вычисляют параметр насыщения коллектора нефтью, который прямо пропорционален содержанию нефти в поровом пространстве коллектора, отдельно для ближней, средней и дальней зон следующим образом:To determine volumetric oil saturation, the parameter of reservoir saturation with oil is calculated, which is directly proportional to the oil content in the pore space of the reservoir, separately for the near, middle and far zones as follows:
где:Where:
F(Clвп) - функция хлора водонасыщенного пласта,усл. ед,F(Cl VP ) - function of chlorine of the water-saturated formation, arb. ed,
F(Clтек) - текущее значение функции хлора, усл. ед.,F(Cl flow ) - current value of the chlorine function, arb. units,
Объемную нефтенасыщенность Кн×Кпт нефтенасыщенного пласта рассчитывают отдельно для ближней, средней и дальней зон следующим образом:Volumetric oil saturation Kn × Kpt of an oil-saturated formation is calculated separately for the near, middle and far zones as follows:
где:Where:
Ртек - текущий параметр насыщения пласта в отдельной зоне, усл. ед.,Рtek - current reservoir saturation parameter in a separate zone, arb. units,
Рмах - максимальное значение параметра насыщения в отдельной зоне при максимальном значении F(Kпт), усл.ед.Рmax - maximum value of the saturation parameter in a separate zone at the maximum value of F(K pt ), conventional unit.
(Кн×Кп)мах.геол. - максимальная объемная нефтенасыщенность пласта по табличным геологическим данным, усл. ед.( Kn ×K p )max.geol. - maximum volumetric oil saturation of the formation according to tabular geological data, conventional units. units
Коллектор считается нефтенасыщенным, если с увеличением глубинности исследований вычисляемые значения Кн×Кп и Кн увеличиваются, при этом в качестве истинного насыщения коллектора принимают значения для дальней зоны коллектора.A reservoir is considered oil-saturated if, with increasing research depth, the calculated values of Kn × Kp and Kn increase, while the values for the far zone of the reservoir are taken as the true saturation of the reservoir.
Для скважин диаметром до 160 мм истинное значение нефтенасыщенности принимают по значениям Кн×Кп и Kн в дальней зоне - 15-20 см от ОК, для скважин диаметром до 300 мм - по значениям Кн×Кп и Kн в дальней зоне - 10-15 см от ОК.For wells with a diameter of up to 160 mm, the true value of oil saturation is taken according to the values of Kn × Kp and Kn in the far zone - 15-20 cm from OK, for wells with a diameter up to 300 mm - according to the values of Kn × Kp and Kn in the far zone zone - 10-15 cm from OK.
На прилагаемой фиг. 1а представлены результаты интерпретации по оценке нефтенасыщенности в поровом пространстве коллекторов в нефтегазовой скважине с высокой минерализацией пластовых вод, которые отображают характеристику нефтенасыщенности, определяемой значениями коэффициентов Кн×Кпт и Kн по глубине скважины в трех зонах от стенки скважины: дальней, средней и ближней.In the accompanying fig. 1a presents the results of interpretation of the assessment of oil saturation in the pore space of reservoirs in an oil and gas well with high salinity of formation waters, which display the characteristics of oil saturation determined by the values of the coefficients Kn × Kpt and Kn along the depth of the well in three zones from the well wall: far, middle and neighbor.
На фиг 1б представлен один из кросс-плотов: F(Hд) от F(Kпт), на котором верхние точки кросс-плота аппроксимированы функцией «хлора» F(Clвп), соответствующей водонасыщенным коллекторам, кривая (1), а нижние точки аппроксимированы функцией «хлора» F(Clнп), соответствующей нефтенасыщенным коллекторам, кривая (2).Figure 1b shows one of the cross-plots: F(H d ) from F(K pt ), on which the upper points of the cross-plot are approximated by the “chlorine” function F(Cl VP ), corresponding to water-saturated reservoirs, curve (1), and the lower points are approximated by the “chlorine” function F(Cl np ), corresponding to oil-saturated reservoirs, curve (2).
Используя область схождения кривых в точке Кпт=0÷1 кросс-плота F(Hд) от F(Kпт), получаем возможность компенсировать (сводим к минимуму) влияние газонасыщенности.Using the area of convergence of the curves at the point K pt =0÷1 of the cross-plot F(H d ) from F(K pt ), we get the opportunity to compensate (minimize) the influence of gas saturation.
