Способ оценки нефтенасыщенности коллекторов в обсаженных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважинах с высокой минерализацией пластовых вод методом мультиметодного многозондового нейтронного каротажа - ММНК Российский патент 2024 года по МПК G01V5/10 

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и предназначено для оценки нефтенасыщенности (содержания жидких углеводородов) в коллекторах с высокой минерализацией пластовых вод в обсаженных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважинах с применением разноглубинных модификаций нейтронных методов исследования.

Известно, что для обеспечения максимального извлечения нефти и газа из залежи в первую очередь разрабатывается нефтенасыщенная часть залежи, а по достижению максимального извлечения нефти разрабатывается газонасыщенная часть залежи. В силу особенностей гидро- и газодинамики разрабатываемой залежи возникают возможности вторжения газа в нефтяную часть коллекторов с последующим его прорывом к перфорированному интервалу и с дальнейшим блокированием выхода нефти. Это приводит к снижению пластовой энергии нефтегазовой залежи и к существенному снижению коэффициента извлечения нефти - КИН (Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1982).

Нефтегазоконденсатные месторождения при их разработке характеризуются рядом особенностей, отличающих их от нефтяных залежей, которые проявляются в виде интенсивных фазовых превращений, приводящих к значительному изменению состава и свойств углеводородных флюидов, насыщающих поровое пространство коллекторов (Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1974).

Актуальной задачей при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей является осуществление контроля в обсаженных скважинах за выработкой нефтенасыщенной части залежи и выделение переходных зон межфлюидальных контактов: газоводяного контакта - ГВК, газонефтяного контакта - ГНК и водонефтяного контакта - ВНК.

Решение вышеперечисленных задач в скважинах с обсадной колонной (ОК) возможно только с применением разноглубинных модификаций нейтронных методов исследования.

Известен способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин путем зондирования прискважинной зоны комплексом разноглубинных нейтронных методов 3НГК-С+2ННК-Т (трехзондовый спектрометрический нейтронный гамма каротаж и двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам) (Лысенков А.И., Даниленко В.Н., Иванов Ю.В., Судничникова Е.В., Борисова Л.К., Егурцов С.А. Определение неоднородностей флюидного состава углеводородов в прискважинной зоне путем зондирования комплексом нейтронных методов в скважинах старого фонда // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд-во АИС, 2015. - Вып. 4 (250). - С. 3-6.).

Недостатком известного способа является высокое влияние химических элементов, входящих в состав горных пород и насыщающих ее флюидов, промывочной жидкости или жидкости глушения, которые обладают аномально высокими поглощающими нейтронными свойствами, на показания метода ННК-Т, и влияние химических элементов с высокой гамма-активностью, возникающей при поглощении тепловых нейтронов и сопровождающейся гамма-излучением определенного спектрального состава и интенсивности, на показания метода НГК-С, в результате чего искажается связь между истинными геологическими величинами насыщения порового пространства коллекторов углеводородами и вычисляемыми величинами по комплексу нейтронных методов для оценки фазового состояния и состава углеводородов в коллекторах обсаженных скважин нефтегазоконденсатных месторождений, что сказывается на достоверности результатов.

Способ имеет ограничения в применении метода спектрометрического нейтронного гамма каротажа (НГК-С) и нейтронного гамма каротажа (НГК), связанные с пористостью и минерализацией пластовых вод.

Известно, что пластовые воды нефтегазовых скважин содержат в своем составе ионы хлора. Хлор является доминирующим химическим элементом по весовому содержанию и определяет плотность скважинной жидкости, и связан с минерализацией скважинной жидкости по хлористому натрию. (Лысенков А.И., Лысенков В.А., Габасов Ш.В. [и др.] // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд-во АИС, 2008. - Вып. 6 (171). - С. 3-15.). Хлор - радиационно-активный химический элемент, оказывающий существенное влияния на показания нейтронных методов. Показания метода ННК-Т монотонно уменьшаются с увеличением содержания хлора в поровом пространстве коллектора во всем диапазоне изменения пористости коллектора. Показания метода НГК-С (НГК) в зависимости от пористости коллектора носят инверсный характер. При пористости коллектора более 10-15% показания метода возрастают, а при пористости менее этой величины - уменьшаются (Алексеев Ф.А., Головацкая И.В., Гулин Ю.А. [и др.] Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1978. - С. 221-223), что приводит к ошибкам при определении нефтенасыщенности, основанной на разделении водонасыщенных с высокой минерализацией пластовых вод и нефтенасыщенных по содержанию хлора. В этом случае коллектор с пористостью 10-15%, насыщенный высокоминерализованной пластовой водой, будет выделяться как нефтенасыщенный.

Известен способ определения нефтенасыщенности в условиях высокой минерализации пластовых вод по отношению показаний метода ННК-Нт к показаниям метода ННК-Т (Алексеев Ф.А., Головацкая И.В., Гулин Ю.А. [и др.] Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1978. - С. 313-314). Способ позволяет выделить нефтенасыщенные коллектора по повышенным значениям в них отношений показаний надтепловых нейтронов к показаниям тепловых нейтронов нейтрон-нейтронного каротажа по сравнению с водонасыщенными.

Недостатком способа является ограничение условий применения. Способ информативен в высокопористых коллекторах с выдержанным значением пористости.

Известен способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин (Патент РФ №2439622, Лысенков А.И., Лысенков В.А., Осипов А.Д.; заявл. 26.08.2010; опубл. 10.01.2012, Бюл. №1), который принят за прототип.

В известном способе используют спектрометрический нейтронный гамма-каротаж и двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НГК-С+2ННК-Т), с помощью которых производят измерения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом J_мз и большом J_бз зондах метода 2ННК-Т, с последующим определением функции пористости F(K_п) как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах F(K_п)=J_мз/J_бз 2ННК-Т, вычисляют функцию хлора «жесткая» F(Cl_жт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - J_ж к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННК-Т:F(CI_жт)=J²_ж/(J_мз*J_бз), функцию хлора «мягкая» F(Cl_мт) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - J_м к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННК-Т:F(Cl_мт)=J²_м/(J_мз*J_бз), производят построение на кросс-плотах F(Cl_ж) от F(K_п), F(Cl_м) от F(K_п), F(Cl_ннк) от F(K_п) зависимостей, соответствующих водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП), вычисление функции массы хлора - F[M(Cl_ж)], F[M(Cl_м)], F[M(Cl_ннк)], связанных с содержанием хлора в коллекторе с высокой минерализацией пластовых вод, и вычисление по функциям F(Cl_ж) и F(Cl_м) коэффициентов нефтенасыщенности К_н и газонасыщенности К_г по прилагаемым формулам.

Недостатком известного способа являются ограниченные возможности способа для определения нефтенасыщенности коллекторов в условиях высокой минерализации пластовых вод в коллекторах с пористостью менее 10-15%, где метод НГК-С становится неэффективным.

Недостатком способа также являются нераскрытые потенциальные аналитические возможности нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам, на показания которого в большей степени влияет водородосодержание горных пород и насыщающих их флюидов, и в меньшей степени - содержание химических элементов с аномально высокими поглощающими нейтронными свойствами (Резванов Р.А. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. - М.: Недра, 1982. - 368 с.).

Технической задачей, решаемой заявляемым изобретением, является расширение аналитических возможностей нейтронного каротажа и повышение достоверности оценки нефтенасыщенности в условиях эксплуатации залежи при трехфазном насыщении коллекторов (газ, нефть высокоминерализованная пластовая вода), при высокой минерализации пластовых вод (более 100-150 г/л) и с пористостью менее 10-15%.

Указанная задача решается тем, что заявленный способ оценки нефтенасыщенности коллекторов в обсаженных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважинах с высокой минерализацией пластовых вод методом мультиметодного многозондового нейтронного каротажа -ММНК, включающий проведение двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННК-Т, путем измерения интенсивностей потоков тепловых нейтронов - J_МЗт на малом зонде и большом зонде - J_БЗт, и вычисления функции пористости - F(K_пт) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах: F(K_пт)=J_МЗт:J_БЗт метода 2ННК-Т, в отличие от известного, предусматривает проведение трехзондового нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам - 3ННК-Нт, в процессе которого измеряют интенсивности потоков нейтронов на малом J_МЗнт, среднем J_СЗнт и большом J_БЗнт зондах, вычисляют функцию насыщения для «ближней зоны» - F(H_б) как отношение квадрата интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде J²_МЗнт к произведению потоков J_МЗт×J_БЗт метода 2ННК-Т:

вычисляют функцию насыщения «средней зоны» - F(H_c) как отношение квадрата интенсивности потока надтепловых нейтронов на среднем зонде J²_CЗнт к произведению потоков J_МЗт×J_БЗт метода 2ННК-Т:

вычисляют функцию насыщения «дальней зоны» - F(H_д) как отношение квадрата интенсивности потока надтепловых нейтронов на большом зонде J²_БЗнт к произведению потоков J_МЗт×J_БЗт метода 2ННК-Т:

затем осуществляют построение на кросс-плотах F(H_б) от F(K_пт), F(H_с) от F(K_пт), F(H_д) от F(K_пт) зависимостей в декартовых координатах, в усл. ед., где по оси абсцисс X указывают аналитические параметры функции пористости F(K_пт), а по оси ординат Y - функции насыщения F(H_б), F(H_c), F(H_д), и аппроксимируют верхние точки кросс-плотного распределения, соответствующие водонасыщенным коллекторам, функцией «хлора» водонасыщенного пласта F(Cl_вп), которую вычисляют следующим образом:

где:

F(Cl_вп) - функция хлора водонасыщенного пласта, усл. ед.,

а и b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине, безразм. вел.,

F(K_пт) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННК-Т, усл. ед.,

а нижние точки кросс-плотного распределения, соответствующие коллекторам, насыщенным нефтью, аппроксимируют функцией «хлора» нефтенасыщенного коллектора F(Cl_нп) следующим образом:

где: F(Cl_нп) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, усл. ед.,

с и d - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине, безразм. вел.

F(K_пт) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННК-Т, усл. ед.,

при этом функции зависимостей F(Cl_нп) и F(Cl_вп) на кросс-плотах F(H_б) от F(K_пт), F(H_с) от F(K_пт), F(H_д) от F(K_пт) в декартовых координатах проводят через точку, соответствующую значению K_пт=0÷1% по оси абсцисс X, выбираемому для конкретных геолого-технических условий, кроме того, функции F(Cl_нп) и F(Cl_вп) определяют отдельно для ближней, средней и дальней зон исследований.

Затем рассчитывают величину текущего коэффициента нефтенасыщенности K_н в нефтенасыщенном пласте отдельно для ближней, средней и дальней зон следующим образом:

где:

F(Cl_нп) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, усл. ед.,

F(Cl_тек) - текущее значение функции хлора, усл. ед.,

F(Cl_вп) - функция хлора водонасыщенного пласта, усл. ед,

K_нгеол. - начальный коэффициент нефтенасыщенности пласта по табличным геологическим данным, %.

Для определения объемной нефтенасыщенности вычисляют Ртек - текущий параметр насыщения коллектора нефтью, который прямо пропорционален содержанию нефти в поровом пространстве коллектора, отдельно для ближней, средней и дальней зон следующим образом:

где:

F(Cl_вп) - функция хлора водонасыщенного пласта, усл. Ед.,

F(Cl_тек) - текущее значение функции хлора, усл. ед.,

Объемную нефтенасыщенность К_н×К_пт нефтенасыщенного пласта рассчитывают отдельно для ближней, средней и дальней зон следующим образом:

где:

Ртек - текущий параметр насыщения пласта в отдельной зоне, усл. ед.,

Рмах - максимальное значение параметра насыщения в отдельной зоне при максимальном значении F(K_пт), усл. ед.,

(К_н×К_п)мах.геол. - максимальная объемная нефтенасыщенность пласта по табличным геологическим данным, усл. ед.

Коллектор считается нефтенасыщенным, если с увеличением глубинности исследований вычисляемые значения К_н×К_п и К_н увеличиваются, при этом в качестве истинного насыщения коллектора принимают значения для дальней зоны коллектора.

Вычисления нефтенасыщенности коллектора производят на разном удалении от стенки обсадной колонны (ОК), при этом для скважин диаметром до 160 мм условно выделяют три зоны, соответствующие глубинности исследований от стенки ОК: ближняя зона - 5-10 см, средняя зона - 10-15 см, дальняя зона - 15-20 см, для скважин диаметром до 220 мм определяют ближнюю зону - 5-10 см и дальнюю зону - 10-15 см, для скважин до 300 мм определяют одну дальнюю зону - 10-15 см.

Для определения нефтенасыщенности при исследовании скважин диаметром до 160 мм используют каждый из трех зондов метода 3ННК-Нт, для скважин диаметром 160-220 мм используют два зонда (средний и большой) метода 3ННК-Нт, а для скважин диаметром 220-300 мм - один большой зонд метода 3ННК-Нт.

Для исследования применяют комплекс 3ННК-Нт+2ННК-Т, в котором устанавливают БЗ ННК-Т с размером 47±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, МЗ ННК-Т с размером 28±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, МЗ ННК-Нт с размером 9±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, СЗ ННК-Нт с размером 18,5±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, и БЗ ННК0-Нт с размером 37±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора.

На прилагаемой фиг. 1а представлены результаты интерпретации по оценке нефтенасыщенности в поровом пространстве коллекторов в нефтегазовой скважине с высокой минерализацией пластовых вод.

На фиг. 16 представлен один из кросс-плотов: F(H_д) от F(K_пт), на котором верхние точки кросс-плота аппроксимированы функцией «хлора» F(Cl_нп), соответствующей водонасыщенным коллекторам (1), а нижние точки аппроксимированы функцией «хлора» F(Cl_вп), соответствующей нефтенасыщенным коллекторам (2).

На фиг. 2 представлена принципиальная схема зондовой части комплексного прибора для реализации предложенного метода.

Определение нефтенасыщенности коллекторов с высокой минерализацией пластовых вод в обсаженных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважинах производится на основе зондирования прискважинной зоны коллекторов комплексом разноглубинных нейтронных методов 3ННК-Нт+2ННК-Т и вычисления аналитических параметров нейтронных методов, тесно связанных с характером насыщения порового пространства коллектора по дефициту хлора в нефтенасыщенных коллекторах относительно водонасыщенных с высокой минерализацией пластовых вод, и по различию плотности и водородосодержания газонасыщенных коллекторов относительно нефтенасыщенных и водонасыщенных коллекторов.

В основу определения нефтенасыщенности коллекторов с высокой минерализацией пластовых вод положено значительное различие поглощающих нейтронных свойств нефти (жидких углеводородов), свободного газа в нефтегазонасыщенном коллекторе и высокоминерализованной пластовой воды, насыщающей поровое пространство коллекторов, при воздействии на них источником нейтронов.

При проведении каротажа комплексом методов 3ННК-Нт+2ННК-Т учитывается низкая чувствительность показаний зондов метода 3ННК-Нт к минерализации пластовых вод по сравнению с показаниями зондов метода 2ННК-Т.

Распределения потоков тепловых и надтепловых нейтронов в случае газонасыщенного коллектора подчиняются примерно одинаковым закономерностям в зависимости от его пористости и от длины зонда, и находятся в заинверсионной зоне размера зонда, при этом с повышением газонасыщенности коллектора показания зондов методов ННК-Нт и ННК-Т растут, а с увеличением нефтенасыщенности - падают, но, чувствительность метода ННК-Нт к газонасыщенности коллектора выше, чем метода ННК-Т при близкой чувствительности этих методов к водонасыщенности коллектора.

Применение зондов различной длины в двух модификациях нейтронных методов позволяет обеспечить разноглубинность исследований с ранжированием зон по нефтенасыщенности коллекторов на различном удалении от стенки колонны, исходя из того, что глубина исследований в радиальном направлении от стенки колонны для нефтенасыщенных коллекторов пористостью 10-20% составляет: 5 см для малого зонда метода 3ННК-Нт, 7 см - для среднего зонда 3ННК-Т, 15 см - для большого зонда 3ННК-Нт, а для малого зонда 2ННК-Т - 10 см и 20 см - для большого зонда 2ННК-Т, в условиях исследования скважин с диаметром до 160 мм. С увеличением диаметра скважины глубинность исследований уменьшается, так для скважин диаметром до 220 мм определяют ближнюю зону - 5-10 см и дальнюю зону - 10-15 см, для скважин до 300 мм определяют одну дальнюю зону - 10-15 см.

При исследовании скважин комплексом нейтронных методов 3ННК-Нт+2ННК-Т с помощью подбора длины зондов и алгоритмов обработки результатов их измерений можно компенсировать влияние газонасыщенности коллекторов на вычисляемые значения нефтенасыщенности. В этом случае вычисленные функции насыщения в газонасыщенных коллекторах будут близки к функциям в плотных и нефтенасыщенных коллекторах. Коллекторы с высокоминерализованными пластовыми водами будут выделяться минимальными значениями функции насыщения, в то время как нефтенасыщенные коллекторы будут выделяться максимальными значениями функции при компенсации влияния свободного газа, находящегося вместе с нефтью в поровом пространстве коллектора.

При проведении нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам - 3ННК-Нт измеряют интенсивности потоков нейтронов на малом J_МЗнт, среднем J_СЗнт и большом J_БЗнт зондах, определяют функцию насыщения для «ближней зоны» - F(H_б) как отношение квадрата интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде J²_МЗнт к произведению потоков J_МЗт×J_БЗт метода 2ННК-Т:

вычисляют функцию насыщения «средней зоны» - F(H_с) как отношение квадрата интенсивности потока надтепловых нейтронов на среднем зонде J²_СЗнт к произведению потоков J_МЗт×J_БЗт метода 2ННКт:

вычисляют функцию насыщения «дальней зоны» - F(H_д) как отношение квадрата интенсивности потока надтепловых нейтронов на большом зонде J²_БЗнт к произведению потоков J_МЗт×J_БЗт метода 2ННКт:

Определение нефтенасыщенности коллектора производят на разном удалении от стенки обсадной колонны, при этом для скважин диаметром до 160 мм условно выделяют три зоны, соответствующие глубинности исследований от стенки ОК: ближняя зона - 5-10 см, средняя зона - 10-15 см, дальняя зона - 15-20 см, для скважин диаметром до 220 мм определяют ближнюю зону - 5-10 см и дальнюю зону - 10-15 см, для скважин до 300 мм определяют одну дальнюю зону - 10-15 см.

Для определения нефтенасыщенности, характеризуемой величинами K_н и К_н×К_пт при исследовании скважин диаметром до 160 мм используют каждый из трех зондов метода 3ННК-Нт, для скважин диаметром 160-220 мм используют два зонда (средний и большой) метода 3ННК-Нт, а для скважин диаметром 220-300 мм - один большой зонд метода 3ННК-Нт.

Таким образом, при исследовании скважин диаметром до 160 мм вычисляют функции насыщения для ближней зоны - F(H_б), средней зоны - F(H_с), и дальней зоны - F(H_д) по формулам 1, 2 и 3.

При исследовании скважин диаметром 160-220 мм используют два зонда (средний и большой) и вычисляют функции насыщения средней зоны - F(H_с) и дальней зоны - F(H_д) по формулам 2 и 3.

Для скважин диаметром 220-300 мм используют один большой зонд метода 3ННК-Нт и вычисляют функцию насыщения дальней зоны - F(H_д) по формуле 3.

При этом применяют комплекс 3ННК-Нт+2ННК-Т, в котором устанавливают БЗ ННК-Т с размером 47±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, МЗ ННК-Т с размером 28±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, МЗ ННК-Нт с размером 9±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, СЗ ННК-Нт с размером 18,5±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, и БЗ ННК-Нт с размером 37±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора. Указанные размеры зондов обеспечивают эффективность применения комплекса нейтронных методов по определению нефтенасыщенности коллекторов нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважин на разном удалении от стенки колонны, основанных на использовании нейтронных характеристик пород и насыщающих их флюидов, связанных с процессами замедления нейтронов (3ННК-Нт) и поглощения тепловых нейтронов (2ННК-Т).

Проведение двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННК-Т путем измерения интенсивностей потоков нейтронов - J_МЗт на малом зонде и большом зонде - J_БЗт позволяет осуществить вычисления функции пористости - F(K_пт) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах:

F(K_пт)=J_МЗт:J_БЗт.

Затем осуществляют построение на кросс-плотах F(H_б) от F(K_пт), F(H_с) от F(K_пт), F(H_д) от F(K_пт) зависимостей в декартовых координатах, в усл. ед., где по оси абсцисс X назначаются аналитические параметры функции пористости F(K_пт), а по оси ординат Y - функции насыщения F(H_б), F(H_с), F(H_д) (фиг. 1. б) и аппроксимируют на кросс-плотах верхние точки, соответствующие водонасыщенным коллекторам, функцией «хлора» водонасыщенного пласта F(Cl_вп), которую вычисляют следующим образом:

где:

F(Cl_вп) - функция хлора водонасыщенного пласта, усл. ед.,

а и b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине, безразм. вел.,

F(K_пт) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННКт, усл. ед., а нижние точки кросс-плотного распределения, соответствующие коллекторам, насыщенным нефтью, аппроксимируют функцией «хлора» нефтенасыщенного коллектора F(Cl_нп) следующим образом:

где: F(Cl_нп) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, усл. ед.,

с и d - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине, безразм. вел.,

F(K_пт) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННКт, усл. ед.

Определение коэффициентов а, b, с, d для функции хлора, соответствующей водонасыщенным и нефтенасыщенным пластам, производится для конкретных геолого-технических условий по фактическим кросс-плотам F(Cl_ж)=F(K_п) отдельно для каждой зоны согласно известной методики, представленной в прототипе (патент РФ №2439622).

При этом функции зависимостей F(Сl_нп) и F(Сl_вп) на кросс-плотах F(H_б) от F(K_пт), F(H_с) от F(K_пт), F(H_д) от F(K_пт) в декартовых координатах проводят через точку, соответствующую значению K_пт=0÷1 по оси абсцисс X, кроме того, функции F(Cl_нп) и F(Cl_вп) вычисляют отдельно для ближней, средней и дальней зон исследований.

Стоит заметить, что газонасыщенные пласты будут выделяться как плотные и находятся в области К_пт=0÷1%. Используя комплекс 3ННК-Нт+2ННК-Т, получаем возможность компенсировать (сводим к минимуму) влияние газонасыщенности.

Затем рассчитывают величину текущего коэффициента нефтенасыщенности K_н в нефтенасыщенном пласте отдельно для ближней, средней и дальней зон следующим образом:

где:

F(Cl_нп) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, усл. ед.,

F(Cl_тек) - текущее значение функции хлора, усл. ед.,

F(Cl_вп) - функция хлора водонасыщенного пласта, усл. ед,

K_нгеол. - начальный коэффициент нефтенасыщенности пласта по табличным геологическим данным, %.

Для определения объемной нефтенасыщенности вычисляют параметр насыщения коллектора нефтью, который прямо пропорционален содержанию нефти в поровом пространстве коллектора, отдельно для ближней, средней и дальней зон следующим образом:

где:

F(Cl_вп) - функция хлора водонасыщенного пласта,усл. ед,

F(Cl_тек) - текущее значение функции хлора, усл. ед.,

Объемную нефтенасыщенность К_н×К_пт нефтенасыщенного пласта рассчитывают отдельно для ближней, средней и дальней зон следующим образом:

где:

Ртек - текущий параметр насыщения пласта в отдельной зоне, усл. ед.,

Рмах - максимальное значение параметра насыщения в отдельной зоне при максимальном значении F(K_пт), усл.ед.

(К_н×К_п)мах.геол. - максимальная объемная нефтенасыщенность пласта по табличным геологическим данным, усл. ед.

Коллектор считается нефтенасыщенным, если с увеличением глубинности исследований вычисляемые значения К_н×К_п и К_н увеличиваются, при этом в качестве истинного насыщения коллектора принимают значения для дальней зоны коллектора.

Для скважин диаметром до 160 мм истинное значение нефтенасыщенности принимают по значениям К_н×К_п и K_н в дальней зоне - 15-20 см от ОК, для скважин диаметром до 300 мм - по значениям К_н×К_п и K_н в дальней зоне - 10-15 см от ОК.

На прилагаемой фиг. 1а представлены результаты интерпретации по оценке нефтенасыщенности в поровом пространстве коллекторов в нефтегазовой скважине с высокой минерализацией пластовых вод, которые отображают характеристику нефтенасыщенности, определяемой значениями коэффициентов К_н×К_пт и K_н по глубине скважины в трех зонах от стенки скважины: дальней, средней и ближней.

На фиг 1б представлен один из кросс-плотов: F(H_д) от F(K_пт), на котором верхние точки кросс-плота аппроксимированы функцией «хлора» F(Cl_вп), соответствующей водонасыщенным коллекторам, кривая (1), а нижние точки аппроксимированы функцией «хлора» F(Cl_нп), соответствующей нефтенасыщенным коллекторам, кривая (2).

Используя область схождения кривых в точке К_пт=0÷1 кросс-плота F(H_д) от F(K_пт), получаем возможность компенсировать (сводим к минимуму) влияние газонасыщенности.

Реализация предложенного способа осуществляется комплексным прибором нейтрон-нейтронного каротажа, содержащим три зонда метода ННК-Нт и два зонда ННК-Т, который центрируют в обсадной колонне исследуемой скважины (фиг. 2).

Прибор 3ННК-Нт+2ННК-Т содержит установленные в охранном корпусе 1 стационарный источник нейтронов 2, по одну строну от которого расположены: детектор надтепловых нейтронов 3, формирующий малый зонд нейтрон-нейтронного каротажа (ННК) - МЗ ННК-Нт, детектор надтепловых нейтронов 4, формирующий средний зонд - СЗ ННК-Нт, детектор тепловых нейтронов 5, формирующий малый зонд тепловых нейтронов - МЗ ННК-Т, детектор надтепловых нейтронов 6, формирующий большой зонд - БЗ ННК-Нт, детектор тепловых нейтронов 7, формирующий большой зонд - БЗ ННК-Т. Зондовая установка нейтронного каротажа входит в состав комплексного прибора и включает в себя каротажный кабель 8, регистратор с компьютером 9 каротажной станции.

ННК основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного источника нейтронов 2 и измерении интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом J_МЗнт, среднем J_СЗнт и большом J_БЗнт детекторах 3, 4, 6 метода 3ННК-Нт и измерении интенсивностей потоков тепловых нейтронов - J_МЗт на малом зонде и большом зонде - J_БЗт 5 и 7 измерительных зондов метода 2ННК-Т (БЗ ННК-Т, МЗ ННК-Т, БЗ ННК-Нт, СЗ ННК-Нт, МЗ ННК-Нт), отмеченных стрелками на прилагаемой фигуре.

Во время работы многозондового прибора с помощью указанных детекторов (счетчиков) нейтронов происходит преобразование потоков тепловых и надтепловых нейтронов в импульсы тока. После усиления и оцифровки сигналов производится их передача по каротажному кабелю 8 на регистратор и далее на компьютер каротажной станции 9.

Все математические расчеты, необходимые для получения конечных результатов, заложены в алгоритмах программ, используемых в комплексной аппаратуре 3ННК-Нт+2ННК-Т.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и предназначено для оценки нефтенасыщенности (Н) (содержания жидких углеводородов) в коллекторах с высокой минерализацией пластовых вод в обсаженных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважинах с применением разноглубинных модификаций нейтронных методов исследования. Предложен способ оценки нефтенасыщенности коллекторов в обсаженных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважинах с высокой минерализацией пластовых вод методом мультиметодного многозондового нейтронного каротажа – ММНК. Реализация способа осуществляется применением комплексного прибора нейтрон-нейтронного каротажа, включающего два зонда нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННК-Т, обеспечивающего измерения в скважине интенсивностей потоков тепловых нейтронов - J_МЗт на малом зонде и большом зонде - J_БЗт, и три зонда нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам - 3ННК-Нт, в процессе которого измеряют интенсивности потоков нейтронов на малом J_МЗнт, среднем J_СЗнт и большом J_БЗнт зондах на разном удалении от стенки обсадной колонны. Используя данные измерений, по прилагаемым формулам рассчитывают коэффициент Н - K_н в нефтенасыщенном пласте отдельно для ближней, средней и дальней зон и объемную нефтенасыщенность - К_н×К_пт. Технический результат - повышение достоверности оценки Н в условиях эксплуатации залежи при трехфазном насыщении коллекторов (газ, нефть высокоминерализованная пластовая вода), при высокой минерализации пластовых вод (более 100-150 г/л) и с пористостью менее 10-15%. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ оценки нефтенасыщенности коллекторов в обсаженных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважинах с высокой минерализацией пластовых вод методом мультиметодного многозондового нейтронного каротажа - ММНК, включающий проведение двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННК-Т путем измерения интенсивностей потоков нейтронов на малом зонде МЗ - J_МЗт и на большом зонде БЗ - J_БЗт, и вычисление функции пористости - F(K_пт) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах: F(K_пт)=J_МЗт:J_БЗт метода 2ННК-Т, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют проведение трехзондового нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам - 3ННК-Нт, в процессе которого измеряют интенсивности потоков нейтронов на малом зонде - J_МЗнт, среднем зонде СЗ - J_СЗнт и большом зонде - J_БЗнт, вычисляют функцию насыщения для «ближней зоны» - F(H_б) как отношение квадрата интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде J²_МЗнт метода 3ННК-Нт к произведению потоков J_МЗт×J_БЗт метода 2ННК-Т:

вычисляют функцию насыщения «средней зоны» - F(H_с) как отношение квадрата интенсивности потока надтепловых нейтронов на среднем зонде J²_СЗнт метода 3ННК-Нт к произведению потоков J_МЗт×J_БЗт метода 2ННК-Т:

вычисляют функцию насыщения «дальней зоны» - F(H_д) как отношение квадрата интенсивности потока надтепловых нейтронов на большом зонде J²_БЗнт метода 3ННК-Нт к произведению потоков J_МЗт×J_БЗт метода 2ННК-Т:

затем осуществляют построение на кросс-плотах F(H_б) от F(K_пт), F(H_с) от F(K_пт), F(H_д) от F(K_пт) зависимостей в декартовых координатах, в усл. ед., где по оси абсцисс X назначают аналитические параметры функции пористости F(K_пт), а по оси ординат Y - функции насыщения F(H_б), F(H_с), F(H_д), и аппроксимируют верхние точки кросс-плотного распределения, соответствующие водонасыщенным коллекторам, функцией «хлора» водонасыщенного пласта F(Cl_вп), которую вычисляют следующим образом:

где:

F(Cl_вп) - функция хлора водонасыщенного пласта, усл. ед.,

а и b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине, безразм. вел.,

F(K_пт) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННКт, усл. ед.,

а нижние точки кросс-плотного распределения, соответствующие коллекторам, насыщенным нефтью, аппроксимируют функцией «хлора» нефтенасыщенного коллектора F(Cl_нп) следующим образом:

где: F(Cl_нп) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, усл. ед.,

с и d - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине, безразм. вел.,

F(K_пт) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННК-Т, усл. ед.,

при этом функции зависимостей F(Cl_нп) и F(Cl_вп) на кросс-плотах F(H_б) от F(K_пт), F(H_с) от F(K_пт), F(H_д) от F(K_пт) в декартовых координатах проводят через точку, соответствующую значению K_пт=0÷1% по оси абсцисс X, выбираемую для конкретных геолого-технических условий, кроме того, функции F(Cl_нп) и F(Cl_вп) определяют отдельно для ближней, средней и дальней зон исследований,

затем рассчитывают величину текущего коэффициента нефтенасыщенности K_н в нефтенасыщенном пласте отдельно для ближней, средней и дальней зон следующим образом:

где:

F(Cl_нп) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, усл. ед.,

F(Cl_тек) - текущее значение функции хлора, усл. ед.,

F(Cl_вп) - функция хлора водонасыщенного пласта, усл. ед,

K_нгеол. - начальный коэффициент нефтенасыщенности пласта по табличным геологическим данным, %,

для определения объемной нефтенасыщенности К_н×К_пт рассчитывают текущий параметр насыщения коллектора нефтью Ртек, который прямо пропорционален содержанию нефти в поровом пространстве коллектора, отдельно для ближней, средней и дальней зон следующим образом:

где:

F(Cl_вп) - функция хлора водонасыщенного пласта, усл. ед,

F(Cl_тек) - текущее значение функции хлора, усл. ед.,

объемную нефтенасыщенность К_н×К_пт нефтенасыщенного пласта рассчитывают отдельно для ближней, средней и дальней зон следующим образом:

где:

Ртек - текущий параметр насыщения пласта в отдельной зоне, усл. ед.,

Рмах - максимальное значение параметра насыщения в отдельной зоне при максимальном значении F(K_пт), усл. ед.,

(К_н×К_п)мах.геол. - максимальная объемная нефтенасыщенность пласта по табличным геологическим данным, усл. ед.

2. Способ оценки нефтенасыщенности коллекторов в обсаженных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважинах с высокой минерализацией пластовых вод методом мультиметодного многозондового нейтронного каротажа - ММНК, по п. 1, отличающийся тем, что коллектор считается нефтенасыщенным, если с увеличением глубинности исследований вычисляемые значения К_н×К_пт и K_н увеличиваются, при этом в качестве истинного насыщения коллектора принимают значения К_н×К_пт и K_н для дальней зоны коллектора.

3. Способ оценки нефтенасыщенности коллекторов в обсаженных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважинах с высокой минерализацией пластовых вод методом мультиметодного многозондового нейтронного каротажа - ММНК, по п. 1, отличающийся тем, что вычисления нефтенасыщенности коллектора производят на разном удалении от стенки обсадной колонны, при этом для скважин диаметром до 160 мм условно выделяют три зоны, соответствующие глубинности исследований от стенки ОК: ближняя зона - 5-10 см, средняя зона - 10-15 см, дальняя зона - 15-20 см, для скважин диаметром до 220 мм определяют ближнюю зону - 5-10 см и дальнюю зону - 10-15 см, а для скважин до 300 мм определяют одну дальнюю зону - 10-15 см.

4. Способ оценки нефтенасыщенности коллекторов в обсаженных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважинах с высокой минерализацией пластовых вод методом мультиметодного многозондового нейтронного каротажа - ММНК, по п. 1, отличающийся тем, что для определения нефтенасыщенности при исследовании скважин диаметром до 160 мм используют каждый из трех зондов метода 3ННК-Нт, для скважин диаметром 160-220 мм используют средний и большой зонды метода 3ННК-Нт, а для скважин диаметром 220-300 мм - один большой зонд метода 3ННК-Нт.

5. Способ оценки нефтенасыщенности коллекторов в обсаженных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважинах с высокой минерализацией пластовых вод методом мультиметодного многозондового нейтронного каротажа - ММНК, по п. 1, отличающийся тем, что для исследования применяют комплекс 3ННК-Нт+2ННК-Т, в котором устанавливают БЗ ННК-Т с размером 47±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, МЗ ННК-Т с размером 28±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, МЗ ННК-Нт с размером 9±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, СЗ ННК-Нт с размером 18,5±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора, и БЗ ННК-Нт с размером 37±0,5 см, определяемым от середины источника нейтронов до ближних торцов детектора.