СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПО КОМПЛЕКСУ ГИС НА ОСНОВАНИИ ИМПУЛЬСНЫХ НЕЙТРОННЫХ МЕТОДОВ КАРОТАЖА Российский патент 2013 года по МПК G01V5/10 

Предлагаемый способ может быть использован в области геофизики для повышения качества и надежности интерпретации данных каротажа.

Стандартным методом для оценки текущего насыщения пластов в обсаженной скважине в условиях сильно минерализованных пластовых вод является импульсный нейтронный каротаж (ИНК). Результатом обработки ИНК является макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов горной породы ∑_гп [1, 2]. Общее интерпретационное уравнение ИНК описывает связь ∑_гп с макроскопическими сечениями отдельных компонент слагающих горную породу [1]:

$${\Sigma }_{гп}={\displaystyle \sum _{i=1}^N{\Sigma }_i{K}_i+K_{п}{K}_{ов}{\Sigma }_{в}^{ост}+K_{п}(K_{в}-K_{ов}){\Sigma }_{в}+K_{п}{K}_{нг}{\Sigma }_{нг}}$$

где ∑_i, $${\Sigma }_{в}^{ост}$$ , ∑_в ∑_нг - макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов компонентов горной породы, остаточной воды, пластовой воды и углеводородной фазы; К_i, К_п, К_ов, К_в и К_нг - концентрация i-го макрокомпонента, коэффициенты пористости, остаточной водонасыщенности, текущей водо и нефтегазонасыщенности.

Наиболее близким к данному способу является способ оценки насыщения коллекторов по данным ИННК, предложенный в работе «Физические основы импульсных нейтронных методов исследования скважин» [1].

Отличительными особенностями предложенной методики [1] являются:

1. Использование обобщенной характеристики твердой фазы породы, в отличии от предложенном в данной работе раздельном описании, что позволяет более точно решать поставленную задачу.

2. Использование опорных пластов, для определения нейтронных характеристик горной породы, что накладывает ряд ограничений на способ и приводит к уменьшению точности определения нефгазонысыщенности.

Недостатком данного способа является невысокая точность определения содержания углеводородов.

В данном изобретении предлагается для получения нейтронных характеристик горной породы и ее макрокомпонент проводить измерения на специально подготовленной коллекции образцов горной породы.

Способ определения содержания углеводородов по комплексу геофизических исследований скважины (ГИС) на основании импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) или импульсного нейтрон-гамма каротажа (ИНГК) в дальнейшем (ИНК), заключающийся в проведении измерений методом ИНК и расчета макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов горной породы, определении по комплексу ГИС макрокомпонентного состава пород, включая пористость, при этом для расчета макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов пластовой водой и углеводородами используют их элементный состав и плотность, а сам расчет углеводородонасыщенности осуществляют по зависимости для газа $$K_{г}=\frac{{\Sigma }_{гп}-{\displaystyle \sum _{i=1}^i{\Sigma }_i{K}_i-K_{п}{K}_{ов}{\Sigma }_{в}^{ост}-K_{п}(1-K_{ов}){\Sigma }_{в}}}{K_{п}({\Sigma }_{г}-{\Sigma }_{в})}$$ и для нефти $$K_{н}=\frac{{\Sigma }_{гп}-{\displaystyle \sum _{i=1}^N{\Sigma }_i{K}_i-K_{п}{K}_{ов}{\Sigma }_{в}^{ост}-K_{п}(1-K_{ов}){\Sigma }_{в}}}{K_{п}({\Sigma }_{н}-{\Sigma }_{в})}$$

