СИСТЕМА И СПОСОБ КОРРЕКЦИИ ВЛИЯНИЯ ДИАМЕТРА СКВАЖИНЫ И ЕЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО СОВЕРШЕНСТВА ПРИ ИЗМЕРЕНИЯХ ПОРИСТОСТИ МЕТОДОМ НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА Российский патент 2014 года по МПК G01V5/10 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится в целом к области нейтронного каротажа и, в частности, к коррекции влияния скважины при измерениях пористости методом нейтронного каротажа, основываясь на данных измерений с помощью обращенных к скважине детекторов нейтронов.

Задача данного раздела - дать читателю введение в различные аспекты уровня техники, которые могут иметь отношение к различным аспектам настоящего изобретения, описанным и/или заявленным ниже. Данное обсуждение можно считать полезным в предоставлении читателю исходной информации, которая способствует лучшему пониманию различных аспектов настоящего изобретения. Соответственно, следует понимать, что данное изложение необходимо воспринимать именно в таком ключе, а не в качестве ограничивающего патентную формулу.

Приборы нейтронного каротажа применяются в течение многих лет в нефтяном промысле для измерения пористости и других свойств пласта. Эти приборы могут включать в себя источник нейтронов и один или более детекторов тепловых и/или надтепловых нейтронов. Свойства пласта можно определить путем испускания нейтронов в окружающий пласт источником нейтронов и детектирования нейтронов, рассеянных от окружающего пласта, с помощью одного или более детекторов нейтронов. В частности, скорость счета нейтронов, фиксируемая с помощью детектора нейтронов, соответствующим образом удаленного от источника нейтронов, может в общем случае определяться преимущественно упругим рассеянием нейтронов на ядрах атомов водорода в скважине и окружающем пласте. Чем больше водорода находится в окружении прибора нейтронного каротажа, тем меньшее количество нейтронов может достигать детектора нейтронов. Поскольку поры в пласте обычно заполнены водой или углеводородами, значение отклика детектора нейтронов, обусловленного нейтронами, также характеризует пористость.

Приборы измерения пористости методом нейтронного каротажа обычно помещаются вне центра скважины, предпочтительно, касаясь ее стенки. Такое расположение может привести к улучшению чувствительности прибора измерения пористости к характеристикам пласта относительно характеристик скважины. В частности, скважинный флюид (например, вода или нефть) может обычно содержать гораздо большее количество водорода, чем пласт. Таким образом, размещение прибора измерения пористости в данной конфигурации может привести к увеличению процентного отношения количества нейтронов, проходящих от источника нейтронов к детектору сквозь пласт, по сравнению с количеством нейтронов, проходящих сквозь скважину. Существенно то, что скважинный флюид может быть хорошей защитой от нейтронов, и, следовательно, попадание нейтронов в детектор через скважину будет маловероятным. К сожалению, эффективность скважины в качестве защиты от нейтронов может зависеть от ее размера и формы, а также состава скважинного флюида в ней. Размер и форма имеют значение, поскольку практически все нейтроны, включая те, которые достигают одного или более детекторов нейтронов, в первую очередь проходя сквозь пласт, должны пройти по меньшей мере сквозь некоторую часть скважинного флюида на пути к детектору, а объем скважинного флюида, который пересекают нейтроны, может зависеть от геометрии скважины. В частности, чем больше размер скважины, тем больший объем скважинного флюида может пересекать данный нейтрон перед попаданием в детектор нейтронов или прибор измерения пористости методом нейтронного каротажа. На прохождение нейтронов может оказывать влияние состав скважинного флюида, поскольку скважинный флюид влияет на концентрацию водорода и других элементов. Водород и некоторые другие элементы, такие как хлор, могут оказывать существенное влияние на наблюдаемые значения скоростей счета от одного или более детекторов нейтронов, в особенности, если один или более детекторов являются детекторами тепловых нейтронов.

Все эти эффекты могут приводить к отклонениям от простой зависимости наблюдаемых зависимостей скоростей счета детекторов нейтронов от пористости пласта. Обычно влияние данных эффектов учитывается путем вычисления вначале значений видимой пористости по измеренным значениям скоростей счета или отношений скоростей счета, полученных разными детекторами, в предположении стандартного набора скважинных условий (например, пласт кальцита, диаметр скважины 8 дюймов, пресная вода в качестве скважинного флюида, температура 20°С, давление в 1 атмосферу и т.д.). На следующем шаге можно определить значение реальной пористости пласта из значений видимой пористости, применяя ряд коррекций, в общем случае с использованием дополнительной внешней информации для учета разницы между стандартными и действительными скважинными условиями. Коррекции, требующиеся в рамках данной инструментальной модели, часто публикуются в виде диаграмм (например, таблицы расшифровки каротажных диаграмм компании Шлюмберже), а также реализованы в качестве программного обеспечения. Обычно коррекции, относящиеся к скважине, могут включать коррекции, связанные с диаметром скважины, соленостью скважинного флюида и его плотностью для конкретного типа флюида (например, буровой раствор на основе воды и барита).

Описанная выше техника работает хорошо в принципе, однако на практике может быть малоприменимой, поскольку некоторые из внешних параметров, от которых зависят поправки, могут быть недостаточно известными по множеству причин. Например, значения параметров никогда не были измерены; параметры были измерены, но результаты измерений недоступны лицам, осуществляющим коррекции; измерены только средние значения параметров, в то время как сами значения зависят от глубины в скважине; значения параметров изменились за время, прошедшее от момента измерения до момента определения пористости нейтронным каротажем и т.д. Кроме того, возможное число скважинных условий может намного превышать число условий, для которых существуют коррекции.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Сущность некоторых вариантов настоящего изобретения приведена ниже. Следует понимать, что данные аспекты представлены всего лишь с целью дать краткое изложение указанных вариантов и что объем изобретения не ограничивается этими аспектами. В действительности настоящее изобретение может включать в себя множество аспектов, которые необязательно приведены ниже.

Варианты данного изобретения относятся к системам, способам и приборам для определения пористости подземного пласта с коррекцией влияния скважины. Одним из таких приборов может быть скважинный прибор, выполненный с возможностью погружения в скважину в подземном пласте, причем прибор может включать в себя источник нейтронов, два или более детектора нейтронов и электронную схему обработки данных. Источник нейтронов может испускать нейтроны в подземный пласт. Два или более детектора нейтронов могут соответственно размещаться в двух или более азимутальных ориентациях в скважинном приборе и детектировать нейтроны, рассеянные подземным пластом или скважинным флюидом в скважине, а также ими обоими. Основываясь на результатах детектирования нейтронов детекторами нейтронов, электронная схема обработки данных может определять значение пористости подземного пласта с коррекцией влияния скважины.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУР

Различные аспекты настоящего изобретения могут быть лучше поняты при чтении нижеследующего детального описания и при обращении к фигурам, на которых:

на фиг.1 представлена блок-схема системы нейтронного каротажа, согласно варианту;

на фиг.2 представлена блок-схема процесса нейтронного каротажа с использованием системы, показанной на фиг.1, согласно варианту;

на фиг.3 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту и к скважине детекторов надтепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, при различных значениях диаметра скважины, заполненной пресной водой, согласно варианту;

на фиг.4 представлена блок-схема, описывающая вариант способа для получения скорректированного значения пористости, основываясь на значениях видимой пористости, полученных от обращенных к пласту и к скважине детекторов надтепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1;

на фиг.5 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенного к пласту детектора надтепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, и соответствующие скорректированные значения пористости при различных значениях диаметра скважины, заполненной пресной водой, согласно варианту;

на фиг.6 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту и к скважине детекторов надтепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, при различных значениях диаметра скважины, заполненной буровым раствором на основе барита с концентрацией 600 частей на тысячу, согласно варианту;

на фиг.7 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенного к пласту детектора надтепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, и соответствующие скорректированные значения пористости при различных значениях диаметра скважины, заполненной буровым раствором на основе барита с концентрацией 600 частей на тысячу, согласно варианту;

на фиг.8 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту и к скважине детекторов надтепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, при различных концентрациях бурового раствора на основе барита в скважине диаметром 8 дюймов, согласно варианту;

на фиг.9 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенного к пласту детектора надтепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, и соответствующие скорректированные значения пористости при различных концентрациях бурового раствора на основе барита в скважине диаметром 8 дюймов, согласно варианту;

на фиг.10 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту и к скважине детекторов надтепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, при различных концентрациях бурового раствора на основе гематита в скважине диаметром 8 дюймов, согласно варианту;

на фиг.11 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенного к пласту детектора надтепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, и соответствующие скорректированные значения пористости при различных концентрациях бурового раствора на основе гематита в скважине диаметром 8 дюймов, согласно варианту;

на фиг.12 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту и к скважине детекторов надтепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, при различных значениях солености в скважине диаметром 8 дюймов, согласно варианту;

на фиг.13 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенного к пласту детектора надтепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, и соответствующие скорректированные значения пористости при различных значениях солености в скважине диаметром 8 дюймов, согласно варианту;

на фиг.14 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту и к скважине детекторов надтепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, при различных значениях удлинения скважины, согласно варианту;

на фиг.15 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенного к пласту детектора надтепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, и соответствующие скорректированные значения пористости при различных значениях удлинения скважины, согласно варианту;

на фиг.16 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту ближнего и дальнего и обращенного к скважине детекторов тепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, при различных значениях диаметра скважины, заполненной пресной водой, согласно варианту;

на фиг.17 представлена блок-схема, описывающая вариант способа получения скорректированного значения пористости, основываясь на значениях видимой пористости, полученных от обращенных к пласту ближнего и дальнего и обращенного к скважине детекторов тепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1;

на фиг.18 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту ближнего и дальнего детекторов тепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, и соответствующие скорректированные значения пористости при различных значениях диаметра скважины, заполненной пресной водой, согласно варианту;

на фиг.19 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту ближнего и дальнего и обращенного к скважине детекторов тепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, при различных значениях диаметра скважины, заполненной буровым раствором на основе барита с концентрацией 600 частей на тысячу, согласно варианту;

на фиг.20 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту ближнего и дальнего детекторов тепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, и соответствующие скорректированные значения пористости при различных значениях диаметра скважины, заполненной буровым раствором на основе барита с концентрацией 600 частей на тысячу, согласно варианту;

на фиг.21 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту ближнего и дальнего и обращенного к скважине детекторов тепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, при различных концентрациях бурового раствора на основе барита в скважине диаметром 8 дюймов, согласно варианту;

на фиг.22 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту ближнего и дальнего детекторов тепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, и соответствующие скорректированные значения пористости при различных концентрациях бурового раствора на основе барита в скважине диаметром 8 дюймов, согласно варианту;

на фиг.23 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту ближнего и дальнего и обращенного к скважине детекторов тепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, при различных концентрациях бурового раствора на основе гематита в скважине диаметром 8 дюймов, согласно варианту;

на фиг.24 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту ближнего и дальнего детекторов тепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, и соответствующие скорректированные значения пористости при различных концентрациях бурового раствора на основе гематита в скважине диаметром 8 дюймов, согласно варианту;

на фиг.25 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту ближнего и дальнего и обращенного к скважине детекторов тепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, при различных значениях солености NaCl в скважине диаметром 8 дюймов, согласно варианту;

на фиг.26 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту ближнего и дальнего детекторов тепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, и соответствующие скорректированные значения пористости при различных значениях солености NaCl в скважине диаметром 8 дюймов, согласно варианту;

на фиг.27 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту ближнего и дальнего и обращенного к скважине детекторов тепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, при различных значениях солености KCl в скважине диаметром 8 дюймов, согласно варианту;

на фиг.28 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту ближнего и дальнего детекторов тепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, и соответствующие скорректированные значения пористости при различных значениях солености KCl в скважине диаметром 8 дюймов, согласно варианту;

на фиг.29 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту ближнего и дальнего и обращенного к скважине детекторов тепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, при различных значениях солености NaBr в скважине диаметром 8 дюймов, согласно варианту;

на фиг.30 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту ближнего и дальнего детекторов тепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, и соответствующие скорректированные значения пористости при различных значениях солености NaBr в скважине диаметром 8 дюймов, согласно варианту;

на фиг.31 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту ближнего и дальнего и обращенного к скважине детекторов тепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, при различных значениях удлинения скважины, согласно варианту;

на фиг.32 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости, полученных от обращенных к пласту ближнего и дальнего детекторов тепловых нейтронов системы, показанной на фиг.1, и соответствующие скорректированные значения пористости при различных значениях удлинения скважины, согласно варианту;

на фиг.33-34 представлены блок-схемы скважинного прибора для измерения пористости методом нейтронного каротажа, имеющего обращенные назад детекторы нейтронов в различных азимутальных положениях, согласно варианту;

на фиг.35 представлена блок-схема, описывающая вариант альтернативного способа для получения скорректированных значений пористости в процессе, показанном на фиг.2;

на фиг.36 представлена блок-схема, описывающая вариант другого альтернативного способа для получения скорректированных значений пористости в процессе, показанном на фиг.2; и

на фиг.37 представлена блок-схема, описывающая вариант еще одного альтернативного способа для получения скорректированных значений пористости в процессе, показанном на фиг.2.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ КОНКРЕТНЫХ ВАРИАНТОВ ИСПОЛНЕНИЯ

НАСТОЯЩЕГО ИЗОБРЕТЕНИЯ

Один или более конкретных вариантов описаны ниже. С целью сокращения описания данных вариантов не все черты, присущие реальной конструкции, описаны в спецификации. Следует принять во внимание, что при разработке любой из таких реальных конструкций, как и при выполнении любого другого инженерного или дизайнерского проекта, следует принять множество решений относительно конкретной конструкции для достижения целей, поставленных разработчиками, таких как соответствие ограничениям системы или бизнеса, которые могут меняться от конструкции к конструкции. Кроме того, следует принять во внимание, что такие усилия по разработке могут быть сложными и требующими времени, однако тем не менее будут стандартной работой в области дизайна, изготовления и производства для людей с обычными возможностями, которые выигрывают от данного изобретения.