Реализация предложенного способа осуществляется комплексным прибором нейтрон-нейтронного каротажа, содержащим три зонда метода ННК-Нт и два зонда ННК-Т, который центрируют в обсадной колонне исследуемой скважины (фиг. 2).The implementation of the proposed method is carried out by a complex neutron-neutron logging device containing three probes of the NNK-Nt method and two probes of the NNK-T method, which is centered in the casing of the well being studied (Fig. 2).
Прибор 3ННК-Нт+2ННК-Т содержит установленные в охранном корпусе 1 стационарный источник нейтронов 2, по одну строну от которого расположены: детектор надтепловых нейтронов 3, формирующий малый зонд нейтрон-нейтронного каротажа (ННК) - МЗ ННК-Нт, детектор надтепловых нейтронов 4, формирующий средний зонд - СЗ ННК-Нт, детектор тепловых нейтронов 5, формирующий малый зонд тепловых нейтронов - МЗ ННК-Т, детектор надтепловых нейтронов 6, формирующий большой зонд - БЗ ННК-Нт, детектор тепловых нейтронов 7, формирующий большой зонд - БЗ ННК-Т. Зондовая установка нейтронного каротажа входит в состав комплексного прибора и включает в себя каротажный кабель 8, регистратор с компьютером 9 каротажной станции.The 3NNK-Nt+2NNK-T device contains 1 stationary neutron source 2 installed in a security housing, on one side of which there are: an epithermal neutron detector 3, forming a small neutron-neutron logging probe (NNK) - MZ NNK-NT, an epithermal neutron detector 4, forming a medium probe - SZ NNK-Nt, thermal neutron detector 5, forming a small thermal neutron probe - MZ NNK-T, epithermal neutron detector 6, forming a large probe - BZ NNK-Nt, thermal neutron detector 7, forming a large probe - BZ NNK-T. The neutron logging probe installation is part of the complex instrument and includes a logging cable 8, a recorder with a logging station computer 9.
ННК основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного источника нейтронов 2 и измерении интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом JМЗнт, среднем JСЗнт и большом JБЗнт детекторах 3, 4, 6 метода 3ННК-Нт и измерении интенсивностей потоков тепловых нейтронов - JМЗт на малом зонде и большом зонде - JБЗт 5 и 7 измерительных зондов метода 2ННК-Т (БЗ ННК-Т, МЗ ННК-Т, БЗ ННК-Нт, СЗ ННК-Нт, МЗ ННК-Нт), отмеченных стрелками на прилагаемой фигуре.NNK is based on irradiating a borehole and rocks with neutrons from a stationary neutron source 2 and measuring the intensities of suprathermal neutron fluxes on small J MZnt , medium J SZnt and large J BZnt detectors 3, 4, 6 of the 3NNK-Nt method and measuring the intensities of thermal neutron fluxes - J MZt on the small probe and large probe - J BZt 5 and 7 measuring probes of the 2NNK-T method (BZ NNK-T, MZ NNK-T, BZ NNK-Nt, SZ NNK-Nt, MZ NNK-Nt), marked with arrows in the attached figure .
Во время работы многозондового прибора с помощью указанных детекторов (счетчиков) нейтронов происходит преобразование потоков тепловых и надтепловых нейтронов в импульсы тока. После усиления и оцифровки сигналов производится их передача по каротажному кабелю 8 на регистратор и далее на компьютер каротажной станции 9.During operation of a multiprobe device, with the help of the specified neutron detectors (counters), thermal and epithermal neutron fluxes are converted into current pulses. After amplification and digitization of the signals, they are transmitted via logging cable 8 to the recorder and then to the computer of the logging station 9.
Все математические расчеты, необходимые для получения конечных результатов, заложены в алгоритмах программ, используемых в комплексной аппаратуре 3ННК-Нт+2ННК-Т.All mathematical calculations necessary to obtain the final results are embedded in the program algorithms used in the complex equipment 3NNK-Nt+2NNK-T.