где ∑_i, $${\Sigma }_{в}^{ост},$$ ∑_в ∑_нг - макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов компонентов горной породы, остаточной воды, пластовой воды и углеводородной фазы; К_i, К_п, К_ов, К_в и К_нг, - концентрация i-го макрокомпонента, коэффициенты пористости, остаточной водонасыщенности, текущей водо и нефтегазонасыщенности. ∑_г и ∑_н - макроскопическое сечение газа и нефти соответственно, согласно предложенному изобретению для расчета макроскопических сечений поглощений тепловых нейтронов макрокомпонентами, образующими твердую фазу пород, дополнительно подготавливают коллекцию образцов керна из опорных скважин, на которой проводят измерения минерального, элементного состава образцов и потери веса образца при нагревании, формируют минерально-компонентную модель породы и рассчитывают макроскопические сечения поглощения тепловых нейтронов для каждой макрокомпоненты, образующей твердую фазу породы.

Заявленный способ реализуется следующей последовательностью действий:

1. Проводятся стандартные петрофизические исследования фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС): измерения пористости и проницаемости.

2. Породы, составляющие изучаемые отложения, разделяются на коллектора и не коллектора по результатам анализа ФЕС.

3. Проводится качественный анализ содержания минералов и неминеральных компонент в изучаемых отложениях, отдельно для коллекторов, отдельно для покрышек (например, путем описания шлифов, или используя рентгенофазовый анализ) с целью оценки набора основных породообразующих составляющих изучаемых отложений.

4. Из исследуемого объекта подбираются две коллекции керна из опорных скважин отдельно для коллекторов и для не коллекторов так, что бы количество образцов было на порядок больше ожидаемого числа основных породообразующих составляющих с аномально высоким сечением поглощения тепловых нейтронов. При этом и коллектор, и не коллектор должны быть охарактеризованы не менее чем 33 образцами, каждый.

5. На этих образцах керна проводятся определения минералов и неминеральных составляющих твердой фазы породы.

6. На этих же образцах керна проводятся измерения концентраций элементов:

a. Микроэлементы (редкие земли с обязательным включением Gd, Sm, Eu и др) могут измеряться на установке индуктивно-связанной плазмы или методом нейтрон-активационного анализа).

b. Микроэлемнты B, Li, Cd - могут быть измерены методом рентгено-флюорисцентного анализа.

c. Макроэлементы (породообразующие элементы, содержание которых изменяется в диапазоне от долей процента до десятков процентов) - могут быть измерены рентгено-флюорисцентным методом (или методом «мокрой химии»).

d. Содержание водорода измеряют, например, методом дериватографии (термический нагрев с измерением веса образца) с последующим пересчетом массовой доли группы OH^- в концентрацию водорода.

7. Для всех образцов измеряется минералогическая плотность (δ_гп).

8. Рассчитывается макросечение поглощения тепловых нейтронов (∑_гп) породы по формуле [1]:

$${\Sigma }_{гп}=N_A\cdot {\delta }_{гп}\cdot {\displaystyle \sum _{j=1}^N\frac{{\sigma }_j\cdot C_j}{A_j}}\text{ (1)}$$

где N_A - число Авогадро (N_A=6,023·10²³ моль^-1), δ_гп - плотность горной породы, σ_j - микроскопическое сечение, C_j - массовая доля, A_j - атомная масса j-го элемента (j=1..N) горной породы.

9. Формируется макрокомпонентная модель горной породы.

a. Строятся парные кроссплоты для всех минералов и неминеральных компонент. Минералы, обладающие высоким значением парной корреляции, объединяют в одну макрокомпоненту

b. Анализируют выявленные виды минералов и неминеральных компонент, и если они содержат низкие значение концентраций элементов с высоким сечением поглощения тепловых нейтронов их добавляют в единый макрокомпонент - скелет породы.

10. Для каждого i-го макрокомпонента породы рассчитываются макроскопические сечения поглощения тепловых нейтронов (∑_i), решая систему уравнений, каждое из которых составлено для индивидуального образца керна, где в качестве свободного члена будут приняты макросечения образца, в качестве матрицы коэффициентов, значения минералов в образце, а искомыми величинами будут макросечения макрокомпонентов.