Представленные варианты относятся к коррекции влияния скважины на измерения прибором нейтронного каротажа. В частности, основываясь на данных измерений детектора нейтронов, обращенного к скважине, варианты исполнения настоящего изобретения могут автоматически производить коррекции с учетом отклонений размера и формы скважины, плотности и/или состава жидкости от стандартных скважинных условий (например, пласт кальцита, диаметр скважины 8 дюймов, пресная вода в качестве скважинного флюида, температура 20°С, давление в 1 атмосферу и т.д.). Автоматическая коррекция может быть дополнена использованием внешних параметров или производиться без этого. Таким образом, даже если один или более внешних параметров, от которых при других обстоятельствах зависела бы коррекция влияния скважины, не достаточно известны, эффективная коррекция все же может быть произведена.

Особенно следует отметить, что с целью преодоления препятствий, возникающих при традиционном определении коррекции влияния скважины, и для улучшения точности измерений, получаемых прибором нейтронного каротажа, данный прибор, заявленный в изобретении, может содержать множество детекторов нейтронов, которые вследствие своего расположения и экранировки имеют различные относительные чувствительности к среде в скважине по сравнению с пластом. Такой прибор нейтронного каротажа может включать в себя по меньшей мере один детектор нейтронов, расположенный ближе к обращенной к пласту стороне прибора (например, сторона или грань прибора, которая обычно обращена к пласту, а не к скважине при помещении в скважину), и по меньшей мере один детектор нейтронов, расположенный ближе к обращенной к скважине стороне прибора (например, сторона или грань прибора, которая обычно обращена к скважине, а не к пласту при помещении в скважину). Если детекторы нейтронов в общем случае обращены к пласту, они могут быть обозначены как «обращенные вперед» детекторы, а если они в общем случае обращены к скважине, они могут быть обозначены как «обращенные назад» детекторы. Во всех вариантах исполнения изобретения по меньшей мере два детектора нейтронов могут иметь четкие азимутальные ориентации в приборе, на что указывают обозначения «обращенные вперед» и «обращенные назад» детекторы нейтронов, упомянутые выше.

Для улучшения чувствительности каждого из детекторов нейтронов по отношению к той стороне скважины, к которой они расположены ближе всего, между каждым из детекторов и противоположной стороной скважинного прибора нейтронного каротажа может помещаться нейтронный экран. Поскольку детекторы нейтронов, обращенные к скважине, могут быть значительно более чувствительными по отношению к скважине, чем детекторы, обращенные к пласту, это различие может быть использовано для отделения чувствительности по отношению к пласту от чувствительности по отношению к скважине. Более конкретно, разница между откликами детекторов нейтронов, обращенных вперед и назад, может обеспечить возможность непосредственного измерения параметров скважины без необходимости использовать информацию о каких-либо внешних параметрах, которые могут быть использованы при осуществлении коррекции влияния скважины. Среди всего прочего, параметры скважины могут включать в себя «геометрию скважины» или общую форму скважины, которая может быть или не быть цилиндрической.

Значение такого свойства пласта, как пористость, скорректированное с учетом влияния скважины, может быть получено с использованием скважинных приборов нейтронного каротажа множества конфигураций. Например, в некоторых вариантах определенные детекторы нейтронов скважинного прибора нейтронного каротажа могут быть детекторами надтепловых нейтронов. Основываясь на значениях скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенных вперед и назад детекторов нейтронов, можно определить скорректированное значение пористости. Электронная схема обработки данных может определить первое значение видимой пористости, основываясь на значении скорости счета надтепловых нейтронов, полученного от обращенного вперед детектора нейтронов, и второе значение видимой пористости, основываясь на значении скорости счета надтепловых нейтронов от обращенного назад детектора нейтронов. К двум определенным значениям видимой пористости может быть применена корректирующая функция с целью получения значения пористости, для которого эффекты влияния скважины могут быть скорректированы. В некоторых вариантах корректирующая функция может содержать полином от значений видимой пористости, а коэффициенты полинома могут выбираться таким образом, чтобы минимизировать отклонение скорректированного значения пористости от реального. Значения скорости счета детектора надтепловых нейтронов и, следовательно, значения видимой пористости, используемые для такой минимизации, могут быть получены экспериментально или на основании результатов компьютерного моделирования. В дополнение или вместо этого электронная схема обработки данных может определять скорректированные значения пористости непосредственно из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, получаемых от каждого детектора, используя преобразование, выведенное из данных моделирования и/или экспериментальных данных, относящее скорости счета надтепловых нейтронов к различным скважинным и пластовым условиям. В дополнение или вместо этого электронная схема обработки данных может определять скорректированные значения пористости путем обращения прямой модели, давая в результате ожидаемые значения скорости счета (или значения видимой пористости) как функцию реальной пористости и других скважинных и пластовых условий.

В некоторых вариантах определенные детекторы скважинного прибора нейтронного каротажа могут быть детекторами тепловых нейтронов. Основываясь на отношениях значений скоростей счета тепловых нейтронов от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов нейтронов и по меньшей мере от одного обращенного назад детектора нейтронов, можно определить скорректированное значение пористости. Лучшая коррекция может быть получена как вариант в случае детекторов тепловых нейтронов при использовании также зависящих от времени данных (например, времен(и) термического распада), полученных от одного или более детекторов. Такие данные, зависящие от времени, могут быть значениями видимого времени однокомпонентного распада, относящимися к отдельным детекторам, или скорректированными значениями времени распада, для которых учтены различные эффекты, такие как отделение времен распада, относящихся к скважине, от времен распада, относящихся к пласту, а также поправка на диффузию нейтронов.

Электронная схема обработки данных может определять первое значение видимой пористости, основываясь на отношении значений скоростей счета тепловых нейтронов от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов нейтронов, и второе значение видимой пористости, основываясь на отношении значений скоростей счета тепловых нейтронов от обращенного назад и обращенного вперед дальнего детекторов нейтронов. Корректирующая функция может быть применена к двум определенным значениям видимой пористости и, как вариант, к значениям времен термического распада от одного или более детекторов нейтронов для получения значения пористости, для которого можно скорректировать эффекты влияния диаметра скважины и ее гидродинамического совершенства на результаты каротажа. В некоторых вариантах корректирующая функция может содержать полином от значений видимой пористости и, как вариант, от значений времен термического распада, а коэффициенты полинома могут выбираться таким образом, чтобы минимизировать отклонение скорректированного значения пористости от реального. Значения скоростей счета от детекторов тепловых нейтронов и, следовательно, значения видимой пористости, а также, как вариант, значения времен термического распада, используемые для такой минимизации, могут быть получены экспериментально или на основе результатов компьютерного моделирования. В дополнение или вместо этого, электронная схема обработки данных может определять значения пористости непосредственно из значений скоростей счета тепловых нейтронов, используя преобразование, выведенное из данных моделирования и/или экспериментальных данных, относящее скорости счета тепловых нейтронов к различным скважинным и пластовым условиям. В дополнение или вместо этого, электронная схема обработки данных может определять скорректированные значения пористости путем обращения прямой модели, давая в результате ожидаемые значения скорости счета (или значения видимой пористости) и, как вариант, их зависимости от времени (или значения времен термического распада) как функцию реальной пористости и других пластовых и скважинных условий.

Принимая во внимание вышесказанное, на фиг.1 представлена система нейтронного каротажа 10 для определения таких значений пористости подземного пласта, скорректированных с учетом эффектов влияния диаметра скважины и ее гидродинамического совершенства на результаты каротажа, основываясь на данных измерений по меньшей мере одного обращенного к скважине детектора нейтронов и по меньшей мере одного другого детектора нейтронов, по меньшей мере один из которых обращен к пласту. Также могут использоваться дополнительные детекторы нейтронов, включая те, которые не имеют азимутальной чувствительности. Система 10 нейтронного каротажа может включать в себя скважинный прибор 12 и систему 14 обработки данных. Как пример, скважинный прибор 12 может опускаться на тросе или кабеле для каротажа существующей скважины или быть установлен на скважинном оборудовании для каротажа при бурении. В других вариантах скважинный прибор 12 может доставляться к месту работы любым другим подходящим способом. Также, хотя скважинный прибор 12 и система 14 обработки данных показаны как отдельные, в некоторых вариантах система 14 обработки данных может быть встроена в скважинный прибор 12.

Скважинный прибор 12 может помещаться в корпус 16, в котором, кроме всего прочего, содержится и источник 18 нейтронов. Источник 18 нейтронов может включать в себя любой подходящий источник нейтронов. Как пример, источник 18 нейтронов может быть электронным, таким как Минитрон^ТМ, изготовленный Технологической корпорацией Шлюмберже, и может испускать импульсы нейтронов или непрерывные потоки нейтронов посредством реакций дейтерий-дейтерий, дейтерий-тритий или тритий-тритий. В дополнение или вместо этого, источник 18 нейтронов может включать в себя радиоизотопный источник, такой как AmBe или ²⁵⁵Cf.

В некоторых вариантах скважинный прибор 12 может включать в себя регистратор 20 нейтронов, предназначенный для измерения мощности источника 18 нейтронов. В общем случае в качестве регистратора 20 нейтронов может использоваться любой подходящий детектор нейтронов в любой подходящей конфигурации в составе скважинного прибора 12, измеряющий главным образом количество нейтронов, испущенных источником 18 нейтронов и не рассеянных в окружающем пласте. Нейтронный экран 22 может отделять источник 18 нейтронов от остальных компонентов скважинного прибора 12.

Скважинный прибор 12 может включать в себя обращенный вперед «ближний» детектор 24 нейтронов и, как вариант, «дальний» детектор 26 нейтронов, расположенный дальше от источника 18 нейтронов, чем подобный ему обращенный вперед «ближний» детектор 24 нейтронов. Вследствие своего расположения в скважинном приборе вблизи обращенной к пласту стороны прибора 12 обращенные вперед детекторы 24 и 26 нейтронов могут быть более чувствительными по отношению к пласту, чем по отношению к скважине. Кроме того, скважинный прибор 12 может включать в себя по меньшей мере один обращенный назад детектор 28 нейтронов в конфигурации, обеспечивающей большую чувствительность по отношению к скважине, чем к пласту. Как обсуждается ниже, в некоторых конфигурациях один или более детекторов 24, 26 и 28 нейтронов могут быть детекторами надтепловых нейтронов, в то время как в других конфигурациях они могут быть детекторами тепловых нейтронов. В некоторых вариантах с детекторами надтепловых нейтронов может присутствовать только один из детекторов 24 и 26, обращенный вперед. Детекторы 24, 26 и 28 нейтронов могут включать в себя, помимо всего прочего, вещество, поглощающее нейтроны, такое как ³He.

Обращенный вперед ближний детектор 24 нейтронов может иметь «близкое удаление», отмерянное от источника 18 нейтронов до лицевой стороны активной области ближнего детектора 24 нейтронов, находящейся ближе всего к источнику 18 нейтронов. Обращенный вперед дальний детектор 26 нейтронов может иметь «далекое удаление», отмерянное от источника 18 нейтронов до лицевой стороны активной области дальнего детектора 26 нейтронов, находящейся ближе всего к источнику 18 нейтронов. Подобным образом обращенный назад детектор 28 нейтронов может иметь «заднее удаление», отмерянное от источника 18 нейтронов до лицевой стороны активной области обращенного назад детектора 28 нейтронов, находящейся ближе всего к источнику 18 нейтронов. В общем случае, далекое удаление может быть выбрано таким образом, что значения видимой пористости, рассчитанные на основе значений скоростей счета от дальнего детектора 26 нейтронов, нормированных на значения от регистратора 20 нейтронов, или полученные на основе отношения данных от дальнего и ближнего детекторов 26 и 24 нейтронов, имеют относительно высокую точность при стандартном наборе условий (например, пласт кальцита, диаметр скважины 8 дюймов, пресная вода в качестве скважинного и пластового флюида, температура 20°С, давление в 1 атмосферу и т.д.), на основе которых может выводиться соотношение для видимой пористости. Например, величина далекого удаления может быть равна примерно 2 футам. Ближний детектор 24 нейтронов может иметь близкое удаление примерно в 1 фут. Обращенный назад детектор 28 нейтронов может иметь заднее удаление от источника 18 нейтронов даже меньше, чем какой-либо из детекторов 24 и 26.

В некоторых альтернативных вариантах близкое удаление может быть намного меньше, чем во множестве традиционных конфигураций. В самом деле, в таких конструкциях близкое удаление может быть выбрано таким образом, что при малых значениях пористости значительная часть нейтронов, достигающих ближнего детектора 24 нейтронов непосредственно от источника нейтронов или после взаимодействия с подземным пластом, скважиной и/или внутри самого скважинного прибора, обладает слишком высокой энергией для детектирования. При относительно высоких значениях пористости вследствие дополнительного рассеяния на ядрах атомов водорода, количество низкоэнергетичных нейтронов, которые можно детектировать, может увеличиваться, поскольку расстояние, преодолеваемое нейтронами до замедления до таких величин энергии, уменьшается. При еще больших значениях пористости дополнительное рассеяние на атомах водорода может привести в конечном счете к уменьшению количества нейтронов с любой энергией, достигающих детектора, однако не ранее формирования отклика по пористости, относительно плоского или даже возрастающего в некотором диапазоне значений пористости. Для данного варианта воплощения скважинного прибора 12 точное значение оптимального удаления будет зависеть от конкретных деталей конструкции скважинного прибора 12, включая размер и эффективность в зависимости от энергии детектора 24 нейтронов, а также от того, где, какого рода и сколько нейтронных экранов используется. В некоторых вариантах ближний детектор 24 нейтронов может быть расположен на таком удалении, что его отклик по пористости может быть относительно плоским и/или увеличиваться с увеличением пористости.

В некоторых вариантах нейтронный экран 22 может быть помещен между отдельными детекторами 24, 26 и 28 нейтронов, а также между детекторами 24 и 26 нейтронов и обращенной к скважине стороне скважинного прибора 12 и/или между детектором 28 нейтронов и обращенной к пласту стороне скважинного прибора 12. Эти нейтронные экраны 22 могут приводить к уменьшению количества нейтронов, которые могут достигать обращенные вперед детекторы 24 и 26 нейтронов через скважину, а также количества нейтронов, которые могут достигать обращенный назад детектор 28 нейтронов сквозь пласт. Кроме того, поскольку детекторы 24, 26 и 28 нейтронов могут включать в себя вещество, поглощающее нейтроны, такое как ³He, обращенный назад детектор 28 нейтронов может экранировать или частично экранировать обращенный вперед ближний детектор 24 нейтронов от посторонних нейтронов и наоборот.

При использовании скважинного прибора в подземном пласте, как описано более подробно ниже, детекторы 24, 26 и 28 нейтронов могут детектировать количество нейтронов, которое, кроме всего прочего, изменяется в зависимости от мощности источника 18 нейтронов и пористости пласта. Таким образом, отклики регистратора 20 нейтронов и детекторов 24, 26 и 28 нейтронов могут быть переданы в виде данных 30 в систему 14 обработки данных. Основываясь на значениях данных откликов и подходящем методе коррекции, описанном более подробно ниже, система 14 обработки данных может определить значение пористости подземного пласта, скорректированной с учетом влияния диаметра скважины и ее гидродинамического совершенства на результаты каротажа без необходимости использования дополнительных внешних параметров.

Система 14 обработки данных может включать в себя компьютер общего назначения, такой как персональный компьютер с возможностью запуска разнообразных программ, включая программное обеспечение, реализующее все или часть представленных способов. Кроме того, система 14 обработки данных может включать в себя, помимо остального, большую вычислительную машину, распределенную компьютерную систему или специальный компьютер или рабочую станцию, сконфигурированную для реализации всего или части представленных технологий с использованием специализированного программного и/или аппаратного обеспечения, поставляемого как часть системы. Далее, система 14 обработки данных может включать в себя один или множество процессоров для облегчения реализации возможностей, представленных в настоящем изобретении. Например, обработка данных может по меньшей мере частично осуществляться процессором, встроенным в скважинный прибор 12.

В общем случае система 14 обработки данных может включать в себя электронные схемы 32 сбора данных и обработки данных 34. Электронная схема 34 обработки данных может быть микроконтроллером или микропроцессором, таким как центральное процессорное устройство (ЦПУ), которое может исполнять различные стандартные функции и функции обработки данных. Например, электронная схема 34 обработки данных может исполнять различные инструкции операционной системы, а также системные программы для реализации определенных процессов. Эти инструкции и/или программы могут храниться или поставляться в виде изделия, которое может включать в себя среду с возможностью компьютерного чтения, такую как устройство памяти (например, оперативная память персонального компьютера) или одно или более запоминающих устройств (например, внутренний или внешний жесткие диски, твердотельное запоминающее устройство, CD-ROM, DVD или другое запоминающее устройство). Кроме того, электронная схема 34 обработки данных может обрабатывать данные, введенные в качестве исходных для различных системных программ или программ установленного программного обеспечения, включая данные 30.

Такие данные, относящиеся к представленным способам, могут быть сохранены в или получены от устройств памяти или запоминающих устройств системы 14 обработки данных. Кроме того, такие данные могут передаваться в электронную схему 34 обработки данных системы 14 обработки данных через одно или более устройств ввода. В одном из вариантов система сбора данных 32 может представлять собой одно из таких устройств ввода; однако устройства ввода могут также включать в себя устройства ручного ввода, такие как клавиатура, мышь и т.п. Кроме того, устройства ввода могут включать в себя сетевое устройство, такое как карта сети Ethernet проводного или беспроводного подключения, беспроводной сетевой адаптер или любой из различных портов или устройств, предназначенных для осуществления связи с другими устройствами посредством какой-либо сети коммуникаций, такой как локальная сеть или Интернет. Через такое сетевое устройство система 14 обработки данных может обмениваться данными и сообщаться с другими подключенными к сети электронными системами, как расположенными вблизи системы, так и находящимися на удалении от нее. Сеть может содержать различные компоненты, которые способствуют связи, включая свичи, роутеры, сервера или другие компьютеры, адаптеры сети, кабели связи и т.д.

Скважинный прибор 12 может передавать данные 30 электронной схеме 32 сбора данных системы 14 обработки данных, например, посредством внутренних соединений с прибором, системы телеметрической связи по нисходящей и/или через кабель связи. После получения данных 30 электронная схема 32 сбора данных может передавать эти данные 30 электронной схеме 34 обработки данных. В соответствии с одной или более системными программами электронная схема 34 обработки данных может производить обработку данных 30 с целью получения значений одного или более свойств подземного пласта, окружающего скважинный прибор 12, таких как пористость, значение которой скорректировано с учетом влияния диаметра скважины и ее гидродинамического совершенства на результаты каротажа. Электронная схема 34 обработки данных может после этого выдать отчет 36, содержащий одно или более полученных значений свойств пласта. Отчет 36 может сохраняться в памяти или быть переданным оператору через одно или более устройств вывода, таких как электронный дисплей и/или принтер.

На фиг.2 представлена работа операции 38 каротажа с использованием скважинного прибора 12 для определения пористости подземного пласта 40. Как показано на фиг.2, скважинный прибор 12 может быть погружен в скважину 42 в подземном пласте 40, будучи заключенным или не заключенным в корпус 44. Скважина 42 может иметь диаметр D и быть заполненной скважинным флюидом 46, который может включать в себя в первую очередь пресную воду, затем другие буровые растворы и/или углеводороды; утяжелители, соли различных типов и концентраций; другие добавки к буровым растворам и выбуренную породу. После помещения в подземный пласт 40 нейтроны 48, испускаемые источником 18 нейтронов, могут испытывать различные взаимодействия 50 с элементами, входящими в состав подземного пласта 40 и/или скважины 42, и различные количества рассеянных нейтронов 52 могут достигать детекторов 24, 26 или 28 нейтронов в зависимости от взаимодействий 50. В качестве примера, когда источник 18 нейтронов включает в себя электронный генератор нейтронов, нейтроны 48 могут испускаться непрерывно или импульсно в виде вспышек и иметь энергию 14 МэВ.

Взаимодействия 50 испускаемых нейтронов 48 с элементами, входящими в состав подземного пласта 40, и/или скважинным флюидом 46 могут включать в себя, например, неупругое рассеяние, упругое рассеяние и захват нейтронов. В зависимости от состава подземного пласта 40 и скважинного флюида 46 характер взаимодействий 50 может быть разным. Например, атомы водорода могут привести к упругому рассеянию. Подобным образом атомы хлора, входящие в состав соли в подземном пласте 40 или скважинном флюиде 46, могут привести к событиям 54 захвата некоторых из тепловых нейтронов 50 после уменьшения их энергии ниже величины порядка 0,1 эВ. Количества и энергии нейтронов 52, достигающих детекторов 24, 26 и/или 28 нейтронов на различных расстояниях от источника 18 нейтронов, могут таким образом принимать различные значения, которые частично зависят от свойств подземного пласта 40 и/или скважины 42, включая, помимо всего прочего, пористость подземного пласта 40. Кроме того, значения скоростей счета нейтронов от обращенных вперед детекторов 24 и/или 26 нейтронов могут быть подвержены большему влиянию взаимодействий 50 в пласте 40, в то время как значения скоростей счета нейтронов от обращенного назад детектора 28 нейтронов могут быть подвержены большему влиянию взаимодействий 50, происходящих в скважине 42. Различия между значениями скоростей счета от обращенных вперед и назад детекторов нейтронов могут использоваться для отделения влияния скважины 42 от влияния пласта 40 на наблюдаемые значения скоростей счета от детекторов нейтронов и, следовательно, для отделения зависимости от скважинного эффекта от зависимости от пористости.

В некоторых вариантах операция 38 может осуществляться с использованием скважинного прибора 12, в конструкции которого ближний детектор 24 нейтронов и обращенный назад детектор 28 нейтронов являются детекторами надтепловых нейтронов. В операции 38 количество нейтронов, достигающих ближнего детектора 24 нейтронов и обращенного назад детектора 28 нейтронов, может существенно изменяться в зависимости от диаметра D скважины и состава скважинного флюида 46. Например, на фиг.3 представлены графики, полученные в результате моделирования значений видимой пористости с использованием значений скоростей счета от обращенных вперед и назад детекторов надтепловых нейтронов для различных значений диаметра D скважины 42, когда в качестве скважинного флюида выступает пресная вода. Для получения графиков, изображенных на фиг.3, а также на фиг.5-15, значения скоростей счета от обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов и обращенного назад детектора 28 нейтронов рассчитывались с использованием передового программного кода для N-частичного моделирования в ядерной физике методом Монте-Карло (MCNP). Затем значения скоростей счета от обращенных вперед и назад детекторов нейтронов были преобразованы в значения видимой пористости аппроксимацией данных моделирования кривой для определенных стандартных условий (пласт кальцита, диаметр скважины 8 дюймов, пресная вода в качестве скважинного флюида, температура 20°С, давление в 1 атмосферу и т.д.).

График 56 на фиг.3 содержит ординату 58, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 60, представляющую собой диаметр D скважины 42 в дюймах. Кривые со сплошными символами на графике 56 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 56 представляют собой значения видимой пористости, рассчитанные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного назад детектора 28 нейтронов, при тех же значениях реальной пористости. Важно подчеркнуть, что все данные, соответствующие точкам на кривых со сплошными символами графика 56, представляющие собой значения видимой пористости, полученные от обращенного вперед детектора нейтронов, равняются значениям реальной пористости при значении диаметра скважины 8 дюймов. Этого следует ожидать, поскольку значения видимой пористости определяются на основе стандартных условий, соответствующих пресной воде в качестве скважинного флюида 46 и диаметру D скважины 42, равному 8 дюймов. Кривые со сплошными символами на графике 56 возрастают с увеличением размера скважины 42 по мере того, как (более насыщенная водородом) скважина обеспечивает большую часть сигнала.

Как отмечено выше, кривые с полыми символами на графике 56 представляют собой значения видимой пористости, рассчитанные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного назад детектора 28 нейтронов. Значения скоростей счета нейтронов от обращенного назад детектора 28 нейтронов моделировались при нецентрированном расположении скважинного прибора относительно противоположной стороны скважины 42, так что обращенный назад детектор 28 нейтронов может быть обращенным к пласту 40. Такая конфигурация может обеспечивать возможность вывести значения видимой пористости, основываясь на данных, полученных от обращенного назад детектора 28 нейтронов, таким же образом, как это осуществляется в случае обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов. При нормальном нецентрированном размещении скважинного прибора 12 (т.е. когда обращенный назад детектор 28 нейтронов обращен к скважине 42) значения видимой пористости, полученные от обращенного назад детектора 28 нейтронов, могут быть высокими даже в скважине диаметром 6 дюймов из-за большого удаления от задней стенки скважины 42. В частности, значения видимой пористости, полученные от обращенного назад детектора 28 нейтронов, могут возрастать с увеличением диаметра D скважины намного быстрее, чем полученные от ближнего детектора 24 нейтронов. Это расхождение может быть использовано для коррекции влияния диаметра скважины и ее гидродинамического совершенства на данные измерений видимой пористости от обращенного вперед детектора.

Значения пористости, скорректированные с учетом влияния диаметра скважины и ее гидродинамического совершенства на данные каротажа, могут быть получены, используя операцию 38, показанную на фиг.2. Эта операция может осуществляться различными способами. Блок-схема 70 на фиг.4 описывает один из вариантов способа получения скорректированных значений пористости с использованием скважинного прибора 12, когда ближний детектор 24 нейтронов и обращенный назад детектор 28 нейтронов являются детекторами надтепловых нейтронов. На первом шаге 72 скважинный прибор 12 может быть введен в подземный пласт 40 любым подходящим способом. На шаге 74 источник 18 нейтронов может испускать нейтроны (показано, как эмиссия нейтронов 48 на фиг.2) в окружающий подземный пласт 40. Нейтроны 48 могут испускаться в виде вспышек или в виде непрерывного потока нейтронов. В зависимости от взаимодействий 50 испускаемых нейтронов 48 с элементами, окружающими скважинный прибор 12, различные количества нейтронов с различными энергиями могут достигать детекторов 24 и 28 нейтронов. В частности, количество нейтронов, детектированных обращенным назад детектором 28 нейтронов, может быть подвержено существенно большему влиянию размера скважины 42 и состава скважинного флюида 46, чем количество нейтронов, детектированных обращенным вперед ближним детектором 24 нейтронов.

Эти нейтроны могут детектироваться обращенным вперед ближним детектором 24 нейтронов и обращенным назад детектором 28 нейтронов на шаге 76. На шаге 78 на основе значений скоростей счета от данных детекторов система 14 обработки данных может определить значение видимой пористости от ближнего детектора φ_near и значение видимой пористости от обращенного назад детектора φ_back, используя любой подходящий способ расчета пористости. Эти значения видимой пористости могут быть рассчитаны на основе значений скоростей счета от одного детектора надтепловых нейтронов или используя отношения значений скоростей счета от детекторов нейтронов или же значения скоростей счета от детекторов нейтронов, нормированные на значения скорости счета, полученные регистратором 20 нейтронов. На шаге 80 система 14 обработки данных может рассчитать скорректированное значение пористости φ_corr на основе соотношения между значениями видимой пористости от ближнего детектора φ_near и видимой пористости от обращенного назад детектора φ_back, а также соответствующее значение реальной пористости. Такое соотношение может содержать, например, полином от значений видимой пористости:

где n - степень полинома, а коэффициенты a _ij выбраны таким образом, чтобы минимизировать разность между значениями скорректированной пористости φ_corr и реальной пористости. Для данной минимизации значения скоростей счета от детекторов и, следовательно, значения видимой пористости могут быть получены экспериментально или моделированием на компьютере. Хотя уравнение (1) представляет собой полиномиальную функцию, следует понимать, что для вычисления скорректированной пористости φ_corr способом, описанным выше, можно использовать функцию любой подходящей формы. Помимо или вместо шагов 74, 76 и 78 система 14 обработки данных может определять значения пористости непосредственно из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, используя преобразование, выведенное из данных эксперимента и/или моделирования, относящее скорости счета надтепловых нейтронов к различным скважинным и пластовым условиям. В дополнение или вместо этого система 14 обработки данных может определять скорректированные значения пористости путем обращения прямой модели, давая в результате ожидаемые значения скорости счета (или значения видимой пористости) как функцию реальной пористости и других пластовых 40 и скважинных 42 условий.

Для оценки описанного выше способа получения скорректированных значений пористости φ_corr было проведено около 500 сеансов моделирования методом MCNP с использованием различных сочетаний пористости, размера и формы скважины 42 и состава скважинного флюида 46. Что касается моделирования состава скважинного флюида 46, были включены различные типы и количества утяжелителей, типы и солености насыщенных минеральных растворов. Результаты, полученные в некоторых сеансах моделирования, представлены на фиг.5-15 и аппроксимированы с использованием уравнения (1) с n=3 (т.е. включающего члены до степени 3). Отметим, что все результаты определения скорректированных значений пористости, показанные на фиг.5-15, получены из одной аппроксимации (т.е. используя один набор подгоночных коэффициентов a _ij).

Скорректированные значения пористости для различных размеров скважины с пресной водой в качестве скважинного флюида 46 показаны на графике 90 на фиг.5. Ордината 92 графика 90 представляет собой пористость в единицах пористости (p.u.), а абсцисса 94 представляет собой диаметр D скважины 42 в дюймах. Кривые со сплошными символами на графике 90 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 90 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные на основе уравнения (1) и данных, показанных на фиг.3, при тех же значениях реальной пористости. Как можно видеть на кривых графика 90, эффект от размера скважины, наблюдаемый для кривых видимой пористости от ближнего детектора (сплошные символы), в значительной степени исчезает благодаря коррекции, и скорректированные кривые пористости (полые символы) имеют значения, близкие к соответствующим значениям реальной пористости пласта 40.

На фиг.6 и 7 представлены графики, полученные моделированием пористости, определенной на основе значений скоростей счета надтепловых нейтронов, когда скважина 42 заполнена скважинным флюидом 46, представляющим собой пресную воду плюс 600 частей на тысячу (ppk) барита в качестве утяжелителя (т.е. 600 кг барита и 400 кг пресной воды на 1000 кг скважинного флюида 46). Обращаясь к фиг.6, график 96 содержит ординату 98, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 100, представляющую собой диаметр D скважины 42 в дюймах. Кривые со сплошными символами на графике 96 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 96 представляют собой значения видимой пористости, рассчитанные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного назад детектора 28 нейтронов, при тех же значениях реальной пористости.

Из графика 96 на фиг.6 можно заметить, что эффект от размера скважины меньше в случае бурового раствора на основе барита по сравнению с эффектом в случае только пресной воды (как показано на фиг.3). Уменьшение эффекта от размера скважины в значительной степени происходит благодаря меньшей концентрации водорода в буровом растворе на основе барита по сравнению с пресной водой, не содержащей барит. Также следует отметить, что поведение кривых на графике 96 на фиг.6 существенно отличается от поведения кривых на графике 56 на фиг.3 при высоких значениях реальной пористости, когда эффекты, обусловленные концентрацией водорода, в значительной степени приходят в насыщение. Существенно то, что при малых значениях концентрации водорода поведение бурового раствора на основе барита с концентрацией 600 частей на тысячу не сильно отличается от поведения пласта 42 при значении истинной пористости пласта 60 единиц пористости.

На фиг.7 показан график 102, представляющий скорректированные значения пористости, полученные моделированием, как функцию размера скважины, когда в качестве скважинного флюида 46 выступает буровой раствор на основе барита с концентрацией 600 частей на тысячу. Ордината 104 графика 102 представляет собой пористость в единицах пористости (p.u.), а абсцисса 106 - диаметр D скважины 42 в дюймах. Кривые со сплошными символами на графике 102 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 102 представляют собой скорректированные значения видимой пористости, вычисленные на основе уравнения (1) и данных, представленных на фиг.6, при тех же значениях реальной пористости.

Заметим, что, несмотря на совершенно отличающийся состав скважинного флюида 46 (например, буровой раствор на основе барита с концентрацией 600 частей на тысячу вместо пресной воды) и, как результат, различное поведение кривых видимой пористости, коррекция уравнения (1) в значительной степени переводит скорректированные результаты пористости к значениям реальной пористости пласта 40. Другими словами, сравнивая фиг.5 и 7, становится очевидным, что одинаковая корректирующая подгонка соответствует как диаметру D скважины 42, так и составу скважинного флюида 46.

На фиг.8 и 9 представлены графики, полученные моделированием значений пористости, определенных на основе значений скоростей счета надтепловых нейтронов, когда скважина 42 имеет диаметр D, равный 8 дюймам, и заполнена скважинным флюидом 46, представляющим собой пресную воду плюс различные концентрации барита в качестве утяжелителя. Обращаясь к фиг.8, график 108 содержит ординату 110, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 112, представляющую собой различные концентрации барита в скважинном флюиде 46 в единицах частей на тысячу (ppk). Кривые со сплошными символами на графике 108 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 108 представляют собой значения видимой пористости, рассчитанные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного назад детектора 28 нейтронов, при тех же значениях реальной пористости. Подобным образом график 114 на фиг.9 содержит ординату 116, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 118, представляющую собой различные концентрации барита в скважинном флюиде 46 в единицах частей на тысячу (ppk). Кривые со сплошными символами на графике 114 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 114 представляют собой скорректированные значения пористости, вычисленные на основе уравнения (1) и данных, представленных на фиг.8, при тех же значениях реальной пористости. Как следует из графиков 108 и 114, коррекция остается эффективной для различных концентраций скважинного раствора на основе барита в скважинном флюиде 46.

На фиг.10 и 11 представлены графики, полученные моделированием значений пористости, определенных на основе значений скоростей счета надтепловых нейтронов, когда скважина 42 имеет диаметр D, равный 8 дюймам, и заполнена скважинным флюидом 46, представляющим собой пресную воду плюс различные концентрации гематита в качестве утяжелителя. Обращаясь к фиг.10, график 120 содержит ординату 122, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 124, представляющую собой различные концентрации гематита в скважинном флюиде 46 в единицах частей на тысячу (ppk). Кривые со сплошными символами на графике 120 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 120 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного назад детектора 28 нейтронов, при тех же значениях реальной пористости.

Подобным образом график 126 на фиг.11 содержит ординату 128, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 130, представляющую собой различные концентрации гематита в скважинном флюиде 46 в единицах частей на тысячу (ppk). Кривые со сплошными символами на графике 126 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 126 представляют собой скорректированные значения пористости, вычисленные на основе уравнения (1) и данных, представленных на фиг.10, при тех же значениях реальной пористости. Как следует из графиков 120 и 126, коррекция остается эффективной также при различных концентрациях бурового раствора на основе гематита в скважинном флюиде 46.

Фиг.12 и 13 представляют собой графики, полученные моделированием значений пористости, определенных на основе значений скоростей счета надтепловых нейтронов, когда скважина 42 имеет диаметр D, равный 8 дюймам, и заполнена скважинным флюидом 46, представляющим собой пресную воду плюс различные концентрации соли NaCl. Обращаясь к фиг.12, график 132 содержит ординату 134, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 136, представляющую собой различные концентрации NaCl в скважинном флюиде 46 в единицах частей на тысячу (ppk). Кривые со сплошными символами на графике 132 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 132 представляют собой значения видимой пористости, рассчитанные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного назад детектора 28 нейтронов, при тех же значениях реальной пористости.

График 138 на фиг.13 также содержит ординату 140, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 142, представляющую собой различные концентрации NaCl в скважинном флюиде 46 в единицах частей на тысячу (ppk). Кривые со сплошными символами на графике 138 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 138 представляют собой скорректированные значения пористости, вычисленные на основе уравнения (1) и данных, представленных на фиг.12, при тех же значениях реальной пористости. Как следует из графиков 132 и 138, коррекция является эффективной также при различных концентрациях соли NaCl в скважинном флюиде 46.

Из всех графиков, изображенных на фиг.5, 7, 9, 11 и 13, видно, что коррекция, применяемая для получения скорректированных значений пористости, в значительной степени компенсирует различия в размерах скважины 42 и составах скважинного флюида 46. Рассматривая все из более чем 500 сеансов моделирования, остаточная среднеквадратическая погрешность скорректированной пористости относительно ее реального значения улучшается приблизительно в четыре раза. Другими словами, эта скорректированная остаточная среднеквадратическая погрешность в четыре раза меньше, чем исходная среднеквадратическая погрешность значений видимой пористости от ближнего детектора нейтронов (полученной с использованием значений скоростей счета нейтронов от обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов) относительно значений реальной пористости. В то время как точное количество улучшений может зависеть от конкретной конструкции скважинного прибора 12 (например, энергия нейтронов, испускаемых источником 18 нейтронов, расстояния между детекторами 24, 26 и 28 нейтронов, расположение экранов 22 и т.д.) и особенностей формы функции, выбранной для вычисления скорректированной пористости, описанная выше техника в первую очередь опирается на разные пространственные чувствительности детекторов 24, 26 и 28 нейтронов и, таким образом, может в общем случае давать в результате скорректированные значения пористости, несмотря на эти изменения характеристик скважины 42.

В некоторых ситуациях конфигурация обращенного назад детектора 28 нейтронов в варианте исполнения скважинного прибора 12 на фиг.1 не всегда может способствовать получению достаточного объема информации о скважине 42, необходимой для вычисления скорректированного значения пористости, как описано выше. Если скважина 42 не является цилиндрической из-за удлинения, один обращенный назад детектор 28 нейтронов может не обеспечивать удовлетворительной коррекции влияния диаметра скважины и ее гидродинамического совершенства на результаты каротажа, поскольку одиночный обращенный назад детектор 28 нейтронов может проводить различия между эффектами влияния диаметра скважины и ее гидродинамического совершенства на результаты каротажа только в одном азимутальном направлении в скважине 42. Однако, поскольку удлиненная скважина 42 необязательно симметрична с точки зрения скважинного прибора 12, эффекты влияния диаметра скважины и ее гидродинамического совершенства на результаты каротажа могут варьироваться с изменением азимутального направления в скважине 42.

Для иллюстрации эффекта от удлиненной скважины 42 на вышеописанную технику на фиг.14 и 15 представлены результаты измерений, промоделированные с использованием метода MCNP, как получено в скважине 42. Короткая ось скважины 42 в модели всегда имеет длину 8 дюймов, а удлинение длинной оси 42 в модели составляет величину от 0 до 4 дюймов (т.е. длина длинной оси меняется от 8 до 12 дюймов). На фиг.14 и 15 принято, что скважинный прибор 12 ориентирован вдоль длинной оси (т.е. задний детектор обращен по направлению длинной оси), как это обычно и происходит при измерениях внутри скважины. Обращаясь к фиг.14, график 144 содержит ординату 146, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 148, представляющую собой удлинение длинной оси скважины 42 в дюймах. Кривые со сплошными символами на графике 144 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 144 представляют собой значения видимой пористости, рассчитанные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного назад детектора 28 нейтронов, при тех же значениях реальной пористости. На фиг.15 представлен график 150, который содержит ординату 152, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 154, представляющую собой удлинение длинной оси скважины 42 в дюймах. Кривые со сплошными символами на графике 150 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений скоростей счета надтепловых нейтронов, полученных от обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 150 представляют собой скорректированные значения пористости, вычисленные на основе уравнения (1) и данных, представленных на фиг.14, при тех же значениях реальной пористости.

Как видно на кривых скорректированной пористости (кривые с полыми точками) графика 150 на фиг.15, коррекция в некоторой степени является избыточной. Это условие можно понять, поскольку обращенный назад детектор 28 нейтронов подвержен большему влиянию длинной оси, чем обращенный вперед ближний детектор 24 нейтронов. И наоборот, обращенный вперед ближний детектор 24 нейтронов более чувствителен по отношению к короткой оси (т.е. к скважинному флюиду 46 по сторонам скважинного прибора 12). При наличии только двух детекторов нейтронов данная аппроксимация представляет собой компромисс. Лучшую коррекцию можно получить, помещая дополнительные детекторы нейтронов по сторонам скважинного прибора 12 для получения значений видимой пористости с дополнительными смещениями по направлениям с целью корректировки с учетом более сложных форм скважины 42. Один из таких вариантов описан более подробно ниже с иллюстрацией на фиг.33 и 34.

В вариантах исполнения, описанных выше и проиллюстрированных на фиг.3-15, каждое значение видимой пористости рассчитывалось, исходя из значения скорости счета от одного детектора нейтронов (например, скорости счета надтепловых нейтронов от обращенного вперед детектора 24 нейтронов или обращенного назад детектора надтепловых нейтронов 28). Однако скважинный прибор 12 может вместо этого рассчитывать значения видимой пористости, исходя из отношения скоростей счета тепловых нейтронов, полученных на разных удалениях (например, отношения скоростей счета от обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов к таковым от дальнего детектора 26 нейтронов). Хотя получение на основе данного отношения значения пористости приводит к уменьшению чувствительности скважинного прибора 12 относительно пористости, его чувствительность к ряду других нежелательных эффектов, остаточные вклады от которых следует учитывать при коррекции, тоже снижается.

Использование отношений для определения значений видимой пористости может быть особенно важным, когда в скважинном приборе 12 применяются детекторы 24, 26 и/или 28 тепловых нейтронов, поскольку значения скоростей счета тепловых нейтронов очень чувствительны к определенным элементам, содержащим изотопы с большими сечениями для тепловых нейтронов (таких, как хлор). Например, когда скважинный флюид 46 содержит насыщенный минеральный раствор с высоким содержанием соли, и детекторы 24, 26 и 28 являются детекторами тепловых нейтронов, чувствительность скважинного прибора 12 к хлору может быть сравнима с чувствительностью к водороду (и, соответственно, с чувствительностью по отношению к пористости). К счастью, потери в скоростях счета тепловых нейтронов вследствие присутствия хлора локализованы преимущественно вокруг каждого из детекторов 24, 26 и 28 нейтронов. Другими словами, большая часть потока нейтронов от источника 18 нейтронов к каждому из детекторов 24, 26 или 28 нейтронов может определяться главным образом рассеянием на ядрах атомов водорода. Только при замедлении нейтронов до тепловых или околотепловых значений энергии в окрестностях детекторов 24, 26 или 28 нейтронов сечение захвата тепловых нейтронов начинает влиять на значения их скоростей счета.

Как таковые, эффекты захвата нейтронов не очень сильно зависят от расстояния между источником и детектором (т.е. их относительное влияние на все детекторы 24, 26 и 28 нейтронов аналогично и не зависит от их взаимного расположения). С другой стороны, упругое рассеяние нейтронов на водороде, лежащее в основе измерения пористости методом нейтронного каротажа, сильно зависит от расстояния и, следовательно, от отдаленности детекторов 24, 26 и 28 нейтронов от источника 18 нейтронов. По этой причине использование отношения значений скоростей счета нейтронов может в общем случае исключить эффекты, связанные с захватом тепловых нейтронов, например, хлором, в гораздо большей степени, чем эффекты, связанные с пористостью. Следовательно, использование отношения значений скоростей счета нейтронов от обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов и обращенного вперед дальнего детектора 28 нейтронов может в итоге улучшить точность определения пористости с помощью тепловых нейтронов скважинным прибором 12 в присутствии в скважине 42 или пласте 40 поглотителей нейтронов, таких как хлор.

В свете вышесказанного, некоторые варианты процесса 38, показанного на фиг.2, могут быть реализованы с использованием конструкции скважинного прибора 12, в которой обращенные вперед ближний и дальний (24 и 26), а также обращенный назад (28) детекторы нейтронов являются детекторами тепловых нейтронов. Значения видимой пористости от обращенных вперед детекторов могут быть получены на основе значений отношений скоростей счета тепловых нейтронов от обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов и обращенного вперед дальнего детектора 26 нейтронов (т.е. отношение ближний/дальний). Значения видимой пористости от обращенного назад детектора могут быть получены на основе значений отношений скоростей счета тепловых нейтронов от обращенного назад детектора 28 нейтронов и обращенного вперед дальнего детектора 26 нейтронов (т.е. отношение задний/дальний) или, в качестве альтернативы, обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов (т.е. отношение задний/ближний). Нижеследующее обсуждение с обращением к фиг.16-32 относится к вычислению скорректированных значений пористости, по меньшей мере частично основываясь на значениях отношений скоростей счета тепловых нейтронов ближний/дальний и задний/дальний, используя вариант исполнения скважинного прибора 12, в котором детекторы 24, 26 и 28 нейтронов являются детекторами тепловых нейтронов.

При осуществлении процесса 38 количество тепловых нейтронов, достигающих обращенных вперед детекторов 24 и 26 нейтронов и обращенного назад детектора 28 нейтронов, может существенно изменяться в зависимости от диаметра D скважины и состава скважинного флюида 46. Например, на фиг.16 представлен график, полученный в результате моделирования значений видимой пористости от обращенных вперед и назад детекторов нейтронов, используя значения отношений скоростей счета тепловых нейтронов ближний/дальний и задний/дальний, при различных значениях диаметра D скважины 42, когда в качестве скважинного флюида 46 выступает пресная вода. Для получения графиков, изображенных на фиг.16, а также на фиг.18-32, значения скоростей счета тепловых нейтронов были рассчитаны с использованием метода MCNP, а затем преобразованы в значения видимой пористости подгонкой кривых по значениям отношений скоростей счета ближний/дальний и задний/дальний, полученных в результате моделирования при определенных стандартных условиях (пласт кальцита, диаметр скважины 8 дюймов, пресная вода в качестве скважинного флюида, температура 20°С, давление в 1 атмосферу и т.д.).

График 156 на фиг.16 содержит ординату 158, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 160, представляющую собой диаметр D скважины 42 в дюймах. Кривые со сплошными символами на графике 156 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений отношений ближний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов 24 и 26 нейтронов, для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 156 представляют собой значения видимой пористости, рассчитанные из значений отношений задний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенного назад детектора 28 нейтронов и обращенного вперед дальнего детектора 26 нейтронов, при тех же значениях реальной пористости. Эффект от размера скважины, показанный на фиг.16, четко отличается в случае видимой пористости, полученной с использованием отношений ближний/дальний и задний/дальний, однако интерпретация не является такой же простой, поскольку данный эффект зависит теперь от относительных чувствительностей к размеру скважины каждого из детекторов, дающих вклад в отношения. Следовательно, поскольку значения видимой пористости, полученные из отношений ближний/дальний (сплошные символы), возрастают с увеличением размера скважины, можно видеть, что размер скважины больше влияет на показания обращенного вперед ближнего детектора 24 нейтронов, чем на показания обращенного вперед дальнего детектора 26 нейтронов.

В то время как коррекция влияния скважины, основанная на разложении в полином значений видимой пористости, полученных из отношений ближний/дальний и задний/дальний, может быть достаточной при использовании отношений скоростей счета надтепловых нейтронов, в общем случае она может работать хуже в случае отношений скоростей счета тепловых нейтронов. В самом деле, поглотители тепловых нейтронов, такие как хлор, вблизи каждого из детекторов 24, 26 и/или 28 нейтронов могут существенным образом изменять чувствительности детекторов по отношению к эффекту от скважины, так что эти изменения частично сохраняются и при использовании отношений. В то же время следует принять во внимание, что, хотя подход, описанный в общих чертах выше, касающийся использования детекторов надтепловых нейтронов, может в некоторых вариантах также использовать тепловые нейтроны, коррекция значений пористости, используя отношения скоростей счета тепловых нейтронов, может требовать привлечения дополнительных зависимостей.

Соответственно, нейтронный каротаж с целью определения скорректированного значения пористости может быть проведен способом, в котором используется дополнительная информация, что вызвано влиянием поглотителей тепловых нейтронов на значения скоростей счета тепловых нейтронов от каждого из детекторов 24, 26 и 28 нейтронов. Блок-схема 170, показанная на фиг.17, описывает один из вариантов способа получения скорректированных значений пористости, используя скважинный прибор 12, в котором детекторы 24, 26 и 28 нейтронов являются детекторами тепловых нейтронов. На первом шаге 172 скважинный прибор 12 может быть опущен в подземный пласт 40 на проволоке или тросе, или введен как часть скважинной конструкции (СК) при бурении, или любым другим способом доставки. На шаге 174 источник 18 нейтронов может испускать нейтроны (показаны в виде эмиссии нейтронов 48 на фиг.2) в окружающий подземный пласт 40. Поскольку, как обсуждается ниже, коррекция может требовать рассмотрения времени распада тепловых нейтронов τ, относящееся к одному или более детекторов 24, 26 и/или 28 нейтронов, испускание нейтронов 48 может происходить в виде импульсных вспышек нейтронов вместо непрерывного потока нейтронов. В зависимости от взаимодействий 50 потока нейтронов 48 с элементами в окружении скважинного прибора 12 различные количества нейтронов могут достигать детекторов 24, 26 и 28 нейтронов. В частности, количество нейтронов, детектируемых обращенным назад детектором 28 нейтронов, может быть подвержено существенно большему влиянию размера скважины 42 и состава скважинного флюида 46, чем количество нейтронов, детектируемых обращенными вперед ближним и дальним детекторами 24 и 26.

Эти нейтроны могут быть детектированы обращенными вперед ближним и дальним детекторами 24 и 26 нейтронов, а также обращенным назад детектором 28 нейтронов на шаге 176. На шаге 178 система 14 обработки данных может определить, основываясь на данных значениях скоростей счета нейтронов, значения видимой пористости, исходя из отношений ближний/дальний (φ_n/f) и задний/дальний (φ_b/f), используя любые подходящие методы расчета пористости. На шаге 180 электронная схема обработки данных может определить значения одного или более времен распада тепловых нейтронов τ _near, τ _far и/или τ _back, соответственно относящихся к каждому из детекторов 24, 26 и/или 28 нейтронов.

Вклад от поглотителей тепловых нейтронов, таких как хлор, может быть количественно определен в терминах времени распада τ, которое является средним временем распада совокупности тепловых нейтронов. Используя импульсный генератор нейтронов, традиционный для нефтяного промысла на протяжении многих лет, в качестве источника 18 нейтронов, можно просто измерять значения τ по значениям показаний одного или более детекторов 24, 26 и/или 28 нейтронов. При реальных скважинных условиях наблюдаемое время распада тепловых нейтронов τ часто характеризует более сложный процесс, чем моноэкспоненциальный распад (например, распад тепловых нейтронов может быть вызван различными значениями сечений захвата, что приводит к различию значений времен распада в скважине 42 и пласте 40, или же происходить вследствие диффузии нейтронов). Однако этими эффектами можно пренебречь и рассчитать значение видимого времени распада τ для одного или более детекторов 24, 26 и 28 нейтронов.

На шаге 182 система 14 обработки данных может рассчитать скорректированное значение пористости φ_corr на основе соотношения между значениями видимой пористости φ_n/f, полученными из отношений ближний/дальний, видимой пористости φ_b/f, полученными из отношений задний/дальний, и одним или более значениями видимого времени распада тепловых нейтронов τ _near, полученного от ближнего детектора, видимого времени распада тепловых нейтронов τ _back, полученного от обращенного назад детектора, и видимого времени распада тепловых нейтронов τ _far, полученного от дальнего детектора. Такое соотношение может иметь, например, следующий вид:

где n, p и q представляют собой степени полиномов, а коэффициенты a _ij и b _iklm выбираются с целью минимизации отклонения скорректированного значения пористости от ее реального значения, когда при этой минимизации значения скоростей счета от детекторов и, следовательно, значения видимой пористости и видимых времен распада могут быть получены экспериментально или с помощью компьютерного моделирования. Отметим, что в то время как члены, зависящие от времен распада, некоторым образом зависят также от пористости, в общем случае здесь достаточно использовать только одно из значений видимой пористости (например, φ_n/f) и ограничиться рассмотрением только членов малых порядков (т.е. p≤n). Более того, хотя уравнение (2) записано с использованием полиномиальной функции, следует понимать, что для расчета скорректированных значений пористости φ_corr способом, описанным выше, можно использовать любую подходящую функциональную форму. Также отметим, что в то время как в предпочтительных вариантах используются значения времен распада от каждого из детекторов, в альтернативных вариантах значения одного или более времен распада (например, τ _near или τ _far) могут быть выпущены. В дополнение или вместо шагов 74, 76 и 78 система 14 обработки данных может определять значения пористости непосредственно из значений скоростей счета тепловых нейтронов, используя преобразование, выведенное из данных моделирования и/или экспериментальных данных, относящее скорости счета тепловых нейтронов и их зависимости от времени к различным скважинным и пластовым условиям. В дополнение или вместо этого электронная схема обработки данных может определять скорректированные значения пористости путем обращения прямой модели, давая в результате ожидаемые значения скоростей счета (или значения видимой пористости) и их зависимости от времени (или значения времен распада тепловых нейтронов) как функцию реальной пористости и других пластовых 40 и скважинных 42 условий.

Для оценки метода получения скорректированных значений пористости φ_corr, представленного на блок-схеме 170 на фиг.17, было проведено свыше 500 сеансов моделирования методом MCNP для различных сочетаний пористости, размера, формы скважины 42 и состава скважинного флюида 46. Моделирование состава скважинного флюида 46 было проведено с использованием различных типов и количеств материалов утяжелителей, типов и соленостей насыщенных минеральных растворов. Результаты, полученные в некоторых сеансах моделирования, проиллюстрированы на фиг.18-32 и аппроксимированы с использованием уравнения (2) с n=3, p=1 и q=2. Отметим, что все результирующие скорректированные значения пористости, показанные на фиг.18-32, получены с использованием одной аппроксимации (т.е. одного набора коэффициентов a _ij и b _iklm).

Скорректированные значения пористости для различных размеров скважины с пресной водой в качестве скважинного флюида 46 показаны на графике 190 на фиг.18. Ордината 192 графика 190 представляет собой пористость в единицах пористости (p.u.), а абсцисса 194 представляет собой диаметр D скважины 42 в дюймах. Кривые со сплошными символами на графике 190 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений отношений ближний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов 24 и 26 нейтронов, для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 190 представляют собой скорректированные значения видимой пористости, вычисленные на основе уравнения (2) и данных, представленных на фиг.16, при тех же значениях реальной пористости. Как можно видеть из кривых графика 190, величина коррекции значений видимой пористости, определенных из отношений скоростей счета тепловых нейтронов в случае пресной воды, меньше, чем в примере, описанном выше со ссылкой на фиг.3-15, в котором значения видимой пористости определялись только на основе значений скоростей счета надтепловых нейтронов. Таким образом, улучшение от видимой до скорректированной пористости, показанное на фиг.18, может не быть таким значительным, как показанное на фиг.5. Тем не менее, значения скорректированной пористости на фиг.18 расположены ближе к значениям истинной пористости, чем значения видимой пористости, определенные на основе только значений отношений ближний/далекий скоростей счета тепловых нейтронов.

Фиг.19 и 20 представляют собой графики, полученные моделированием значений пористости, определенных на основе значений отношений скоростей счета тепловых нейтронов, когда скважина 42 заполнена скважинным флюидом 46, представляющим собой пресную воду плюс 600 частей на тысячу (ppk) барита в качестве утяжелителя (т.е. 600 кг барита и 400 кг пресной воды на 1000 кг скважинного флюида 46). Обращаясь к фиг.19, график 196 содержит ординату 198, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 200, представляющую собой диаметр D скважины 42 в дюймах. Кривые со сплошными символами на графике 196 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений отношений ближний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов 24 и 26 нейтронов, для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 196 представляют собой значения видимой пористости, рассчитанные из значений отношений задний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенного назад детектора 28 нейтронов и обращенного вперед дальнего детектора 26 нейтронов, при тех же значениях реальной пористости.

На фиг.20 показан график 202, представляющий скорректированную пористость, полученную моделированием, как функцию размера скважины, когда в качестве скважинного флюида 46 выступает буровой раствор на основе барита с концентрацией 600 частей на тысячу. Ордината 204 графика 202 представляет собой пористость в единицах пористости (p.u.), а абсцисса 206 - диаметр D скважины 42 в дюймах. Кривые со сплошными символами на графике 202 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений отношений ближний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов 24 и 26 нейтронов, для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 202 представляют собой скорректированные значения пористости, вычисленные на основе уравнения (2) и данных, представленных на фиг.19, при тех же значениях реальной пористости. Как показано на графиках 196 на фиг.19 и 202 на фиг.20, в случае скважинного флюида 46 на основе барита расхождение в значениях видимой и реальной пористости имеет гораздо большую величину. Однако из этих графиков также очевидно, что примененная коррекция также является эффективной, и скорректированные значения пористости на графике 202 на фиг.20 (кривые с полыми символами) лежат намного ближе к значениям реальной пористости, чем значения видимой пористости (кривые со сплошными символами).

На фиг.21 и 22 представлены графики, полученные моделированием значений пористости, определяемых на основе значений отношений скоростей счета тепловых нейтронов, когда скважина 42 заполнена скважинным флюидом 46, представляющим собой пресную воду плюс различные концентрации барита в качестве утяжелителя. Обращаясь к фиг.21, график 208 содержит ординату 210, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 212, представляющую собой концентрацию барита в единицах частей на тысячу (ppk). Кривые со сплошными символами на графике 208 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений отношений ближний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов 24 и 26 нейтронов, для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 208 представляют собой значения видимой пористости, рассчитанные из значений отношений задний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенного назад детектора 28 нейтронов и обращенного вперед детектора 26 нейтронов, при тех же значениях реальной пористости.

Подобным образом на фиг.22 представлен график 214, полученный моделированием скорректированной пористости как функции концентрации барита в скважинном флюиде 46, когда скважина 42 имеет диаметр D, равный 8 дюймам. Ордината 216 на графике 214 представляет собой пористость в единицах пористости (p.u.), а абсцисса 218 - концентрацию барита в единицах частей на тысячу (ppk). Кривые со сплошными символами на графике 214 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений отношений ближний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов 24 и 26 нейтронов, для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 214 представляют собой скорректированные значения пористости, вычисленные на основе уравнения (2) и данных, представленных на фиг.21, при тех же значениях реальной пористости.

Подобным образом на фиг.23 и 24 представлены графики, полученные моделированием значений пористости, определяемых на основе значений отношений скоростей счета тепловых нейтронов, когда скважина 42 заполнена скважинным флюидом 46, представляющим собой пресную воду плюс различные концентрации гематита в качестве утяжелителя. Обращаясь к фиг.23, график 220 содержит ординату 222, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 224, представляющую собой концентрацию гематита в единицах частей на тысячу (ppk). Кривые со сплошными символами на графике 220 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений отношений ближний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов 24 и 26 нейтронов, для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 220 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений отношений задний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенного назад детектора 28 нейтронов и обращенного вперед детектора 26 нейтронов, при тех же значениях реальной пористости.

Аналогично, на фиг.24 представлен график 226, полученный моделированием скорректированной пористости как функции концентрации гематита в скважинном флюиде 46, когда скважина 42 имеет диаметр D, равный 8 дюймам. Ордината 228 на графике 226 представляет собой пористость в единицах пористости (p.u.), а абсцисса 230 - концентрацию гематита в единицах частей на тысячу (ppk). Кривые со сплошными символами на графике 226 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений отношений ближний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов 24 и 26 нейтронов, для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 226 представляют собой скорректированные значения пористости, вычисленные на основе уравнения (2) и данных, представленных на фиг.23, при тех же значениях реальной пористости.

Относительно фиг.21-24 следует заметить, что в то время как значения видимой пористости, определенные из отношений задний/дальний скоростей счета (кривые с полыми символами) на фиг.21 возрастают с увеличением концентрации барита, значения видимой пористости, определенные из отношений задний/дальний скоростей счета (кривые с полыми символами) на фиг.23, уменьшаются с увеличением концентрации гематита. Тем не менее, как видно на фиг.22 и 24, скорректированные значения пористости (кривые с полыми символами) на обеих фиг.22 и 24 имеют улучшенные значения по сравнению с соответствующими значениями видимой пористости, определенными из отношений ближний/дальний (кривые со сплошными символами). Например, отметим эффективность коррекции, представленной на фиг.17, несмотря на противоположные влияния на значения видимой пористости, определенные из отношений ближний/дальний скоростей счета, со стороны барита и гематита.

На фиг.25-30 проиллюстрировано влияние на результаты определения значений видимой и скорректированной пористости солености скважинного флюида 46 на основе насыщенных минеральных растворов, содержащих NaCl, KCl и NaBr в скважине 42 диаметром D, равным 8 дюймам. В частности, фиг.25 и 26 относятся к NaCl, фиг.27 и 28 - к KCl и фиг.29 и 30 - к NaBr. Обращаясь вначале к фиг.25, график 232 содержит ординату 234, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 236, представляющую собой концентрацию NaCl в единицах частей на тысячу (ppk). Кривые со сплошными символами на графике 232 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений отношений ближний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов 24 и 26 нейтронов, для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 232 представляют собой значения видимой пористости, рассчитанные из значений отношений задний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенного назад детектора 28 нейтронов и обращенного вперед дальнего детектора 26 нейтронов, при тех же значениях реальной пористости.

Аналогично, на фиг.26 представлен график 238, полученный моделированием скорректированных значений пористости как функции концентрации NaCl в скважинном флюиде 46, когда скважина 42 имеет диаметр D, равный 8 дюймам. Ордината 240 графика 238 представляет собой пористость в единицах пористости (p.u.), а абсцисса 242 представляет собой концентрацию NaCl в единицах частей на тысячу (ppk). Кривые со сплошными символами на графике 238 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений отношений ближний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов нейтронов, 24 и 26, для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 238 представляют собой скорректированные значения пористости, вычисленные на основе уравнения (2) и данных, представленных на фиг.25, при тех же значениях реальной пористости.

Обращаясь далее к фиг.27, график 244 моделирует значения видимой пористости, получаемые из отношений скоростей счета тепловых нейтронов, как функцию концентрации KCl, когда скважина 42 имеет диаметр D, равный 8 дюймам. График 244 содержит ординату 246, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 248, представляющую собой концентрацию KCl в единицах частей на тысячу (ppk). Кривые со сплошными символами на графике 244 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений отношений ближний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов 24 и 26 нейтронов, для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 244 представляют собой значения видимой пористости, рассчитанные из значений отношений задний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенного назад детектора 28 нейтронов и обращенного вперед дальнего детектора 26 нейтронов, при тех же значениях реальной пористости.

Аналогично, на фиг.28 представлен график 250, полученный моделированием скорректированных значений пористости как функции концентрации KCl в скважинном флюиде 46, когда скважина 42 имеет диаметр D, равный 8 дюймам. Ордината 252 графика 250 представляет собой пористость в единицах пористости (p.u.), а абсцисса 254 представляет собой концентрацию KCl в единицах частей на тысячу (ppk). Кривые со сплошными символами на графике 250 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений отношений ближний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов нейтронов, 24 и 26, для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 250 представляют собой скорректированные значения пористости, вычисленные на основе уравнения (2) и данных, представленных на фиг.27, при тех же значениях реальной пористости.

На фиг.29 представлен график 256, моделирующий значения видимой пористости, получаемые из отношений скоростей счета тепловых нейтронов, как функцию концентрации NaBr, когда скважина 42 имеет диаметр D, равный 8 дюймам. График 256 содержит ординату 258, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 260, представляющую собой концентрацию NaBr в единицах частей на тысячу (ppk). Кривые со сплошными символами на графике 256 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений отношений ближний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов 24 и 26 нейтронов, для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 256 представляют собой значения видимой пористости, рассчитанные из значений отношений задний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенного назад детектора 28 нейтронов и обращенного вперед дальнего детектора 26 нейтронов, при тех же значениях реальной пористости.

Аналогично, на фиг.30 представлен график 262, полученный моделированием скорректированных значений пористости как функции концентрации NaBr в скважинном флюиде 46, когда скважина 42 имеет диаметр D, равный 8 дюймам. Ордината 264 графика 262 представляет собой пористость в единицах пористости (p.u.), а абсцисса 266 представляет собой концентрацию NaBr в единицах частей на тысячу (ppk). Кривые со сплошными символами на графике 262 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений отношений ближний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов 24 и 26 нейтронов, для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 262 представляют собой скорректированные значения пористости, вычисленные на основе уравнения (2) и данных, представленных на фиг.29, при тех же значениях реальной пористости.

Обращаясь к фиг.25-30, следует отметить, что, даже взяв отношения ближний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов 24 и 26 нейтронов для определения значений видимой пористости (кривые со сплошными символами), остаточный эффект, связанный с захватом тепловых нейтронов, остается большим вследствие большой величины сечения захвата нейтронов элементами, которые присутствуют в скважинном флюиде 46. Несмотря на данный эффект, отсутствующий в большой степени в случае надтепловых нейтронов, коррекция (кривые с полыми символами), показанная на фиг.26, 28 и 30, приводит к улучшению значений пористости по сравнению с соответствующими значениями видимой пористости, полученными с использованием отношений ближний/дальний (кривые со сплошными символами). Коррекция, представленная на фиг.17, явно эффективна, несмотря на три различных типа насыщенного минерального раствора (на основе NaCl, KCl и NaBr), присутствующих соответственно в скважинном флюиде 46.

Из всех графиков на фиг.18, 20, 22, 24, 26, 28 и 30 видно, что коррекция, показанная на фиг.17, подобно коррекции, представленной на фиг.4, в значительной степени компенсирует влияние размеров скважины 42 и состава скважинного флюида 46. В общем, рассматривая все из более чем 500 сеансов моделирования, остаточная среднеквадратическая погрешность между скорректированными значениями пористости и ее реальными значениями снова улучшается приблизительно в четыре раза.

Для иллюстрации влияния удлинения скважины 42 на технику, показанную на фиг.17, на фиг.31 и 32 представлены результаты измерений, промоделированные с использованием метода MCNP для скважины 42, короткая ось которой всегда имеет длину 8 дюймов, а удлинение длинной оси составляет величину от 0 до 4 дюймов (т.е. длина длинной оси меняется от 8 до 12 дюймов). На фиг.31 и 32 принято, что скважинный прибор 12 ориентирован вдоль длинной оси (т.е. обращенный назад детектор обращен по направлению длинной оси), что является обычным при скважинных измерениях.

Обращаясь к фиг.31, график 268 содержит ординату 270, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 272, представляющую собой удлинение длинной оси скважины 42 в дюймах. Кривые со сплошными символами на графике 268 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений отношений ближний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов 24 и 26 нейтронов, для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 268 представляют собой значения видимой пористости, рассчитанные из значений отношений задний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенного назад детектора 28 нейтронов и обращенного вперед дальнего детектора 26 нейтронов, при тех же значениях реальной пористости.

На фиг.32 представлен график 274, который содержит ординату 276, представляющую собой пористость в единицах пористости (p.u.), и абсциссу 278, представляющую собой удлинение длинной оси скважины 42 в дюймах. Кривые со сплошными символами на графике 274 представляют собой значения видимой пористости, вычисленные из значений отношений ближний/дальний скоростей счета тепловых нейтронов, полученных от обращенных вперед ближнего и дальнего детекторов 24 и 26 нейтронов, для ряда определенных значений реальной пористости пласта 40 (например, 0, 5, 15, 25, 40 и 60 ед.). Кривые с полыми символами на графике 274 представляют собой скорректированные значения пористости, вычисленные на основе уравнения (2) и данных, представленных на фиг.31, при тех же значениях реальной пористости.

