Способ оценки целостности гравийной намывки фильтра в подземных хранилищах газа по данным импульсного нейтрон-нейтронного каротажа обсаженных скважин с расширенным забоем Российский патент 2024 года по МПК G01V5/10 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к ядерно-физическим методам геофизических исследований скважин (ГИС), к способам определения целостности гравийной намывки в обсаженных скважинах с расширенным забоем, оборудованным фильтром гравийной намывки, в подземных хранилищах газа (ПХГ).

Известен способ определения газонасыщенности коллекторов импульсными нейтронными методами (Скважинная ядерная геофизика. Под ред. Кузнецова О.Л., Поляченко А.Л. М. Недра, 1990, стр. 232-234).

В известном способе для оценки газонасыщенности коллектора используют время жизни или декремент затухания тепловых нейтронов в процессе проведения импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) согласно следующему уравнению:

где:

τ - время жизни тепловых нейтронов в исследуемом коллекторе, мкс,

τ_ск - время жизни тепловых нейтронов в скелете породы, мкс,

τ_е - время жизни тепловых нейтронов в пластовой воде, мкс,

τ_г - время жизни тепловых нейтронов в газе, мкс,

K_п - коэффициент пористости газонасыщенного коллектора, безразмерная ед.,

К_г - коэффициент газонасыщенности коллектора, безразмерная ед.

При использовании декремента затухания тепловых нейтронов в качестве ядерно-физической характеристики указанная формула будет выглядеть следующим образом:

где:

Sig - декременты затухания тепловых нейтронов в исследуемом коллекторе, мкс,

Sig_ск - декременты затухания тепловых нейтронов в скелете породы, мкс,

Sig_e - декременты затухания тепловых нейтронов в пластовой воде, мкс,

Sig_г - декременты затухания тепловых нейтронов в газе, мкс,

K_n - коэффициент пористости газонасыщенного коллектора, безразмерная ед.,

К_г - коэффициент газонасыщенности коллектора, безразмерная ед.

Ограничением данного способа является отсутствие учета влияния на показания метода ИННК расширенного забоя и фильтра гравийной намывки в обсаженных скважинах ПХГ, что не позволяет определить его характеристику, так как в результате исследования определяют только К_г - коэффициент газонасыщенности коллектора.

Известен способ оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов газовых скважин в процессе нейтрон-нейтронного каротажа, в котором для достоверности оценки газонасыщенности коллекторов производят измерение прибором двухзондового импульсного нейтрон-нейтронного каротажа - 2ИННКт нейтронных потоков на малом и больших зондах: вычисление функции пористостии декрементов затухания плотности потоков тепловых нейтронов: SigMЗ_им, SigБЗ_им в физических моделях (ФМ) скважины, помещенных в имитатор водонасыщенного пласта, слагаемого известняком или кварцитом с заполнением пор пресной водой с различным известным водородосодержанием (Wим). Для каждой из указанных ФМ строят палеточные зависимости (ПЗ): и ПЗ: SigMЗ_им, SigБЗ_им, - ∑им (известные значения сечения поглощения тепловых нейтронов в пласте), на основе которых создают сводную базу ПЗ. Данные ПЗ используют для перехода от измеренных значений: SigMЗ_им и SigEЗ_им к геологическим параметрам исследуемого пласта: - Wпл и ∑пл по прилагаемым формулам. Затем, используя Wпл и ∑пл, на основе приведенных петрофизических зависимостей рассчитывают коэффициенты газонасыщенности и галитизации коллектора, %. (Пат. РФ №2784205, МПК: G01V5/10). Данный способ принят за прототип.

Недостаток известного способа заключается в отсутствии учета влияния на показания метода ИННК расширенного забоя скважины и фильтра гравийной намывки в подземных хранилищах газа (ПХГ), что не позволяет измерить в интервале скважины повышенного диаметра при наличии промежуточной зоны, заполненной гравием, его пористость, необходимую для определения степени разрушения гравийной намывки за время эксплуатации ПХГ в текущем году.

