СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА И ОБЪЕМНОЙ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ В КОЛЛЕКТОРАХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПО ДВУХЗОНДОВОМУ НЕЙТРОННОМУ КАРОТАЖУ В ГАЗОНАПОЛНЕННЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 2019 года по МПК G01V5/10 E21B47/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей технике и может быть использовано для диагностики состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин.

Известны способы того же назначения (RU 2439622, кл. G01V5/10, 2012; RU 2476671, кл. Е21В47/12, G01V5/14, 2013).

Последний из патентов принят за прототип.

Прототип заключается в измерении интенсивностей потоков тепловых нейтронов J_мз и J_бз на малых и больших зондах нейтрон-нейтронного каротажа (2ННК_т) и последующем определении функпии пористости F(Кп) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и больших зондах F(Кп)=J_мз/J_бз 2ННК_т и функции насыщения F_dd, как обратной величины произведения измеренных потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах F_dd=1/J_м3*J_б3 с последующим кросс-плотным анализом F_dd и F(Кп) в декартовой системе координат (X, Y), в которой ось абсцисс X - функция F(Кп), а ось ординат Y - функция F_dd зависимости, соответствующей водонасыщенным пластам (F_{dd вп}).

Недостатком прототипа является недостаточные аналитические возможности при определении газонасыщенносчи коллекторов газонаполненных скважин.

Техническим результатом, получаемым от применения изобретения, является расширение аналитических возможностей известного нейтронного способа (HC).

Данный технический результат достигается тем, что в известном способе определения коэффициента (Кг) газонасыщенности и коэффициента (Кг*Кп) объемной газонасыщенности в коллекторах газовых скважин, по двухзондовому нейтронному каротажу в газонаполненных скважинах, заключающемся в измерении интенсивностей потоков тепловых нейтронов J_M3 и J_б3 на малом и больших зондах нейтрон-нейтронного каротажа (2HHK_т) и последующем определении функции пористости F(Кп) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и больших зондах F(Кп)=J_м3/J_б3 2ННК_т и функции насыщения F_dd как обратной величины произведения измеренных потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах F_dd=1/J_м3*J_б3 с последующим кросс-плотным анализом F_dd и F(Кп) в декартовой системе координат (X, Y), в которой ось абсцисс X - функция F(Кп), а ось ординат Y - функция F_dd зависимости, соответствующей водонасыщенным пластам (F_{dd вп}), на кросс-плот F_dd от F(Кп) наносят нижнюю линию опорных водонасыщенных пластов на уровне Кг=Кг ост=20-30% и аппроксимируют ее квадратичной функцией F_{dd вп}=a*F(Кп)*2+b*F(Кп), где а и b - коэффициенты, определяемые из облака точек кросс-плота, при этом определение функции F_{dd гп} насыщения газонасыщенных коллекторов определяют как отношение текущего значения функции F_{dd гп тек} насыщения газонасыщенного коллектора к функции F_ddвп насыщения водонасыщенпого коллектора F_{dd гп}=F_{dd гптек}/F_{dd Вп}, затем проводят построение кросс-плота F_{dd гп} от F(Кп), в котором ось абсцисс X - функция F_{dd вп}, а ось ординат Y - функция F(Кп), причем коэффициенты Кг газонасыщенности коллектора определяют из математического соотношения Кг=arсtg{[F(Кп)_max-F(Кп)_min/(F(Кп)_тек-F(Кп)_min)]*F_ddгптек/F_ddгпмax*Кп/0,9}, а объемное содержание газа в поровом пространстве коллектора - из математического соотношения Кг*Кп=(F(Кп)_тек-F(Кп)_min)*F_ddтек/F_ddгптeк*Кг*Кп_max, где F(Кп)_max - максимальное значение функции пористости водонасыщенпого коллектора, F(Кп)_min - минимальное значение функции насыщения нефтегазонасыщенного или газонасыщенного коллектора, F_{dd гптек}, F_{dd гпмах}, F_{dd гпмin} - текущее, максимальное и минимальное значения функции насыщения в газонасыщенном коллекторе, Кг*Кп - принятое значение объемной газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным.

Сущность способа заключается в том, что для осадочных газоносных пород с двухфазным насыщением водородосодержание пластов С_н складывается из концентрации водорода в воде, нефти и в газе (без учета глинистости и некоторых редких минералов). Учитывая, что плотность жидкого флюида составляет обычно 0,7-1,2 г/см³, а типичная плотность газа составляет 0,005-0,04 г/см³, а это значит, что плотность ядер водорода в жидком флюиде обычно в 20-100 раз превышает ядерную плотность водорода в газе, даже при его высоких давлениях. Поэтому водородосодержанием газа с точностью в несколько процентов можно пренебречь, и считать, что общее водородосодержание породы С_н полностью определяется жидким водонефтяным флюидом, а оно приближенно выражается эквивалентным объемным водосодержанием породы W, равным

Таким образом, водородосодержание среды Сн≈W линейно и в равной степени возрастает при увеличении Кп или уменьшении газонасыщенности Кг.