Аналогично результатам определения видимой пористости в случае надтепловых нейтронов, показанным на фиг.14 и 15, как видно на кривых скорректированной пористости, полученных из отношений скоростей счета тепловых нейтронов (кривые с полыми точками) графика 274 на фиг.32, коррекция является в некоторой степени избыточной. Это условие можно понять, поскольку обращенный назад детектор 28 нейтронов подвержен большему влиянию длинной оси, чем обращенные вперед ближний и дальний детекторы 24 и 26 нейтронов. И наоборот, обращенные вперед ближний и дальний детекторы 24 и 26 нейтронов более чувствительны относительно короткой оси (т.е. относительно скважинного флюида 46 по сторонам скважинного прибора 12).

Как было отмечено ранее, при наличии только двух детекторов нейтронов техника коррекции, показанная на фиг.17, представляет собой компромисс. Лучшую коррекцию можно получить, помещая дополнительные детекторы нейтронов на сторонах скважинного прибора 12, для получения значений видимой пористости с дополнительными смещениями по направлениям, для коррекции с учетом более сложных форм скважины 42. Один из таких вариантов исполнения скважинного прибора 12 показан на фиг.33 и 34. На фиг.33, которая представляет скважинный прибор 12, ориентированный, как показано, относительно введенной системы координат, два детектора 28 нейтронов, обращенных в стороны от скважинного прибора 12, могут быть расположены аксиально (в направлении оси z) вдоль обращенного назад детектора 28 нейтронов. Обращенные в стороны детекторы 280 нейтронов могут быть любыми подходящими детекторами тепловых или надтепловых нейтронов в зависимости от того, детекторами какого вида являются другие детекторы 24, 26 и/или 28.

На фиг.34 показан скважинный прибор 12 в разрезе по линиям 34-34 на фиг.33. Как показано на фиг.34, два обращенных в стороны детектора 280 нейтронов могут быть размещены в скважинном приборе 12 под различными азимутальными углами. В некоторых вариантах обращенные в стороны детекторы 280 нейтронов могут быть расположены в скважинном приборе под азимутальным углом примерно 90° относительно обращенного назад детектора 28 нейтронов. Альтернативные варианты исполнения скважинного прибора 12 могут включать в себя большее или меньшее число обращенных в стороны детекторов 280 нейтронов, помещенных в скважинном приборе 12 в разных азимутальных направлениях. Кроме того, в некоторых вариантах между обращенными в стороны детекторами 280 нейтронов и обращенным назад детектором 28 нейтронов могут помещаться дополнительные экраны 22 для усиления чувствительности каждого детектора по отношению к определенным азимутальным углам относительно скважинного прибора 12.

Осуществляя нейтронные измерения под другими азимутальными углами относительно скважинного прибора 12, обращенные в стороны детекторы 280 нейтронов могут предоставить дополнительную информацию относительно геометрии скважины 42. Эта дополнительная информация, полученная от обращенных в стороны детекторов 280 нейтронов, может обеспечить даже более точную коррекцию при любом варианте исполнения скважинного прибора 12. То есть независимо от того, определяется ли пористость скважинным прибором 12 на основе значений скоростей счета нейтронов или на основе их отношений, а также в рамках любой другой подходящей техники, использование дополнительной информации от обращенных в стороны детекторов нейтронов 280 может обеспечить во всех случаях еще более точную коррекцию.

Один из дополнительных способов получения значений пористости, скорректированных с учетом влияния диаметра скважины и ее гидродинамического совершенства на результаты каротажа, представлен в виде блок-схемы 290 на фиг.35, используя вариант исполнения скважинного прибора 12, показанный на фиг.33 и 34. В способе, представленном на блок-схеме 290, первый шаг 292 может включать в себя погружение скважинного прибора 12 в подземный пласт 40, применяя любой подходящий способ. На шаге 294 источник 18 нейтронов может испускать нейтроны (показано в виде эмиссии нейтронов 48 на фиг.2) в окружающий подземный пласт 40. Эмиссия 48 нейтронов может происходить в виде непрерывного потока или в виде вспышек нейтронов, если необходимо определить временные характеристики распада, такие как времена распада тепловых нейтронов. В зависимости от взаимодействий 50 испускаемых 48 нейтронов с элементами, находящимися в окружении скважинного прибора 12, различные количества нейтронов с различными энергиями могут достигать детекторов 24, 26, 28 и 280 нейтронов. В частности, для данного состава скважинного флюида 42 соотношение между количествами нейтронов, детектируемых обращенным назад детектором 28 нейтронов, обращенными в стороны детекторами 280 нейтронов и обращенными вперед ближним и/или дальним детекторами 24 и 26 нейтронов, может изменяться в зависимости от формы скважины (например, обращенный назад детектор 28 нейтронов и/или обращенные в стороны один или более детекторов 280 могут иметь разные чувствительности по отношению к удлинению скважины).

На шаге 296 детекторы 24, 26, 28 и/или 280 нейтронов могут определять скорости счета нейтронов, рассеянных окружающим пластом 40 и/или скважиной 42. Поскольку нейтроны детектируются под более чем двумя азимутальными углами в скважинном приборе 12, значения скоростей счета нейтронов, определенных на шаге 296, могут предоставить дополнительную информацию относительно геометрии скважины 42. На шаге 298, основываясь на нейтронах, детектированных на шаге 296, система 14 обработки данных может определить значения видимой пористости и, в некоторых вариантах, значения времен распада тепловых нейтронов, относящихся к детекторам 24, 26, 28 и/или 280 нейтронов. Эти значения видимой пористости и, в некоторых вариантах, значения времен распада тепловых нейтронов могут быть использованы в выражении, подобном обсужденным выше, относящимся к уравнениям (1) и/или (2), для получения скорректированного значения пористости на шаге 300. В дополнение или вместо этого, система 14 обработки данных может определить значение пористости непосредственно из значений скоростей счета нейтронов, а также их зависимости от времени в некоторых вариантах, используя преобразование, полученное из данных моделирования и/или экспериментальных данных, относящих значения скоростей счета к различным скважинным и пластовым условиям. В дополнение или вместо этого, электронная схема обработки данных может определять скорректированные значения пористости путем обращения прямой модели, давая в результате ожидаемые значения скоростей счета (или значения видимой пористости) и, в некоторых вариантах, их зависимости от времени (или значения времен распада) как функцию реальной пористости и других пластовых 40 и скважинных 42 условий.

Некоторые другие варианты способов получения значений пористости пласта 40, скорректированных с учетом влияния диаметра скважины и ее гидродинамического совершенства на результаты каротажа, представлены на фиг.36 и 37. Обращаясь вначале к фиг.36, блок-схема 310 описывает вариант способа определения скорректированной пористости пласта 40 на основе одного или более измерений значений времени замедления надтепловых нейтронов. Как таковой, вариант способа, представленный блок-схемой 310, в общем случае включает в себя вариант исполнения скважинного прибора 12, в котором по меньшей мере один из детекторов 24, 26, 28 и/или 280 нейтронов являются детекторами надтепловых нейтронов. На шаге 312 скважинный прибор 12 может быть опущен в подземный пласт 40, используя любой подходящий способ. На шаге 314 источник 18 нейтронов может испускать нейтроны (показано в виде эмиссии 48 нейтронов на фиг.2) в окружающий подземный пласт 40. В частности, на шаге 314 нейтроны от источника 18 нейтронов могут испускаться в виде импульсов нейтронов, что дает возможность определить время замедления нейтронов.

Детекторы 24, 26, 28 и/или 280 нейтронов могут затем на шаге 316 определять значения скоростей счета нейтронов, рассеянных сквозь пласт 40 и/или скважину 42. Рассматривая скорости счета нейтронов, детектированных на шаге 316, как функцию времени по отношению к импульсам нейтронов, испущенных на шаге 314, система 14 обработки данных на шаге 318 может определить значения времен замедления надтепловых нейтронов, относящиеся к одному или более детекторов 24, 26, 28 и/или 280 нейтронов. На шаге 320, в качестве дополнения или альтернативы к определению значений видимой пористости на основе значений скоростей счета нейтронов или их отношений, система 14 обработки данных может определять одно или более значений видимой пористости на основе значений времен замедления надтепловых нейтронов, определенных на шаге 318. Определенные таким образом значения видимой пористости могут использоваться для коррекции влияния диаметра скважины и ее гидродинамического совершенства на результаты каротажа, подобно коррекции по уравнению (1), в котором значения видимой пористости, определенные на основе значений времен замедления надтепловых нейтронов, могут заменить или дополнить значения видимой пористости, определенные на основе значений скоростей счета нейтронов или их отношений. Поскольку чувствительности пористости, относящейся к временам замедления надтепловых нейтронов, могут более локализироваться вблизи каждого из детекторов 24 и/или 28 нейтронов, значения видимой пористости, определенные на основе значений времен замедления надтепловых нейтронов, могут предоставить дополнительную информацию относительно геометрии скважины 42, что может привести к дальнейшему уточнению коррекции. В дополнение или вместо этого, система 14 обработки данных может определить значения пористости непосредственно из значений скоростей счета нейтронов и/или их зависимости от времени, используя преобразование, полученное из данных моделирования и/или экспериментальных данных, относящих значения скоростей счета нейтронов к различным скважинным и пластовым условиям. В дополнение или вместо этого, система 14 обработки данных может определять значения скорректированной пористости путем обращения прямой модели, давая в результате ожидаемые значения скоростей счета (или значения видимой пористости) и/или их зависимости от времени (или значения времен распада) как функцию реальной пористости и других пластовых 40 и скважинных 42 условий.

На фиг.37 представлена блок-схема 330, которая описывает еще один вариант способа определения скорректированной пористости пласта 40. В частности, вариант способ, показанный на блок-схеме 330, включает в себя коррекцию влияния поглотителей тепловых нейтронов, используя разницу в откликах скоростей счета тепловых и надтепловых нейтронов. Как таковой, вариант способа, показанный блок-схемой 330, в общем случае включает в себя вариант исполнения скважинного прибора 12 с детекторами как тепловых, так и надтепловых нейтронов. На шаге 332 скважинный прибор 12 может быть погружен в подземную формацию 40, применяя любой подходящий способ. На шаге 334 источник 18 нейтронов может испускать нейтроны (показано в виде эмиссии нейтронов 48 на фиг.2) в окружающий подземный пласт 40. На шаге 334 источник 18 нейтронов может эмитировать нейтроны в виде импульсов или в виде непрерывного потока, по необходимости.

На шаге 336 скважинный прибор 12 может детектировать тепловые и надтепловые нейтроны, испытавшие рассеяние в окрестности скважинного прибора 12, с помощью детекторов 24, 26, 28 и/или 280 нейтронов, по меньшей мере один из которых может являться детектором надтепловых и по меньшей мере один - детектором тепловых нейтронов. В некоторых вариантах скважинный прибор 12 может содержать дополнительные детекторы нейтронов, не показанные на фиг.1, 2, 33 или 34, которые могут быть детекторами тепловых или надтепловых нейтронов. Детекторы 24, 26, 28, 280 нейтронов и/или другие на шаге 336 могут детектировать рассеянные нейтроны как функцию времени или не делать этого, в зависимости от того, что является подходящим для определения на шаге 338 значений видимой пористости на основе детектированных нейтронов. То есть на шаге 338 система 14 обработки данных может определять значения видимой пористости, основываясь на отношениях значений скоростей счета тепловых нейтронов (например, ближний/дальний и/или задний/дальний), а также значения видимой пористости, основываясь на значениях скоростей счета и/или времен замедления надтепловых нейтронов.

На шаге 340 система 14 обработки данных может определять значения пористости пласта 40, скорректированные с учетом влияния диаметра скважины и ее гидродинамического совершенства на данные измерений. В частности, разница между значениями видимой пористости, полученными с помощью тепловых и надтепловых нейтронов, может быть использована вместо или в дополнение к членам в уравнении (2), включающим значения времен распада тепловых нейтронов. Следует отметить, что, если значения видимой пористости, полученные на основе значений времен замедления надтепловых нейтронов, не используются для произведения коррекции на шаге 340, значения видимой пористости, определенные на шаге 338, необязательно являются функциями времени, и, таким образом, источник 18 нейтронов необязательно должен испускать импульсы нейтронов для определения таких значений видимой пористости. Соответственно, при таких условиях источник 18 нейтронов может быть электронным генератором нейтронов, эмитирующим непрерывный поток нейтронов, или радиоизотопным источником, таким как AmBe или ²²⁵Cf. Однако, если значения видимой пористости, основанные на значениях времен замедления надтепловых нейтронов, используются для произведения коррекции на шаге 340, они могут привести к дальнейшему улучшению коррекции в случаях более сложных геометрий скважины 42, как отмечено выше со ссылкой на фиг.36. В дополнение или вместо этого, система 14 обработки данных может определить значения пористости непосредственно из значений скоростей счета тепловых и надтепловых нейтронов и/или времен замедления надтепловых нейтронов, используя преобразование, полученное из данных моделирования и/или экспериментальных данных, относящее такие данные к различным скважинным или пластовым условиям. В дополнение или вместо этого, система 14 обработки данных может определять скорректированные значения пористости путем обращения прямой модели, давая в результате ожидаемые значения скоростей счета (или значения видимой пористости) и/или их зависимости от времени (или значения времен распада) как функцию реальной пористости и других пластовых 40 и скважинных 42 условий.

Конкретные варианты, описанные выше, приведены в качестве примера. Следует понимать, что эти варианты могут быть подвержены различным модификациям и принимать альтернативные формы. Например, дальнейшие улучшения могут быть достигнуты, комбинируя скорректированные значения пористости, определенные с помощью описанных выше способов, с внешними параметрами, полученными от оператора. В качестве примера можно указать, что такая внешняя информация может содержать состав скважинного флюида 46 и/или размер скважины 42. При наличии такой дополнительной информации способы коррекции, описанные выше, могут быть адаптированы более точно, позволяя достигнуть лучшей коррекции. Следует также понимать, что формула изобретения не ограничивается конкретными раскрытыми формами, а перекрывает все модификации, эквиваленты и альтернативы, соответствующие сущности и объему данного изобретения.

Использование: для измерения пористости методом нейтронного каротажа. Сущность изобретения заключается в том, что представлены система, способ и прибор для определения значений пористости подземного пласта, скорректированных с учетом влияния скважины. Скважинный прибор, опускаемый в скважину подземного пласта, включает источник нейтронов, два или более детектора нейтронов и схему обработки данных. Источник нейтронов испускает нейтроны в подземный пласт. Два или более детектора нейтронов размещаются в двух или более азимутальных ориентациях в скважинном приборе и детектируют нейтроны, рассеянные подземным пластом или скважинным флюидом в скважине или ими обоими. Основываясь на нейтронах, детектированных детекторами нейтронов, электронная схема обработки данных определяет значение пористости подземного пласта, скорректированное с учетом влияния скважины. Технический результат: повышение точности измерений. 4 н. и 25 з.п. ф-лы, 37 ил.

1. Скважинный прибор, выполненный с возможностью погружения в скважину в подземном пласте, содержащий:
источник нейтронов, сконфигурированный для излучения нейтронов в подземный пласт;
два или более детектора нейтронов, соответственно расположенные с двумя или более азимутальными ориентациями в скважинном приборе и сконфигурированные для детектирования нейтронов, рассеянных подземным пластом или скважинным флюидом в скважине или их комбинаций; и
схему обработки данных, сконфигурированную для определения значений пористости подземного пласта, скорректированных с учетом влияния скважины, основываясь по меньшей мере частично на детектировании нейтронов двумя или более детекторами нейтронов.

2. Скважинный прибор по п.1, в котором по меньшей мере один из двух или более детекторов нейтронов сконфигурирован в первую очередь для детектирования рассеянных нейтронов, поступающих через обращенную к пласту сторону скважинного прибора.

3. Скважинный прибор по п.1, в котором по меньшей мере один из двух или более детекторов нейтронов сконфигурирован в первую очередь для детектирования рассеянных нейтронов, поступающих через обращенную к скважине сторону скважинного прибора.

4. Скважинный прибор по п.1, содержащий экраны, предназначенные для усиления чувствительности по меньшей мере одного из двух или более детекторов к рассеянным нейтронам, поступающим через сторону скважинного прибора, к которой по меньшей мере один из двух или более детекторов рассеянных нейтронов азимутально ориентирован.

5. Скважинный прибор по п.1, содержащий три или более детекторов нейтронов, соответственно расположенных с тремя или более азимутальными ориентациями в скважинном приборе и сконфигурированных для детектирования нейтронов, рассеянных подземным пластом или скважинным флюидом в скважине, или их комбинаций.

6. Скважинный прибор по п.1, в котором два или более детектора нейтронов сконфигурированы для детектирования в основном только надтепловых нейтронов.

7. Скважинный прибор по п.1, в котором два или более детектора нейтронов сконфигурированы для детектирования в основном только тепловых нейтронов.

8. Скважинный прибор по п.1, в котором по меньшей мере один из двух или более детекторов нейтронов является детектором тепловых нейтронов, а по меньшей мере один другой из двух или более детекторов нейтронов является детектором надтепловых нейтронов.

9. Скважинный прибор по п.1, в котором скважинный флюид содержит пресную воду, буровой раствор на основе барита, гематита, насыщенный минеральный раствор на основе NaCl, KCl или NaBr или любое их сочетание.

10. Способ нейтронного каротажа, содержащий:
испускание нейтронов в подземный пласт с использованием источника нейтронов скважинного прибора, причем скважинный прибор расположен в скважине подземного пласта и причем скважина имеет геометрию и заполнена скважинным флюидом;
детектирование первого счета нейтронов, рассеянных подземным пластом или скважинным флюидом в скважине или их комбинаций, используя обращенный к пласту детектор надтепловых нейтронов скважинного прибора, расположенный ближе к обращенной к пласту, чем к обращенной к скважине стороне скважинного прибора;
детектирование второго счета нейтронов, рассеянных подземным пластом или скважинным флюидом в скважине или их комбинаций, используя обращенный к скважине детектор надтепловых нейтронов скважинного прибора, расположенный ближе к обращенной к скважине, чем к обращенной к пласту стороне скважинного прибора; и
определение, используя схему обработки данных, значения пористости подземного пласта с коррекцией влияния скважины ввиду геометрии и скважинного флюида скважины, основываясь по меньшей мере частично на данных первого и второго счетов нейтронов.

11. Способ по п.10, в котором определение значений пористости подземного пласта состоит в определении с использованием электронной схемы обработки данных первого значения видимой пористости, по меньшей мере частично основываясь на данных первого счета нейтронов, и второго значения видимой пористости, по меньшей мере частично основываясь на данных второго счета нейтронов.

12. Способ по п.11, в котором значение пористости определяют по меньшей мере частично на основе корректирующей функции, связывающей первое и второе значения видимой пористости и значение реальной пористости подземного пласта, связанной с различными геометриями скважины и скважинными флюидами.

13. Способ по п.11, в котором значение пористости определяется по меньшей мере частично на основе корректирующей функции в форме полинома, связывающей первое и второе значения видимой пористости со значением реальной пористости подземного пласта при различных геометриях скважины и скважинных флюидов, причем коэффициенты полиномиальной корректирующей функции выбраны с целью минимизации разницы между определенным и реальным значениями пористости.

14. Способ по п.11, в котором значение пористости определяется по меньшей мере частично на основе следующего соотношения:
,
где φ_corr представляет собой определенное значение пористости, φ_near представляет собой первое значение видимой пористости, φ_back - второе значение видимой пористости, n представляет собой степень полинома, и aij - коэффициенты, выбранные таким образом, чтобы минимизировать разницу между определенным и реальным значениями пористости подземного пласта.

15. Способ по п.10, в котором значение пористости определяется непосредственно из значений первого и второго счетов нейтронов, используя преобразование, полученное из данных моделирования или экспериментальных данных или их сочетания, которое связывает значения первого и второго счетов нейтронов со значениями реальной пористости подземного пласта при различных геометриях скважины и видах скважинного флюида.

16. Способ по п.10, в котором значение пористости определяется по меньшей мере частично на основе предоставленных оператором внешних параметров, относящихся к влиянию геометрии скважины и скважинного флюида в скважине.

17. Способ нейтронного каротажа, содержащий:
получение схемой обработки данных результатов ближнего счета тепловых нейтронов, детектированных обращенным вперед ближним детектором тепловых нейтронов скважинного прибора в скважине в подземном пласте;
получение схемой обработки данных результатов дальнего счета тепловых нейтронов, детектированных обращенным вперед дальним детектором тепловых нейтронов скважинного прибора в скважине подземного пласта, когда обращенный вперед дальний детектор тепловых нейтронов расположен дальше от источника нейтронов скважинного прибора, чем обращенный вперед ближний детектор тепловых нейтронов;
получение схемой обработки данных результатов заднего счета тепловых нейтронов, детектированных обращенным назад детектором тепловых нейтронов скважинного прибора в скважине подземного пласта, когда обращенный назад детектор тепловых нейтронов расположен ближе к стороне скважинного прибора, обращенной к скважине, чем обращенные вперед ближний и дальний детекторы тепловых нейтронов;
получение схемой обработки данных зависящих от времени данных, относящихся к нейтронам, детектированным обращенными вперед ближним или дальним или обращенным назад детекторами тепловых нейтронов или ими в любом сочетании;
определение, используя схему обработки данных, значения пористости подземного пласта, скорректированного с учетом скважинных эффектов в пласте, по меньшей мере частично основываясь на значениях ближнего, дальнего и заднего счетов тепловых нейтронов и зависящих от времени данных.

18. Способ по п.17, в котором значение пористости определяется непосредственно из значений ближнего, дальнего и заднего счетов тепловых нейтронов, используя преобразование, полученное из данных моделирования или экспериментальных данных или их сочетания, которое относит значения ближнего, дальнего и заднего счетов нейтронов к значению реальной пористости подземного пласта при различных геометриях скважины и видах скважинного флюида.

19. Способ по п.17, в котором определение значений пористости содержит определение, используя схему обработки данных, значения видимой пористости по значениям отношений ближний/дальний, по меньшей мере частично основываясь на значении отношения ближнего к дальнему счетов тепловых нейтронов, и определение, используя схему обработки данных, значения видимой пористости по значениям отношений задний/дальний, по меньшей мере частично основываясь на значении отношения заднего к дальнему счетов тепловых нейтронов, значения видимой пористости по значениям отношений задний/ближний, по меньшей мере частично основываясь на значении отношения заднего к ближнему счетов тепловых нейтронов, или значения видимой пористости, основываясь главным образом на величине заднего счета тепловых нейтронов, или на сочетании всего вышесказанного.

20. Способ по п.19, в котором значение пористости определяется по меньшей мере частично на основе корректирующей функции, соотносящей значения видимой пористости, полученные из отношений ближний/дальний, задний/дальний, и зависящие от времени данные.

21. Способ по п.19, в котором значение пористости определяется по меньшей мере частично на основе следующего соотношения:
,
где φ_corr представляет собой определенное значение пористости, φ_n/f представляет собой значение видимой пористости, определенное из отношения ближний/дальний, φ_b/f представляет собой значение видимой пористости, определенное из отношения задний/дальний, n, p и q представляют собой степени полиномов, τ_near представляет собой значение времени распада тепловых нейтронов от ближнего детектора нейтронов, τ_back представляет собой значение времени распада тепловых нейтронов от обращенного назад детектора нейтронов, τ_far представляет собой значение времени распада тепловых нейтронов от дальнего детектора нейтронов и a_ij и b_iklm представляют собой коэффициенты, значения которых выбираются для минимизации разницы между определенным значением пористости и реальным значением пористости подземного пласта.

22. Система нейтронного каротажа, содержащая:
скважинный прибор, сконфигурированный с возможностью погружения в скважину в подземном пласте, испускания нейтронов в подземный пласт, используя источник нейтронов, и детектирования нейтронов, рассеянных подземным пластом или скважинным флюидом в скважине или их комбинаций, используя два или более детекторов нейтронов с возможностью детектирования нейтронов, проходящих через различные азимутальные стороны скважинного прибора; и
схему обработки данных, сконфигурированную с возможностью определения значения пористости подземного пласта, скорректированного с учетом влияния скважины, по меньшей мере, частично основываясь на нейтронах, детектированных двумя или более детекторами нейтронов.

23. Система по п.22, в которой схема обработки данных сконфигурирована с возможностью определения пористости, по меньшей мере частично основываясь на обращении прямой модели, давая в результате ожидаемые значения скоростей счета нейтронов, детектированных двумя или более детекторами нейтронов, или значения видимой пористости, полученные из ожидаемых значений скоростей счета, или их комбинацией, в качестве функции пористости и влияния скважины.

24. Система по п.22, в которой источник нейтронов скважинного прибора содержит в себе электронный генератор нейтронов, сконфигурированный с возможностью испускания импульсов нейтронов, причем электронная схема обработки данных может определять по меньшей мере одно значение времени замедления надтепловых нейтронов, относящегося к нейтронам, детектированным одним из двух или более детекторов нейтронов, определять по меньшей мере одно значение видимой пористости, по меньшей мере частично основываясь на по меньшей мере одном значении времени замедления надтепловых нейтронов, и определять значения пористости, по меньшей мере частично основываясь на по меньшей мере одном значении видимой пористости.

25. Система по п.22, в которой два или более детекторов нейтронов содержат по меньшей мере один детектор тепловых нейтронов и по меньшей мере один детектор надтепловых нейтронов, причем схема обработки данных может определять по меньшей мере одно значение видимой пористости, по меньшей мере частично основываясь на термальных нейтронах, детектированных по меньшей мере одним детектором тепловых нейтронов, и определять по меньшей мере одно значение видимой пористости, по меньшей мере частично основываясь на надтепловых нейтронах, детектированных по меньшей мере одним детектором надтепловых нейтронов, и причем схема обработки данных может определять значения пористости, по меньшей мере частично основываясь на корректирующей функции, являющейся функцией по меньшей мере одного значения видимой пористости, определенного с использованием тепловых нейтронов, и по меньшей мере одного значения видимой пористости, определенного с использованием надтепловых нейтронов.

26. Система по п.25, в которой схема обработки данных сконфигурирована с возможностью определения значения времени замедления надтепловых нейтронов, по меньшей мере частично основываясь на надтепловых нейтронах, детектированных детектором надтепловых нейтронов, и возможностью определения по меньшей мере одного значения видимой пористости на основе надтепловых нейтронов, по меньшей мере частично основываясь на значении времени замедления надтепловых нейтронов.

27. Система по п.25, в которой схема обработки данных сконфигурирована с возможностью определения пористости, по меньшей мере частично основываясь на корректирующей функции, когда корректирующая функция не включает в себя время распада тепловых нейтронов.

28. Система по п.25, в которой источник нейтронов скважинного прибора содержит импульсный электронный генератор нейтронов.

29. Система по п.25, в которой источник нейтронов скважинного прибора содержит радиоизотопный источник.