Claims (40)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2815325C1 true RU2815325C1 (en) | 2024-03-13 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2154846C2 (en) * | 1997-05-06 | 2000-08-20 | Акционерное общество открытого типа Научно-производственное предприятие "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин" | Procedure determining character of saturation of collectors |
| CN1595202A (en) * | 2003-09-10 | 2005-03-16 | 中国石油集团测井有限公司技术中心 | A chlorine spectrometry logging method |
| RU2248444C2 (en) * | 2003-05-20 | 2005-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть" (ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть") | Method for determination of remainder oil saturation of beds |
| RU2439622C1 (en) * | 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") | Method for determining compound of hydrocarbons in reservoir beds of oil-gas wells |
| US8996315B2 (en) * | 2011-07-20 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system of determining a value indicative of gas saturation of a formation |
| RU2672780C1 (en) * | 2017-12-28 | 2018-11-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные нефтегазовые технологии" (ООО "ИНГТ") | Method for estimating collectors reservoir properties and the degree of the mobility of hydrocarbons in the productive sediments of oil and gas wells |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2154846C2 (en) * | 1997-05-06 | 2000-08-20 | Акционерное общество открытого типа Научно-производственное предприятие "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин" | Procedure determining character of saturation of collectors |
| RU2248444C2 (en) * | 2003-05-20 | 2005-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть" (ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть") | Method for determination of remainder oil saturation of beds |
| CN1595202A (en) * | 2003-09-10 | 2005-03-16 | 中国石油集团测井有限公司技术中心 | A chlorine spectrometry logging method |
| RU2439622C1 (en) * | 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") | Method for determining compound of hydrocarbons in reservoir beds of oil-gas wells |
| US8996315B2 (en) * | 2011-07-20 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system of determining a value indicative of gas saturation of a formation |
| RU2672780C1 (en) * | 2017-12-28 | 2018-11-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные нефтегазовые технологии" (ООО "ИНГТ") | Method for estimating collectors reservoir properties and the degree of the mobility of hydrocarbons in the productive sediments of oil and gas wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2244342C (en) | A method and apparatus for measuring well characteristics and formation properties | |
| US8129673B2 (en) | Methods for calibration of pulsed neutron logging | |
| RU2518876C2 (en) | Method to define density of subsurface formations using measurements of neutron gamma ray logging | |
| Al-Obaidi | Improve the efficiency of the study of complex reservoirs and hydrocarbon deposits-East Baghdad Field | |
| Lock et al. | Carbon-oxygen (C/O) log: Use and interpretation | |
| US11788401B2 (en) | Systems and methods for characterizing subsurface formation properties through geochemical logging | |
| EP1917545B1 (en) | Measurement of formation gas pressure in cased wellbores using pulsed neutron instrumentation | |
| US4416151A (en) | Method and apparatus for determining in situ hydrocarbon characteristics including hydrogen density | |
| Barson et al. | Spectroscopy: the key to rapid, reliable petrophysical answers | |
| Guo et al. | Uncertainty analysis for determining petrophysical parameters with a multi-detector pulsed neutron tool in unconventional reservoirs | |
| RU2815325C1 (en) | Method for assessing oil saturation of reservoirs in cased oil and gas and oil and gas condensate wells with high mineralization of formation water by multi-method multi-probe neutron logging - mmnl | |
| RU2687877C1 (en) | Method of determining the parameters hydrocarbon saturation in reservoirs of oil and gas condensate fields and evaluation of their filtration and capacity properties in oil and gas wells, cased by a fiberglass column | |
| US6747270B2 (en) | Method and apparatuses for logging hydrocarbon reservoirs | |
| CA1257405A (en) | Method and apparatus for determining true formation porosity from measurement-while-drilling neutron porosity measurement devices | |
| Fu et al. | A new method of gas reservoir evaluation based on neutron cross section logging | |
| CA1189986A (en) | Method and apparatus for distinguishing hydrocarbon from water | |
| RU2476671C1 (en) | Method for determining saturation of reservoir beds of oil and gas wells as per system of neutron methods (versions) | |
| RU2672696C1 (en) | Method for estimating the phase condition of hydrocarbons and their saturation in slays-collectors of the external gas and oil and gas wells | |
| RU2692088C1 (en) | Method of assessing the phase state of hydrocarbon fluids in porous space of oil and gas condensate reservoirs by a complex of neural methods | |
| RU2693102C1 (en) | Method for determining mineralization of formation fluid in cased oil and gas wells based on stationary neutron methods | |
| Szabó et al. | Hydrogeophysical characterization of groundwater formations based on well logs: case study on cenozoic clastic aquifers in East Hungary | |
| RU2799223C1 (en) | Method for determining cement stone voids filled with mineralized fluid in cased wells of oil and gas condensate fields | |
| RU2672780C1 (en) | Method for estimating collectors reservoir properties and the degree of the mobility of hydrocarbons in the productive sediments of oil and gas wells | |
| RU2766063C1 (en) | Method for assessing gas saturation of halitized reservoirs of gas wells during neutron-neutron logging | |
| Xie et al. | An enhanced method for gas evaluation by pulsed neutron logging technology in tight reservoirs |