В газоносных пластах величина общего водородосодержания С_н, которая одна определяет влияние водорода на показания нейтронного каротажа (НК), равноправно формируется двумя независимыми геологическими параметрами Кп и Кг.

Отсюда следует вывод, связанный с физическим пониманием механизма влияния газонасыщенности Кг на показания зондов НК: показания зависят от Кг не через водородосодержание газа и не через объемное содержание газа W_г=Кг*Кп, а только через водородосодержание оставшейся в порах жидкости, т.е. через эквивалентное объемное водосодержание породы W.

Водородосодержание пласта С_н≈W влияет на показания зондов нейтронного каротажа наиболее сильно. На них также влияют и другие геологические факторы: плотность пласта, литология, минерализация пластовых вод, а также скважинные условия. При двухфазном насыщении плотность Р всегда уменьшается с ростом пористости Кп и газонасыщенности Кг согласно формуле

где Р_ск, Р_ж, Р_г - плотность скелета, поровой жидкости и газа. В газовых и газоконденсатных залежах эти показатели связаны неравенствами Р_г<<Р_ж<<P_ск, откуда (Р_ск-Р_ж)>0.

Относительное влияние мешающих геолого-технических факторов, таких как литология, минерализация пластовых вод и заполняющих скважину флюидов, плотность породы и т.д., на показания НК тем сильнее, чем слабее роль основного фактора водородосодержания С_н≈W=Кп(1-Кг), т.е. чем меньше содержание водорода в породе (W→0), а значит, чем ниже пористость Кп (напр., Кп <10%) или чем выше газонасыщение Кг (напр., Кг>0,85-0,9). Следовательно, при одинаковой литологии и минерализации вод газовые пласты помимо водородосодержания W характеризуются еще и дефицитом плотности, роль которого становится существенной и соизмеримой с ролью W только в пластах с низкой пористостью Кп или высокой газонасыщенностью Кг, а тем более при сочетании этих факторов.

Таким образом, газонасыщенные коллектора в водонаполненпых газовых скважинах характеризуются одновременно двумя дефицитами - водородосодержания W и плотности Р. Рост газонасыщения Кг усиливает оба дефицита, что всегда приводит к возрастанию скоростей счета для заинверсионных зондов.

Зависимости показаний зондов ННК в газонасыщенных скважинах имеют доинверсный характер, с ростом водородосодержания W и плотности Р показания зондов уменьшаются.

Изобретение поясняется чертежами, на которых представлены результаты экспериментов, полученных данным способом.

На фиг.1 представлены кросс-плоты показаний большого (а), малого (б) зондов и функции насыщения F_dd (в) от функции пористости F(Кп), построенных для продуктивных газонасыщенных отложений в газонаполненной скважине. Анализ фиг. 1 свидетельствует, что показания зондов от газонасыщенности отложений носят доинверсный характер и имеют более низкую (в 1,5-2 раза) дифференциацию по газонасыщенности, чем функция насыщения F_dd. На кросс-плот F_dd от F(Кп) нанесена функция F_{dd вп}, соответствующая водонасыщенным пластам. В нашем случае это глинистые терригенные пласты и глины, являющиеся геологическим эквивалентом водонасыщенных пластов.

На фиг. 2 представлен кросс-плот в осях F(Кп)-F_{dd гп} для определения газонасыщенности коллектора. Шифр прямых изолиний Кг, доли.

На фиг. 3 представлены результаты интерпретации метода 2ННКт с определением Кг и Кп*Кг.