11. На нескольких образцах нефти определить макросечение нефти ∑_н, которые в основном будут зависеть от ее плотности, поэтому для данных отложений ∑_н можно считать константой.

12. ∑_г зависит от давления и температуры, которые для данных отложений известны.

a. При исследовании открытого ствола газ вытесняется фильтратом бурового раствора, поэтому для выделения газонасыщенных пластов используется методика повторных замеров ИНК. В этом случае пористость считается по каротажу сразу после бурения, а газонасыщения после расформирования зоны проникновения.

13. Макросечение пластовой воды зависит в первую очередь от содержания Cl и определяется соленостью, но для того чтобы не пропустить какой-нибудь экзотический элемент имеет смысл измерить содержания ионов на нескольких пробах воды.

14. Рассчитывается ∑_в.

15. Сравнивается ∑_в и ∑_н. Если ∑_в отличается от ∑_н менее чем на 10%, то задача расчета К_н не имеет решения (ниже погрешности измерения).

16. Для получения содержаний макрокомпонент в породе по комплексу ГИС применяется совместная обработка результатов радиоактивного каротажа: ГК-С, ННК, ГГК-п, например по программе «Макро-КомпАн» [4], с предварительной литолого-петрофизической настройкой. В результате получаются следующие параметры K_i-концентрация i-го макрокомпонента, К_пэфф, К_п, К_ов.

17. Содержание каждого макрокомпонента, полученное при интерпретации ГИС (п7) умножаем на его макросечение (п6) и рассчитывается макроскопическое сечение твердой фазы:

$${\Sigma }_{тф}={\displaystyle \sum _{i=1}^N{\Sigma }_i{K}_i},$$ где ∑_i - макроскопическое сечение i-го макрокомпонента, K_i-концентрация i-го макрокомпонента.

18. Рассчитывается макроскопическое сечение остаточной воды

$${\Sigma }_{ов}=K_{п}{K}_{ов}{\Sigma }_{в}^{ост},$$ где $${\Sigma }_{в}^{ост}=3.11{\text{ м}}^{\text{-1}}$$ макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов связанной воды.

19. Рассчитывается макроскопическое сечение для трех типов насыщения флюидом эффективного порового пространства:

∑_гп(газ)=∑_тф+∑_ов+К_n(1-К_ов)∑_газа

∑_гп(вода)=∑_тф+∑_ов+К_n(1-К_ов)∑_в

∑_гп(нефть)=∑_тф+∑_ов+К_n(1-К_ов)∑_нефть

Если ∑_гп>∑_гп(газ) и ∑_гп<∑_гп(вода) и ∑_гп<∑_гп(нефть), тогда в порах газ и К_г рассчитывается следующим образом:

$$K_{г}=\frac{{\Sigma }_{гп}-{\displaystyle \sum _{i=1}^i{\Sigma }_i{K}_i-K_{п}{K}_{ов}{\Sigma }_{в}^{ост}-K_{п}(1-K_{ов}){\Sigma }_{в}}}{K_{п}({\Sigma }_{г}-{\Sigma }_{в})}$$

Если ∑_гп(вода)<∑_гп<∑_гп(нефть), тогда в порах нефть и К_н рассчитывается следующим образом:

$$K_{н}=\frac{{\Sigma }_{гп}-{\displaystyle \sum _{i=1}^N{\Sigma }_i{K}_i-K_{п}{K}_{ов}{\Sigma }_{в}^{ост}-K_{п}(1-K_{ов}){\Sigma }_{в}}}{K_{п}({\Sigma }_{н}-{\Sigma }_{в})}$$

Литература

1. Шимелевич Ю.С., Кантор С.А., Школьников А.С., Попов Н.В., Иванкин В.П., Кедров А.И., Миллер В.В., Поляченко А.Л. Физические основы импульсных нейтронных методов исследования скважин. М.: Недра, 1976. 161 с.

2. Гума В.И., Демидов A.M., Иванов В.А., Миллер В.В., Нейтронно-радиационный анализ. М.: Энергоатомиздат, 1984.

3. Кадисов Е.М., Калмыков Г.А., Кашина Н.Л. и др. Применение спектрометрического гамма-каротажа для расчета макросечения поглощения тепловых нейтронов в девонских отложениях Южно-Татарского купола // Геология нефти и газа. - 1996. - #3.

4. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2011619624 «Программный комплекс расчета концентраций макрокомпонент горных пород по данным комплексов каротажа, включая ядерно-физические методы «Макро-Компан». Калмыков Г.А., Белохин B.C., Балушкина Н.С. Дата поступления 25 октября 2011 г. Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 20 декабря 2011 г.

Использование: для определения коэффициента нефтегазонасыщенности. Сущность: заключается в том, что выполняют измерения методом ИНК и расчет макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов горной породы, определяют по комплексу ГИС макрокомпонентный состав пород, включая пористость, при этом для расчета макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов пластовой водой и углеводородами используют их элементный состав и плотность, а сам расчет углеводородонасыщенности осуществляют по определенной зависимости, при этом для расчета макроскопических сечений поглощений тепловых нейтронов макрокомпонентами, образующими твердую фазу пород, дополнительно подготавливают коллекцию образцов керна из опорных скважин, на которой проводят измерения минерального, элементного состава образцов и потери веса образца при нагревании, формируют минерально-компонентную модель породы и рассчитывают макроскопические сечения поглощения тепловых нейтронов для каждой макрокомпоненты, образующей твердую фазу породы. Технический результат: повышение точности определения содержания углеводородов.

Способ определения содержания углеводородов по комплексу геофизических исследований скважины (ГИС) на основании импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) или импульсного нейтрон-гамма-каротажа (ИНГК) в дальнейшем (ИНК), заключающийся в проведении измерений методом ИНК и расчета макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов горной породы, определении по комплексу ГИС макрокомпонентного состава пород, включая пористость, при этом для расчета макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов пластовой водой и углеводородами используют их элементный состав и плотность, а сам расчет углеводородонасыщенности осуществляют по зависимости для газа $$K_{г}=\frac{{\Sigma }_{гп}-{\displaystyle \sum _{i=1}^i{\Sigma }_i{K}_i-K_{п}{K}_{ов}{\Sigma }_{в}^{ост}-K_{п}(1-K_{ов}){\Sigma }_{в}}}{K_{п}({\Sigma }_{г}-{\Sigma }_{в})}$$
и для нефти
$$K_{н}=\frac{{\Sigma }_{гп}-{\displaystyle \sum _{i=1}^N{\Sigma }_i{K}_i-K_{п}{K}_{ов}{\Sigma }_{в}^{ост}-K_{п}(1-K_{ов}){\Sigma }_{в}}}{K_{п}({\Sigma }_{н}-{\Sigma }_{в})},$$
где ∑_i, $${\Sigma }_{в}^{ост},$$ ∑_в ∑_нг - макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов компонентов горной породы, остаточной воды, пластовой воды и углеводородной фазы;
K_i, K_п, K_ов, K_в и K_нг, - концентрация i-го макрокомпонента, коэффициенты пористости, остаточной водонасыщенности, текущей водо- и нефтегазонасыщенности;
Σ_u и Σ_н - макроскопическое сечение газа и нефти соответственно,
отличающийся тем, что для расчета макроскопических сечений поглощений тепловых нейтронов макрокомпонентами, образующими твердую фазу пород, дополнительно подготавливают коллекцию образцов керна из опорных скважин, на которой проводят измерения минерального, элементного состава образцов и потери веса образца при нагревании, формируют минерально-компонентную модель породы и рассчитывают макроскопические сечения поглощения тепловых нейтронов для каждой макрокомпоненты, образующей твердую фазу породы.