Техническим результатом, достигаемым применением заявленного способа оценки целостности гравийной намывки фильтра в подземных хранилищах газа по данным импульсного нейтрон-нейтронного каротажа обсаженных скважин с расширенным забоем, оборудованных фильтром гравийной намывки, является расширение функциональных возможностей метода двухзондового импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (2ИННК), позволяющего определить целостность гравийной намывки фильтра в интервале скважины повышенного диаметра при наличии промежуточной зоны, заполненной гравием.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе оценки целостности гравийной намывки фильтра на ПХГ по данным 2ИННК при наличии в обсаженных скважинах расширенного забоя и фильтра гравийной намывки вначале в лабораторных условиях на макете гравийной намывки фильтра определяют его начальную пористость, и, кроме того, проводят измерения прибором 2ИННК на моделях пористых пластов, соответствующих значениям водонасыщенной пористости - Кп_модели=8%, 15%, 30%, в результате которых определяют отношение - R(w) показаний малого - Jмз(Т)мод и большого - Jбз(Т)мод зондов в интервале времен задержек Т: 600 мкс - 1900 мкс вида:

где:

знак ∑ означает суммирование по всем временным окнам в интервале Т от 600 мкс до 1900 мкс,

Jмз(Т)мод - скорость счета тепловых нейтронов на малом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в модели пористых пластов,

Jбз(Т)мод - скорость счета тепловых нейтронов на большом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в модели пористых пластов.

Отдельно в баке с водой (Кп=100%) определяют отношение - Rвода показаний малого - Jмз(Т)вода и большого - Jбз(Т)вода зондов в интервале времен задержек Т: 600 мкс - 1900 мкс вида:

где:

Jмз(Т)вода - скорость счета тепловых нейтронов на малом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в баке с водой,

Jбз(Т)вода - скорость счета тепловых нейтронов на большом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в баке с водой,

и нормируют значение R(w) на значение отношения зондов - Rвода в баке с водой:

Rнорм (W)=R(W):Rвода.

Затем строят калибровочную зависимость Rнорм (W), где в данном случае Кп_модели является водонасыщенной пористостью и совпадает с водородосодержанием W.

При оценке целостности гравийной намывки фильтра на ПХГ осуществляют исследование обсаженных скважин с расширенным забоем, оборудованных фильтром гравийной намывки, прибором 2ИННК, при этом показания зондов суммируют по всей толщине газонасыщенных пластов, пересекаемых скважиной, и отображают графически в полулогарифмическом масштабе линии (кривые) спада плотности потока нейтронов как зависимость скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов в интервале времен задержек Т: 600 мкс - 1900 мкс.

На полученном графике кривой спада Jмз(Т) выделяют характерное изменение угла наклона линии, которое отмечают как границу, разделяющую зону сигнала от стенок скважины и зону сигнала от фильтра (гравийной намывки) - (Тфильтра).

Граничное время задержки - Тпл как границу зоны пласта определяют итерационно по кривой спада плотности потока нейтронов - Jмз(Т), при этом вначале выбирают Тпл=Тфильтра+200 мкс и для выбранного Тпл вычисляют декременты затухания плотности потока тепловых нейтронов в зоне пласта согласно формулы:

где:

Sig - декремент затухания плотности потока тепловых нейтронов в зоне пласта, мс^-1,

Jмз(Тпл) - текущее показание скорости счета тепловых нейтронов на малом зонде при времени задержки Тпл, нейтрон/с,

ln - натуральный логарифм,

Тпл - выбранное время задержки, мкс,

Тmax - максимальное время задержки, при котором еще существует ненулевой сигнал, мкс,

Jмз(Тmax) - текущее показание скорости счета тепловых нейтронов на малом зонде при максимальном времени задержки Jmax, нейтрон/с.

Используя полученные декременты затухания - Sig, определяют коэффициент газонасыщенности - Кг (усл. ед.) пласта для выбранного Тпл=Тфильтра+200 мкс:

где:

Кп - пористость пласта, у.е., известная из геологических данных при строительстве ПХГ,

Sig_ск - декремент затухания в матрице скелета пласта (для песчаника 0.91 мс^-1, справочные данные),

Sig_вода - декремент затухания в пластовой воде (для пресной воды 4.88 мс^-1, справочные данные),

Sig_газ - декремент затухания в газе при пластовых условиях, мс^-1.

Кроме того, вычисляют нормированный параметр отношения показаний малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов в интервале времен задержек Т, соответствующего времени задержки в зоне от Тфильтра до Тпл на графическом изображении линий спада плотности потока нейтронов как зависимости скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов, по формуле:

где:

∑ - суммирование текущих показаний малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов по всем измерительным временным каналам прибора, начиная с канала, соответствующего времени задержки от Тфильтра до Тпл, отмеченных на графике линий спада плотности потока нейтронов как зависимость скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов.

По измеренным значениям R с помощью калибровочной зависимости Rнорм (W) определяют значение водородосодержания фильтра W усл. ед.

Учитывая, что газонасыщенность гравийной намывки фильтра совпадает с газонасыщенностью пласта, по формуле Wф=Кп_ф*(1-Кг), определяют Кп_ф - коэффициент пористости фильтра, усл. ед.:

где:

Wф - значение водородосодержания фильтра, усл. ед., Кг - коэффициент газонасыщенности пласта в зоне фильтра, усл. ед. Затем увеличивают значение Тпл на ширину временного канала прибора - ΔT, являющейся технической характеристикой используемого прибора 2ИННК, и повторяют всю процедуру расчета Кг при новом значении Тпл. Итерационную процедуру расчета Кг продолжают до тех пор, пока выполняются следующие условия:

где:

Kr(i+1) - значения газонасыщенности пласта при текущем значении Тпл, у.е.,

Kr(i) - значения газонасыщенности пласта при предыдущем значении Тпл, у.е,

Кп_ф(i+1) - значения пористости гравийной намывки фильтра при текущем значении Тпл, у.е.,

Кп_ф(i) - значения пористости гравийной намывки фильтра при предыдущем значении Тпл, у.е.,

далее, используя Кп_ф(i+1), по формуле:

определяют разрушенность фильтра, выделяя следующие градации степени целостности фильтра:

Дф<1.6 - фильтр не разрушен,

1.6<Дф<3.8 - фильтр частично разрушен,

Дф>3.8 - фильтр полностью разрушен, где:

Дф - разрушенность гравийной намывки фильтра, у.е.,

Кп_ф0 - начальная пористость макета гравийной намывки фильтра, у.е., определяемая в лабораторных условиях,

Кп_ф(i+1) - текущая пористость гравийной намывки фильтра, у.е., полученная при условии: (Кп_ф(i+1)-Кп_ф(i)):Кп_ф(i)≤5%.

На фиг.1 представлена калибровочная зависимость Rhopm(W).

На фиг.2 представлен график линий спада плотности потока нейтронов как зависимость скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов.

На фиг.3 изображена схема оценки водородосодержания W по измеренному значению отношения R.

На фиг.4 представлен график зависимости доли мелкодисперсных частиц в гравийной намывке от пористости фильтра Аф - (Кп_ф) с границами интервалов разрушения фильтра.

Способ осуществляют следующим образом.

Вначале определяют пористость гравия того же гранулометрического состава, который применяется в гравийной намывке фильтра, для чего в лабораторных условиях используют макет гравийной намывки фильтра, представляющий собой замкнутую емкость объемом не менее 5 литров, в которую насыпают сухой гравий так, чтобы он полностью заполнил объем емкости, затем из мерного стакана заливают в емкость воду, при этом контролируя ее объем до тех пор, пока зеркало воды не совпадет с верхним краем емкости с гравием. Пористость гравия Кп_ф0 определяют как отношение объема залитой воды к полному объему емкости.

Затем проводят измерения двухзондовым прибором импульсного нейтрон-нейтронного каротажа 2ИННК в метрологическом центре на моделях пористых пластов с установленной водонасыщенной пористостью - Кп_модели=8%, 15%, 30% для каждой модели, в результате которых определяют отношение - R(w) показаний малого - Jмз(Т)мод и большого - Jбз(Т)мод зондов в интервале времен задержек Т: 600 мкс - 1900 мкс вида:

где:

знак ∑ означает суммирование по всем временным окнам в интервале Т от 600 мкс до 1900 мкс,

Jмз(Т)мод - скорость счета тепловых нейтронов на малом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в модели пористых пластов,

Jбз(Т)мод - скорость счета тепловых нейтронов на большом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в модели пористых пластов.

Отдельно в баке с водой (Кп=100%) определяют отношение - Rвода по показаниям малого - Jмз(Т)вода и большого - Jбз(Т)вода зондов в интервале времен задержек Т: 600 мкс - 1900 мкс вида:

где:

Jмз(Т)вода - скорость счета тепловых нейтронов на малом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в баке с водой,

Jбз(Т)вода - скорость счета тепловых нейтронов на большом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в баке с водой,

и нормируют значение R(w) в модели пластов на значение Rвода в баке с водой: Rhopm (W)=R(w)/Rвода путем деления значения каждой точки зависимости R(w) на значение Rвода. Это делается для воспроизведения единства измерений - нормированная зависимость становится универсальной и не зависит от типа прибора, выхода источника и других особенностей прибора.

Затем в декартовых координатах графически (фиг.1) строят калибровочную зависимость Rhopm (W), где по оси абцисс указывают значение W, а по оси ординат значение R(w), при этом в данном случае Кп_модели является водонасыщенной пористостью и совпадает с водородосодержанием W (W=Кп_модели).

При оценки газонасыщенности пластов на ПХГ осуществляют исследование обсаженных скважин с расширенным забоем, оборудованных фильтром гравийной намывки, прибором 2ИННК, при этом показания зондов суммируют по всей толщине газонасыщенных пластов, пересекаемых скважиной, и отображают графически в полулогарифмическом масштабе линии (кривые) спада плотности потока нейтронов как зависимость скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов в интервале времен задержек Т: 600 мкс - 1900 мкс (фиг.2).

Для улучшения статистики выходного сигнала из-за хорошей выдержанности по толщине пластов-объектов хранения на ПХГ измерения против пласта суммируют по всей его толщине. Зависимость полученного таким образом сигнала от времени задержки (временного канала) в полулогарифмическом масштабе, представляет собой ломаную линию спада плотности потока нейтронов, имеющую три зоны (фиг.2): в первой из них доминирует сигнал от скважины, во второй - от фильтра (гравийной намывки) и в третьей - от пласта. В каждой из областей зависимость близка к линейной.

На полученном графике кривой спада Jмз(Т) выделяют характерное изменение угла наклона линии, которое отмечают как границу, разделяющую зону сигнала от стенок скважины (первая зона) и зону сигнала от фильтра (гравийной намывки) - (Тфильтра) (вторая зона) (фиг.2).

Граничное время задержки - Тпл, как границу третьей зоны пласта, определяют итерационно по кривой спада плотности потока нейтронов - Jмз(Т), при этом вначале выбирают Тпл=Тфильтра+200 мкс и для выбранного Тпл вычисляют декременты затухания плотности потока тепловых нейтронов в зоне пласта согласно формулы:

где:

Sig - декремент затухания плотности потока тепловых нейтронов в зоне пласта, мс^-1,

Jмз(Тпл) - текущее показание скорости счета тепловых нейтронов на малом зонде при времени задержки Тпл, нейтрон/с,

ln - натуральный логарифм,

Тпл - выбранное время задержки, мкс,

Tmax - максимальное время задержки, при котором еще существует ненулевой сигнал, мкс,

Jмз(Тmax) - текущее показание скорости счета тепловых нейтронов на малом зонде при максимальном времени задержки Тmax, нейтрон/с.

На фиг.2 ненулевой сигнал зафиксирован до уровня Тmax=1900 мкс.

Используя полученные декременты затухания Sig, определяют коэффициент газонасыщенности - Кг пласта для выбранного Тпл=Тфильтра+200 мкс:

где:

Кп - пористость пласта, у.е., известная из геологических данных при строительстве ПХГ,

Sig_ск - декремент затухания в матрице скелета пласта (для песчаника 0.91 мс^-1, справочные данные),

Sig_вода - декремент затухания в пластовой воде (для пресной воды 4.88 мс^-1, справочные данные),

Sig_газ - декремент затухания в газе при пластовых условиях, мс^-1.

При известных термобарических условиях: Sig_газ=11*P/t,

где: Р - пластовое давление на глубине залегания исследуемого пласта, измеряемая скважинным барометром при проведении ГИС-контроля на ПХГ, атм, t - пластовая температура на глубине залегания исследуемого пласта, измеряемая скважинным термометром при проведении ГИС-контроля на ПХГ,К (1 К=1°С+273).

Кроме того, вычисляют нормированный параметр - R отношения показаний малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов в интервале времен задержек Т, соответствующего времени задержки в зоне от Тфильтра до Тпл на графическом изображении линий спада плотности потока нейтронов (фиг.2) как зависимости скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов, по формуле:

где:

∑ - суммирование текущих показаний малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов по всем измерительным временным каналам прибора, начиная с канала, соответствующего времени задержки от Тфильтра до Тпл, отмеченных на графике линий спада плотности потока нейтронов как зависимость скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов.

На фиг.2 суммирование текущих показаний малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов по всем измерительным временным каналам прибора, начиная с канала, соответствующего времени задержки от Тфильтра до Тпл, осуществили в диапазоне 700-1300 мкс.

По измеренным значениям R с помощью калибровочной кривой Rнорм (W) определяют значение водородосодержания фильтра Wф.

Учитывая, что газонасыщенность гравийной намывки фильтра совпадает с газонасыщенностью пласта, по формуле Wф=Кп_ф*(1-Кг), определяют Кп_ф - коэффициент пористости фильтра, усл. ед.:

где:

Wф - значение водородосодержания фильтра, усл. ед.,

Кг - коэффициент газонасыщенности пласта в зоне фильтра, усл. ед.

На фиг.3 приведен пример определения значения водородосодержания Wф с помощью полученной ранее калибровочной зависимости - Rнорм (W). По указанной схеме по измеренному значению, в данном случае - R=0.92 определяют Wф=17.

Затем увеличивают значение Тпл на ширину временного канала прибора - ΔT, являющейся технической характеристикой используемого прибора ИННК, и повторяют всю процедуру расчета Кг при новом значении Тпл. Итерационную процедуру расчета Кг продолжают до тех пор, пока выполняются следующие условия:

где:

Кг(i+1) - значения газонасыщенности пласта при текущем значении Тпл, у.е.,

Кг(i) - значения газонасыщенности пласта при предыдущем значении Тпл, у.е,

Кп_ф(i+1) - значения пористости гравийной намывки фильтра при текущем значении Тпл, у.е.,

Кп_ф(i) - значения пористости гравийной намывки фильтра при предыдущем значении Тпл, у.е.,

далее, используя Кп_ф(i+1), по формуле:

определяют разрушенность фильтра, выделяя следующие градации степени целостности фильтра:

Дф<1.6 - фильтр не разрушен,

1.6<Дф<3.8 - фильтр частично разрушен,

Дф>3.8 - фильтр полностью разрушен,

где:

Дф - разрушенность гравийной намывки фильтра, у.е.,

Кп_ф0 - начальная пористость макета гравийной намывки фильтра, у.е., определяемая в лабораторных условиях,

Кп_ф(i+1) - текущая пористость гравийной намывки фильтра, у.е., полученная при условии: (Кп_ф(i+1)-Кп_ф(i)):Кп_ф(i)≤5%.

Значение 5% - предел точности измерений численных значений в описанном итерационном процессе.

На фиг.4 представлен график зависимости доли мелкодисперсных частиц в гравийной намывке от пористости фильтра Аф - (Кп_ф) с границами интервалов разрушения фильтра.

Исходя из теории идеальной упаковки Кауффера (Kaeuffer, М.: «Determination de L'Optimum de Remplissage Granulometrique et Quelques Proprietes S'y Rattachant,» presented at Congres de I'A.F.T.P.V., Rouen, Oct 1973.), чем более различны размеры частиц в смеси (более богатый гранулометрический состав), тем меньшую пористость она имеет. В гравийных фильтрах используется состав песчаника марки ПФ 0.5-0.8, т.е. размер частиц смеси составляет от 0.5 до 0.8 мм, при этом толщина щели фильтра, которая пропускает пластовый флюид через помещенный внутри фильтра гравий, составляет 0.5 мм. Поэтому в процессе работы мельчайшие частицы гравия могут вымываться из фильтра, ухудшая его фильтрационные свойства и увеличивая пористость.

Зависимость Кпф от доли мелкозернистых частиц, исходя из теории Кауффера, представлена на рис. 4, и может быть записана как:

где Аф - доля мелкозернистых частиц в гравии, %,

Кпф - пористость фильтра, у.е.

Согласно (Башкатов А.Д. Прогрессивные технологии сооружения скважин. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 554 с.), в идеальном фильтре Аф составляет 90% и более, ухудшенные свойства фильтрации имеет фильтр с Аф более 60%, при Аф более 30% фильтр имеет плохие фильтрационные свойства, при Аф менее 30% фильтр следует считать непригодным для фильтрации.

Переходя с помощью (9) от параметра Аф к параметру Дф, выделяют следующие градации степени целостности фильтра:

Дф<1.6 - фильтр не разрушен,

1.6<Дф<3.8 - фильтр частично разрушен,

Дф>3.8 - фильтр полностью разрушен.

В отличие от аналогов, результаты измерений 2ИННК в скважинах ПХГ отображают графически в виде кривых спада плотности потока нейтронов как зависимость скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов в интервале времен задержек Т: 600 мкс - 1900 мкс, что позволило на полученном графике кривой спада Jмз(Т) экспериментальным путем выделить характерное изменение угла наклона линии кривой, которое отмечают как границу, разделяющую зону сигнала от стенок скважины (первая зона) и зону сигнала от фильтра (гравийной намывки) - (Тфильтра) (вторая зона).

Используя значения на графике кривых спада Jмз(Т) и Jбз(Т) в зоне от Тфильтра до Тпл, вычисляют нормированный по воде параметр отношения показаний Jмз(Т) и Jбз(Т), по которому при помощи калибровочной зависимости нормированных показаний зондов 2ИННК в моделях пластов к показаниям зондов в баке с водой, полученных в метрологическом центре на моделях пористых пластов с установленной водонасыщенной пористостью - Кп_модели=8%, 15%, 30%, и Кг пласта определяют коэффициент пористости фильтра. Применение указанной калибровочной зависимости повышает точность измерений за счет воспроизведения единства измерений - нормированная зависимость становится универсальной и не зависит от особенностей прибора.

Использование макета гравийной намывки фильтра, в котором применяют гравий того же гранулометрического состава, который применяется в гравийной намывке фильтра в скважине на ПХГ, позволяет оценивать разрушенность гравийного фильтра в скважине ПХГ с повышенной достоверностью независимо от срока эксплуатации ПХГ.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к ядерно-физическим методам геофизических исследований скважин, к способам определения целостности гравийной намывки фильтров в обсаженных скважинах (С) с расширенным забоем в подземных хранилищах газа (ПХГ). Предварительно на макете гравийного фильтра определяют его начальную пористость – Кпф0, а в моделях пластов измеряют показания 2ИННК и нормируют их к показаниям зондов в баке с водой, и строят калибровочную зависимость. Результаты измерений 2ИННК в С ПХГ отображают графически как кривые спада плотности потока нейтронов зондов Jмз(Т) и Jбз(Т) в интервале времен задержек Т, далее на полученном графике кривой спада Jмз(Т) выделяют зону сигнала от стенок С, зону фильтра - Тфильтра и зону пласта - Тпл, в которой определяют декремент затухания для расчета коэффициента газонасыщенности - Кг пласта. В зоне от Тфильтра до Тпл вычисляют нормированный по воде параметр отношения показаний Jмз(Т) и Jбз(Т), по которому при помощи калибровочной зависимости определяют значение водородосодержания фильтра - Wф. Используя Кг и Wф, по прилагаемым формулам вычисляют коэффициент пористости фильтра - Кп_ф, который сравнивают с Кп_ф0 макета гравийного фильтра. Техническим результатом при реализации заявленного решения является расширение функциональных возможностей двухзондового импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (2ИННК), заключающееся в реализации возможности определить степень разрушения фильтра С в ПХГ. 4 ил.

Способ оценки целостности гравийной намывки фильтра в подземных хранилищах газа по данным импульсного нейтрон-нейтронного каротажа обсаженных скважин с расширенным забоем, заключающийся в том, что вначале в лабораторных условиях на макете гравийной намывки фильтра определяют его начальную пористость и, кроме того, проводят измерения прибором двухзондового импульсного нейтрон-нейтронного каротажа - 2ИННК на моделях пористых пластов, соответствующих значениям водонасыщенной пористости - Кп_модели=8%, 15%, 30%, в результате которых определяют отношение - R(w) показаний малого - Jмз(Т)мод и большого - Jбз(Т)мод зондов в интервале времен задержек Т: 600-1900 мкс вида:

где знак ∑ означает суммирование по всем временным окнам в интервале Т от 600 мкс до 1900 мкс,

Jмз(Т)мод - скорость счета тепловых нейтронов на малом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в модели пористых пластов,

Jбз(Т)мод - скорость счета тепловых нейтронов на большом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в модели пористых пластов,

дополнительно отдельно в баке с водой с Кп=100% определяют отношение - Rвода показаний малого - Jмз(Т)вода и большого - Jбз(Т)вода зондов в интервале времен задержек Т: 600-1900 мкс вида:

где Jмз(Т)вода - скорость счета тепловых нейтронов на малом зонде при времени задержки Т в баке с водой, нейтрон/с,

Jбз(Т)вода - скорость счета тепловых нейтронов на большом зонде при времени задержки Т в баке с водой, нейтрон/с,

и нормируют значение R(w) на значение отношения зондов - Rвода в баке с водой:

Rнорм (W)=R(W):Rвода,

и строят калибровочную зависимость Rнорм (W), где в данном случае Кп_модели является водонасыщенной пористостью и совпадает с водородосодержанием W,

далее при оценке целостности гравийной намывки фильтра на подземных хранилищах газа - ПХГ осуществляют исследование обсаженных скважин с расширенным забоем, оборудованных фильтром гравийной намывки, прибором 2ИННК, при этом показания зондов суммируют по всей толщине газонасыщенных пластов, пересекаемых скважиной, и отображают графически в полулогарифмическом масштабе линии кривых спада плотности потока нейтронов как зависимость скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(T) и большого - Jбз(Т) зондов в интервале времен задержек Т: 600-1900 мкс, и на полученном графике кривой спада Jмз(Т) выделяют характерное изменение угла наклона линии, которое отмечают как границу, разделяющую зону сигнала от стенок скважины, и зону сигнала от фильтра - Тфильтра, а граничное время задержки - Тпл как границу зоны пласта определяют итерационно по кривой спада плотности потока нейтронов - Jмз(Т), при этом вначале выбирают Тпл=Тфильтра+200 мкс и для выбранного Тпл вычисляют декременты затухания плотности потока тепловых нейтронов в зоне пласта согласно формуле:

где Sig - декремент затухания плотности потока тепловых нейтронов в зоне пласта, мс^-1,

Jмз(Тпл) - текущее показание скорости счета тепловых нейтронов на малом зонде при времени задержки Тпл, нейтрон/с,

ln - натуральный логарифм,

Тпл - выбранное время задержки, мкс,

Тmax - максимальное время задержки, при котором еще существует ненулевой сигнал, мкс,

Jмз(Тmax) - текущее показание скорости счета тепловых нейтронов на малом зонде при максимальном времени задержки Тmax, нейтрон/с,

далее, используя полученные декременты затухания - Sig, определяют коэффициент газонасыщенности - Кг пласта для выбранного Тпл=Тфильтра+200 мкс:

где Кп - пористость пласта, у.е., известная из геологических данных при строительстве ПХГ,

Sig_ск - декремент затухания в матрице скелета пласта, мс^-1,

Sig_вода - декремент затухания в пластовой воде, мс^-1,

Sig_газ - декремент затухания в газе при пластовых условиях, мс^-1, кроме того, вычисляют нормированный параметр отношения показаний малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов в интервале времен задержек Т, соответствующего времени задержки в зоне от Тфильтра до Тпл на графическом изображении линий спада плотности потока нейтронов как зависимости скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов, по формуле:

где ∑ - суммирование текущих показаний малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов по всем измерительным временным каналам прибора, начиная с канала, соответствующего времени задержки от Тфильтра до Тпл, отмеченных на графике линий спада плотности потока нейтронов как зависимость скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов,

и по измеренным значениям R с помощью калибровочной зависимости Rнорм (W) определяют значение водородосодержания фильтра W,

затем, по формуле Wф=Кп_ф*(1-Кг), определяют Кп_ф - коэффициент пористости фильтра, усл. ед.:

где Wф - значение водородосодержания фильтра, усл. ед.,

Кг - коэффициент газонасыщенности пласта в зоне фильтра, усл. ед., далее увеличивают значение Тпл на ширину временного канала прибора - ΔT, являющейся технической характеристикой используемого прибора 2ИННК, и повторяют всю процедуру расчета Кг при новом значении Тпл, причем такую итерационную процедуру расчета Кг продолжают до тех пор, пока выполняются следующие условия:

где Кг(i+1) - значения газонасыщенности пласта при текущем значении Тпл, у.е.,

Кг(i) - значения газонасыщенности пласта при предыдущем значении Тпл, у.е,

Кп_ф(i+1) - значения пористости гравийной намывки фильтра при текущем значении Тпл, у.е.,

Кп_ф(i) - значения пористости гравийной намывки фильтра при предыдущем значении Тпл, у.е.,

затем, используя Кп_ф(i+1), по формуле:

определяют разрушенность фильтра, выделяя следующие градации степени целостности фильтра:

Дф<1.6 - фильтр не разрушен,

1.6<Дф<3.8 - фильтр частично разрушен,

Дф>3.8 - фильтр полностью разрушен,

где Дф - разрушенность гравийной намывки фильтра, у.е.,

Кп_ф0 - начальная пористость макета гравийной намывки фильтра, у.е., определяемая в лабораторных условиях,

Кп_ф(i+1) - текущая пористость гравийной намывки фильтра, у.е., полученная при условии (Кп_ф(i+1)-Кп_ф(i)):Кп_ф(i)≤5%.