Таким образом, способ имеет более широкие аналитические возможности при определении газонасыщенности коллекторов по сравнению с известными способами. Этим достигается поставленный технический результат.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей технике и может быть использовано для диагностики состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин. Техническим результатом, получаемым от применения изобретения, является расширение аналитических возможностей известных нейтронных способов. Данный технический результат достигается тем, что в известном способе, заключающемся в измерении интенсивностей потоков тепловых нейтронов J_М3 и J_б3 на малых и больших зондах нейтрон-нейтронного каротажа (2ННК_т) и последующем определении функции пористости F(Кп) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и больших зондах F(Кп)=J_м3/J_б3 2ННК_Т и функции насыщения F_dd как обратной величины произведения измеренных потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах F_dd=1/J_м3*J_б3 с последующим кросс-плотным анализом F_dd и F(Кп) в декартовой системе координат (X,Y), в которой ось абсцисс X - функция F(Кп), а ось ординат Y - функция F_dd зависимости, соответствующей водонасыщенным пластам (F_ddвп), отличающемся тем, что на кросс-плот F_dd от F(Кп) наносят нижнюю линию опорных водонасыщенных пластов на уровне Кг=Кг_ост=20-30% и аппроксимируют ее квадратичной функцией F_ddвп=a*F(Кп)2+b*F(Кп), где а и b - коэффициенты, определяемые из облака точек кросс-плота, при этом определение функции F_ddгп насыщения газонасыщенных коллекторов определяют как отношение текущего значения функции F_ddгптек насыщения газонасыщенного коллектора к функции F_ddвп насыщения водонасыщенного коллектора F_ddгп=F_ddгптeк/F_ddвп, затем проводят построение кросс-плота F_ddгп от F(Кп), в котором ось абсцисс X - функция F_ddвп, а ось ординат Y - функция F(Кп), причем коэффициенты Кг газонасыщенности коллектора определяют из математического соотношения Кг=arctg{[F(Кп)_max-F(Кп)_min/(F(Кп)_тек-F(Кп)_min)]*F_ddгптек/F_ddгпмах*К_н/0,9}, а объемное содержание газа в поровом пространстве коллектора - из математического соотношения Кг*Кп=(F(Кп)_тeк-F(Кп)_min)*F_ddтек/F_ddгптек*Кг*Кп_max, где F(Кп)_max - максимальное значение функции пористости водонасыщенного коллектора, F(Кп)_min - минимальное значение функции насыщения нефтегазонасыщенного или газонасыщенного коллектора, F_ddгптек, F_ddгпмax, F_ddгпмin - текущее, максимальное и минимальное значения функции насыщения в газонасыщенном коллекторе, Кг*Кп - принятое значение объемной газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным. 3 ил.

Способ определения коэффициента (Кг) газонасыщенности и (Кг*Кп) объемной газонасыщенности (Кг*Кп) в коллекторах газовых скважин по двухзондовому нейтронному каротажу в газонаполненных скважинах, заключающийся в измерении интенсивностей потоков тепловых нейтронов J_M3 и J_б3 на малом и больших зондах нейтрон-нейтронного каротажа (2ННК_т) и последующем определении функции пористости F(Кп) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и больших зондах F(Кп)=J_м3/J_б3 2ННК_т и функции насыщения F_dd как обратной величины произведения измеренных потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах F_dd=1/J_м3*J_б3 с последующим кросс-плотным анализом F_dd и F(Кп) в декартовой системе координат (X,Y), в которой ось абсцисс X - функция F(Кп), а ось ординат Y - функция F_dd зависимости, соответствующей водонасыщенным пластам (F_ddвп), отличающийся тем, что на кросс-плот F_dd от F(Кп) наносят нижнюю линию опорных водонасыщенных пластов на уровне Кг = Кг_ост = 20-30% и аппроксимируют ее квадратичной функцией F_ddвп = a*F(Кп)2+b*F(Кп), где а и b - коэффициенты, определяемые из облака точек кросс-плота, при этом определение функции F_ddгп насыщения газонасыщенных коллекторов определяют как отношение текущего значения функции F_ddгптек насыщения газонасыщенного коллектора к функции F_ddвп насыщения водонасыщенного коллектора F_ddгп= F_ddгптек/ F_ddвп, затем проводят построение кросс-плота F_ddгп от F(Кп), в котором ось абсцисс X - функция F_ddвп, а ось ординат Y - функция F(Кп), причем коэффициенты Кг газонасыщенности коллектора определяют из математического соотношения Кг = arctg {[F( Кп)_max-F(Кп)_min/(F(Кп)_тек - F(Кп)_min)] * F_ddгптек/F_ddгпмах * К_н/0,9}, а объемное содержание газа в поровом пространстве коллектора - из математического соотношения Кг * Кп = (F(Кп)_тек - F(Кп)_min) * F_ddтек/F_ddгптек * Кг * Кп_mах, где F(Кп)_max - максимальное значение функции пористости водонасыщенного коллектора, F(Кп)_min - минимальное значение функции насыщения нефтегазонасыщенного или газонасыщенного коллектора, F_{ddгептек}, F_ddгпмах, F_ddгпмin - текущее, максимальное и минимальное значения функции насыщения в газонасыщенном коллекторе, Кг * Кп - принятое значение объемной газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным.