RU2672780C1 - Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин - Google Patents
Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2672780C1 RU2672780C1 RU2017146730A RU2017146730A RU2672780C1 RU 2672780 C1 RU2672780 C1 RU 2672780C1 RU 2017146730 A RU2017146730 A RU 2017146730A RU 2017146730 A RU2017146730 A RU 2017146730A RU 2672780 C1 RU2672780 C1 RU 2672780C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- saturation
- oil
- saturated
- gas
- function
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 59
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 59
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 57
- 239000013049 sediment Substances 0.000 title abstract description 3
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 claims abstract description 187
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 40
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims abstract description 36
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 35
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 claims abstract description 28
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims abstract description 24
- 125000001309 chloro group Chemical group Cl* 0.000 claims abstract description 21
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims abstract description 20
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 claims abstract description 15
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 94
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 94
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 44
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 20
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 18
- 102100030071 Serine/threonine-protein kinase Sgk3 Human genes 0.000 claims description 17
- 101150067005 Sgk3 gene Proteins 0.000 claims description 17
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 17
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 11
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 10
- 230000006735 deficit Effects 0.000 claims description 8
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 7
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 6
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 206010039509 Scab Diseases 0.000 description 2
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
- G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
- G01V5/08—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays
- G01V5/10—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using neutron sources
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Использование: для диагностики прискважинной зоны коллекторов с целью оценки их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и степени подвижности углеводородов комплексом разноглубинных нейтронных методов на этапе строительства нефтегазовых скважин. Сущность изобретения заключается в том, что осуществляют измерение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на зондах нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам 2ННКт и на зондах по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, и спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа СНГК, вычисление функции пористости F(Kпт) и вычисление функции по хлору F(С1), производят построение на кросс-плотах функции хлора «жесткая» F(С1жт) от F(Kпт), функции хлора «мягкая» F(С1мт) от F(Kпт), F(С1ннкт) от F(Kпт) зависимостей и вычисляют функции насыщения по хлору F(С1ннкт) и F(С1ннкнт), а геологические параметры (ГП) насыщения пластов вычисляют по функциям насыщения: F(С1ннкт) и F(С1ннкнт) отдельно для комплекса СНГК+2ННКнт и СНГК+2ННКт по прилагаемым формулам, при этом в зависимости от изменения ГП насыщения пластов устанавливают ФЕС коллекторов и степень подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин. Технический результат: расширение функциональных возможностей нейтронных методов по зондированию прискважинной зоны с вычислением геологических параметров (ГП) насыщения пластов с последующим определением ФЕС и степени подвижности углеводородов. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны коллекторов с целью оценки их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и степени подвижности углеводородов комплексом разноглубинных нейтронных методов на этапе строительства нефтегазовых скважин.
Известны (Берман Л.Б., Нейман B.C. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. - М.: Недра, 1972.) и широко применяемые для выделения газонасыщенных коллекторов временные измерения на базе больших зондов ННКт, НГК, которые позволяют частично решать задачу выделения коллекторов и прогнозировать их проницаемость (Берман Л.Б., Нейман B.C. и др. Промысловая геофизика при ускоренной разведке газовых месторождений - М.: Недра, 1987.).
Известен способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин путем зондирования прискважинной зоны комплексом разноглубинных нейтронных методов 3СНГК + 2ННКт (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. АИС, 2015, вып. 4 (250), с. 3-6.)
Недостатком известных методов является существенное влияние ядерно-физических свойств химических элементов, обладающих высокими поглощающими нейтронными свойствами на показания зондов ННКт и гамма - излучающих свойств химических элементов при захвате тепловых нейтронов, находящихся в промывочной жидкости или жидкости глушения.
Известны способы определения характера насыщения пластов коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (Патент РФ №2476671 /Лысенков А.И., Лысенков В.А., Гуляев П.Н. - заяв. 07.07.2011; опуб. 27.02.2013, Бюл. №6.) В рассматриваемом патенте предлагается два варианта способа определения характера насыщения, рекомендуемые для необсаженных (после подъема инструмента через 2-4 часа), обсаженных нефтегазовых скважин после цементирования колоны через 2-4 суток.
Известный способ предусматривает определение коэффициента пористости (Кп) исследуемого пласта с использованием двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам, и измерения спектральных интенсивностей радиационного захвата нейтронов (ГИРЗ), построение кросс-плотов зависимостей типа Iснгк/Iмзннкт от Iмзннкт/Iбзннкт, где Iснгк - спектральная интенсивность ГИРЗ в области энергий менее 500 Мэв, Iмзннкт, Iбзннкт интенсивности потоков тепловых нейтронов на малом (МЗ) и большом зондах (БЗ) метода 2ННКт, затем на указанном кросс-плоте проводят аппроксимацию нижних точек квадратичной зависимостью, отражающей дефицит плотности и водородосодержания в ближней зоне F(нвп), и вычисляют разность между текущими значениями Iснгк/Iмзннкт и F(нвп), при этом максимальной разности соответствуют газонасыщенные пласты, средней - нефтенасыщенные, минимальной - водонасыщенные.
Способ применим для исследования ближней части прискважинной зоны и не позволяет производить ее зондирование на глубину в радиальном направлении, и применим только на газовых и нефтегазовых скважинах, содержащих в поровом пространстве коллектора нефть с высоким газовым фактором.
Известен способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин (Патент РФ №2439622. Лысенков А.И., Лысенков В.А., Осипов А.Д. - №20101357221/28; заяв. 26.08.2010; опуб. 10.01.2012, Бюл. №1.).
В известном способе используют спектрометрический нейтронный гамма каротаж и двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (СНГК + 2ННКт), с помощью которых производят измерения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом Jмз и большом Jбз зондах метода 2ННКт, с последующим определением функции пористости F(Kп) как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах F(Kп)=Jмз : Jбз 2ННКт, вычисляют функцию хлора «жесткая» F(Clж) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, функцию хлора «мягкая» F(Clм) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ, вычисляют функцию F(Clннк) с использованием интенсивностей потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКт, производят построение на кросс-плотах F(Clж) от F(Kп), F(Clм) от F(Kп), F(Clннк) от F(Kп) зависимостей, соответствующих водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП), определяют функции массы хлора - F[М(Сlж)], F[M(Clм)], F[M(Clннк)], связанных с содержанием хлора в коллекторе, и производят вычисление по формулам коэффициента нефтенасыщенности Кн - по функции F(Clж), коэффициента нефтенасыщенности Кн - по функции F(Clм) в условиях минерализованных пластовых вод, при этом функцию F(Clннк) вычисляют как обратную величину произведения потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах с использованием метода спектрометрического нейтронного гамма-каротажа по хлору (СНГК-С1): 
, функцию хлора «жесткая» F(Clж) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - Jж к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт: 
, функцию хлора «мягкая» F(Clм) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - Jм к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт:
В известном способе частично используются данные вычисления аналитических параметров нейтронных методов для оценки геологических параметров насыщения.
Недостатком этого способа являются не раскрытые потенциальные аналитические возможности по зондированию прискважинной зоны с вычислением геологических параметров насыщения на разном удалении от стенки скважины.
Техническим результатом, достигаемым применением заявленного способа оценки ФЕС коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин, является расширение функциональных возможностей нейтронных методов по зондированию прискважинной зоны с вычислением геологических параметров насыщения на разном удалении от стенки (колонны) нефтегазовых скважин на этапе строительства с последующим определением ФЕС коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях в зависимости от изменений во времени геологических параметров насыщения.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе оценки ФЕС коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин, содержащем измерение интенсивностей потоков тепловых нейтронов Jмз и Jбз на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам 2ННКт и спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа СНГК (комплекс 2ННКт + СНГК), вычисление функции пористости F(Kпт) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКт: F(Kпт)=Jмз : Jбз и вычисление функции насыщения по хлору F(CIннкт) как обратной величины произведения измеренных потоков Jмз, Jбз на малом и большом зондах 2ННКт:
- для условий минерализованных пластовых вод и нефти с низким газовым фактором определение Kн и Kн×Кп, основанное на дефиците содержания хлора в нефтенасыщенных коллекторах относительно водонасыщенных, производят одинаково для комплекса СНГК + 2ННКнт или СНГК + 2ННКт из расчета:
где:
F(Cl)тeк - текущие значения для функций насыщения: F(Clннкт) или F(Clннкнт),
F(Clвп) - значения для функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Clннкт) или F(Clннкнт),
F(Clнп) - значения для функций насыщения, соответствующих нефтенасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Clннкт) или F(Clннкнт),
Кнтб - принятый максимальный коэффициент нефтенасыщенности для нефтенасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,
где:
F(Clвп) - значение функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Clннкт) или F(Clннкнт),
maxF(Clвп) - максимальное значение функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам,
F(Cl)тeк - текущие значения для функций насыщения: F(Clннкт) или F(Clннкнт),
Кнтб×Кптб - принятая максимальная объемная нефтенасыщенность для нефтенасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,
при этом функцию насыщения F(Clнп), соответствующую нефтенасыщенным коллекторам, вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl) от F(Kп):
F(Cl)=a⋅F(Kп)2±b⋅F(Kп) точек указанного кросс-плота (X-Y) с минимальными значениями функции хлора F(Cl), а функцию насыщения F(Clвп), соответствующую водонасыщенным коллекторам с минерализованными пластовыми водами, вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl) от F(Kп):
F(Cl)=a⋅F(Kп)2±bF(Kп) точек указанного кросс-плота с максимальными значениями функции хлора F(Cl),
где:
F(Cl) - функция хлора нефтенасыщенного или водонасыщенного коллектора;
а и b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине;
F(Kп) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННКт,
- для условий нефтегазонасыщенных и газонасыщенных коллекторов с низкой или высокой минерализацией пластовых вод определение Кнг и Кг, Кнг×Кп и Кг×Кn, основанное на дефиците хлора, плотности и водородосодержания нефтегазонасыщенных и газонасыщенных пластов-коллекторов относительно водонасыщенных, производят одинаково для комплекса СНГК + 2ННКнт или СНГК + 2ННКт из расчета:
где:
maxF(Kп) - максимальные значения функции пористости водонасыщенного коллектора,
F(Kп)тeк - текущие значение функции пористости,
minF(Kп) - минимальное значение функции насыщения в нефтегазонасыщенном или газонасыщенном коллекторе,
F(Clгп) - текущее значение функции насыщения в газонасыщенном или нефтегазонасыщенном коллекторе,
maxF(Clгп) - максимальное значение функции насыщения в газонасыщенном или нефтегазонасыщенном коллекторе,
Кнгтб - принятый коэффициент нефтегазонасыщенности для нефтегазонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,
Кгтб - принятый коэффициент газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,
где:
F(Clвп) - значение функции насыщения, соответствующее водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Clннкт) или F(Clннкнт),
maxF(Clгп) - максимальное значение функции насыщения, соответствующее газонасыщенным коллекторам,
F(Cl)тек - текущие значения для функций насыщения: F(Clннкт) или F(Clннкнт),
mахКнгтб×Кптб - принятое максимальное значение объемной нефтегазонасыщенности для нефтегазонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,
mахКгтб×Кптб - принятое максимальное значение объемной газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,
при этом функцию насыщения по хлору для газонасыщенных и нефтегазонасыщенных коллекторов аппроксимируют прямой линией, перпендикулярной оси X в указанных декартовых координатах (X-Y).
Кроме того, вычисления геологических параметров насыщения пластов-коллекторов Кн, Кг, Кнг, и Кн×Кп, Кнг×Кп и Кг×Кп производят в результате временных исследований (временных замеров) комплексами СНГК + 2ННКнт и СНГК + 2ННКт в продуктивных отложениях в скважине с открытым стволом, а также, последующих временных замеров после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны, и на основе сопоставления изменений во времени указанных параметров насыщения устанавливают в прямой зависимости от этих изменений критерии прогноза ФЕС и степень подвижности углеводородных флюидов в нефтенасыщенном или нефтегазонасыщенном коллекторе.
На первом этапе строительства для оперативного выделения коллекторов, содержащих подвижные углеводороды, временные замеры выполняют в открытом стволе и на 3-4 сутки после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны.
На втором этапе временные замеры выполняют в обсаженной скважине через 2-3 месяца после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны.
На третьем этапе временные замеры выполняют в обсаженной скважине через 6-12 месяцев после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны.
Для вычисления геологических параметров насыщения пласта на разном удалении от стенки скважины для исследования методом 2ННКт условно выделяют зоны по глубинности исследований - «ближняя зона» с радиусом исследований 10-15 см, «средняя зона» с радиусом исследований 15-30 см, где применяют метод 2ННКт + мягкая часть нейтронного гамма излучения СНГК, «дальняя зона» с радиусом исследований 30-50 см, где применяют метод 2ННКт + жесткая часть нейтронного гамма излучения СНГК, а для исследования методом 2ННКнт условно выделяют радиусы исследований - «ближняя зона» 7-12 см, «средняя зона» 12-20 см, где применяют метод 2ННКнт + мягкая часть нейтронного гамма излучения СНГК, «дальняя зона» 20-30 см, где применяют метод 2ННКнт + жесткая часть нейтронного гамма излучения СНГК.
На фиг. 1 представлены кросс-плоты: Р(Сlжт) от F(Kпт) и Е(Сlжнт) от F(Kпнт); F(Clмт) от F(Kпт) и F(Clмнт) от F(Kпнт); F(Clннкт) от F(Kпт) и F(Clннкнт) от F(Kпнт) и функции насыщения для условий низкой минерализации пластовых вод.
На фиг. 2 представлены кросс-плоты: Р(Сlжт) от F(Kпт) и Р(Сlжнт) от F(Kпнт); F(Clмт) от F(Kпт) и F(Clмнт) от F(Kпнт); F(Clннкт) от F(Kпт) и F(Clннкнт) от F(Kпнт) и функции насыщения для условий высокой минерализации пластовых вод.
На фиг. 3 дана общая схема геолого-геофизической интерпретации по прогнозированию фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора, на основе анализа распределения вычисленных значений Кг, Кп×Кг в радиальном направлении для газовых залежей в обсаженной газовой скважине.
На фиг. 4 дана схема интерпретации временных замеров в открытом стволе и после обсадки и цементирования колоны в скважине для выделения и оценки газонасыщенности коллекторов и прогнозу их проницаемости при вариациях пористости коллектора.
Суть способа.
В процессе бурения и спускоподъемных операций происходит мощное виброакустическое и знакопеременное изменение давления столба промывочной жидкости на нефтегазонасыщенные коллектора. Прискважинная зона коллекторов нефтегазовых скважин подвергается воздействию различных техногенных факторов, приводящих к нарушению термобарического, геохимического, физико-механического и других видов равновесий и сопровождается перераспределением флюидов в коллекторах прискважинной зоны относительно их первоначального состояния.
Состав и распределение углеводородных флюидов в прискважинной зоне коллектора в процессе бурения существенно изменяются относительно первоначального состояния и определяются в первую очередь их подвижностью. Основными свойствами, определяющими подвижность флюидов в коллекторе, являются вязкость, плотность, температура, пластовое давление.
Из флюидов, насыщающих коллектор, наиболее подвижен газ. В пластовых условиях среднее содержание газа в нефти составляет 20-50 м3/т, для некоторых 500 м3/т и более. Среднее содержание газа в воде не превышает 2-3 м3/т. [Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для ВУЗов. ИЗД. 3-е перераб. и доп., М., Недра, 1982, 311 с.]. Следовательно, при техногенном воздействии в процессе бурения объем скоплений свободного газа, выделившегося из нефти в прискважинной зоне нефтегазового коллектора, будет значительно выше, чем в водоносной части пласта. В низкопористых и низкопроницаемых коллекторах (из-за большой удельной поверхности зерен) или трещиноватых (из-за малой раскрытости трещин) количество выделившегося свободного газа будет более существенное по сравнению с коллекторами с хорошими коллекторскими свойствами.
Применение полимерных промывочных жидкостей значительно повышает эффективность освоения нефтегазовых скважин, но значительно снижает информативность комплекса ГИС. Отсутствие глинистых корок и малая глубина проникновения фильтрата промывочной жидкости в коллектор, и обычно высокая минерализация полимерных растворов создают проблемы по выделению коллекторов классическими методами ГИС (микрозонды, каверномер, ПС и др.). Появление свободного газа в прискважинной зоне является (особенно в коллекторах, содержащих нефть с высоким газовым фактором) одной из основных причин снижения информативности ГИС.
Скоплению газа, особенно при бурении на полимерных промывочных жидкостях, способствуют полимерная низкопроницаемая пленка (корка) на границе скважины и пласта-коллектора, увеличение удельной поверхности твердых частиц за счет механического разрушения коллектора, физико-химические процессы, происходящие в прискважинной зоне из-за нарушения равновесия и т.д.
При обсадке и цементировании скважины снимается репрессия. При отвердевании тампонажной смеси происходит уменьшение ее объема [А.И. Булатов. Формирование и работа цементного камня в скважине. М., Недра, 1990, с. 4-16.], что приводит к возникновению репрессии на коллектора и продвижению наиболее подвижного флюида (в нефтегазовых скважинах это газ) к стенке скважины.
Углеводородные флюиды существуют как в жидком, так и в газообразном состоянии, что сильно отражается на их физических и ядерно-физических свойствах.
Применение зондирования прискважинной зоны разноглубинными нейтронными методами в этих условиях позволит наиболее достоверно определить характер насыщения коллекторов и оценить проницаемость коллектора.
Нейтронные методы исследования скважин чувствительны к дефициту плотности и водородосодержания, который образуется в нефтегазонасыщенных коллекторах по сравнению с водонасыщенными при одной и той же пористости.
Применение комплекса разноглубинных нейтронных методов для временных замеров в открытом стволе и в обсаженной скважине после цементирования эксплуатационной колонны позволяет определять фазовое состояние углеводородного флюида в коллекторе и его гидродинамику.
При реализации способа по результатам измерений интенсивностей потоков тепловых нейтронов Jмз и Jбз на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам 2ННКт и на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам 2ННКнт, а также спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа СНГК, строят кросс-плоты.
Кросс-плоты строят отдельно для комплексов (2ННКт + СНГК) и (2ННКнт + СНГК): F(Clжт) от F(Kпт) и F(Clжнт) от F(Kпнт), F(Clмт) от F(Kпт) и F(Clмнт) от F(Kпнт), F(Clннкт) от F(Kпт) и F(Clннкнт) от F(Kпнт), связанных с объемным содержанием хлора и объемным эквивалентным влиянием дефицита плотности и водородосодержания нефтегазонасыщенного коллектора относительно водонасыщенного и вычисляемых одинаково для каждой группы кросс-плотов.
При вычислении функции насыщения по хлору для простоты изложения рассматриваются только функция насыщения по хлору (в научно-технической литературе эта функция обозначается как Fн(Cl) или функция по дефициту плотности и водородосодержания (в научно-технической литературе эта функция обозначается как Pdd).
Далее вычисляют для каждой группы кросс-плотов отдельно для комплексов СНГК + 2ННКнт и СНГК + 2ННКт коэффициенты насыщенности: Кн, Кг, Кнг, Кн×Кп, Кг×Кп, Кнг×Кп по формулам (1-6).
На фиг. 1 представлен пример построения кросс-плотов F(Clжт) от F(Kпт) и F(Сlжнт) от F(Kпнт); F(Clмт) от F(Kпт) и F(Clмнт) от F(Kпнт); F(Clннкт) от F(Kпт) и F(Clннкнт) от F(Kпнт) и функции насыщения для условий низкой минерализации пластовых вод, которую используют для вычисления коэффициентов насыщенности: Кн, Кг, Кнг, Кн×Кп, Кг×Кп, Кнг×Кп по формулам (1-6).
На фиг. 2 представлен пример построения кросс-плотов F(Clжт) от F(Kпт) и F(Clжнт) от F(Kпнт); F(Clмт) от F(Kпт) и F(Clмнт) от F(Kпнт); F(Clннкт) от F(Kпт) и F(Clннкнт) от F(Kпнт) и функции насыщения для условий высокой минерализации пластовых вод, которую используют для вычисления коэффициентов насыщенности: Кн, Кг, Кнг, Кн×Кп, Кг×Кп, Кнг×Кп по формулам (1-6).
Оценка ФЕС коллекторов и степени подвижности углеводородов производится путем сопоставления вычисленных значений параметров насыщенности (Кн, Кг, Кнг, Кн×Кп, Кг×Кп, Кнг×Кп) порового пространства коллектора углеводородными флюидами в открытом стволе и на 3-4 сутки после обсадки и цементирования колонны, и вычисленных в результате последующих временных замеров в обсаженной скважине через 2-3 месяца и 6-12 месяцев (сроки между временными замерами в основном определяются ФЕС коллекторов).
В качестве диагностического признака используют приращение (увеличение) параметров насыщенности порового пространства коллекторов по углеводородам в обсаженной скважине относительно открытого ствола.
На первом этапе исследований прогнозируют фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов, содержащих углеводороды и их подвижность, при этом вычисленные значения параметров насыщения пластов-коллекторов Кн, Кг, Кнг, Кн×Кп, Кнг×Кп, Кг×Кп для «дальней» зоны имеют заниженные значения из-за недостаточного промежутка времени для расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости, но качественно позволяют решать задачу, что является существенным дополнением к результатам интерпретации комплекса ГИС открытого ствола, которые лишь частично решают эти задачи.
На втором этапе временные замеры выполняют в обсаженной скважине через 2-3 месяца после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны, при этом результаты сопоставления полученных значений насыщения углеводородными флюидами с результатами вычислений после обсадки и цементирования колонны позволяют определить истинные значения параметров насыщения коллекторов с высокими и средними ФЕС, что по результатам их определения в «дальней зоне» коллектора позволяет уточнить подвижность углеводородных флюидов в поровом пространстве коллектора.
На третьем этапе временные замеры выполняют в обсаженной скважине через 6-12 месяцев после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны, при этом результаты сопоставления полученных значений насыщения углеводородными флюидами с результатами вычислений, полученных на предыдущем этапе, позволяют определить истинные значения параметров насыщения коллекторов с высокими и средними и низкими ФЕС, что по результатам их определения в «дальней зоне» коллектора позволяет окончательно уточнить подвижность углеводородных флюидов в поровом пространстве коллектора.
Относительные значения параметров насыщения Кг, Кн, Кнг менее тесно связаны с ФЕС коллектора и подвижностью углеводородного флюида, чем Кн×Кп, Кнг×Кп, Кг×Кп, но они отражают разные стороны ФЕС коллекторов, что позволяет при их совместном использовании более надежно прогнозировать ФЕС коллекторов и подвижность углеводородных флюидов.
Наиболее информативными в условиях классических коллекторов с подвижным углеводородным флюидом являются параметры насыщения порового пространства коллектора, характеризующие объемное содержание углеводородов в коллекторе, Кн×Кп, Кнг×Кп, Кг×Кп. Они напрямую связаны с ФЕС коллектора.
Подвижность пластовых углеводородных флюидов определяется как отношение проницаемости к динамической вязкости пластового флюида. Углеводородные флюиды по подвижности можно ранжировать в порядке ее убывания в следующей последовательности: газ, газоконденсат, конденсат, легкая нефть с высоким газовым фактором, нефть с низким газовым фактором, вязкая нефть, битумы. Самым подвижным углеводородным флюидом является газ, а наиболее неподвижным флюидом является битум.
Принципиальные возможности для оценки подвижности углеводородных флюидов возникают при совместном анализе вычисленных значений насыщения коллектора углеводородными флюидами по временным замерам и распределения этих значений в радиальном направлении от стенки скважины (колонны).
Так, сопоставление вычисленных параметров насыщения в открытом стволе и на 3-4 сутки после обсадки и цементирования колонны позволяет качественно выделить коллекторы, насыщенные углеводородными флюидами и оценить их подвижность, при этом коллекторы с высокими значениями параметров насыщения по углеводородным флюидам характеризуются высокими значениями ФЕС и высокой степенью подвижности углеводородных флюидов.
В открытом стволе величины вычисленных параметров насыщения имеют заниженные значения из-за недостаточного промежутка времени для расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости, но нейтронные методы позволяют качественно решать задачу определения ФЕС.
Коллектора с большими приращениями вычисленных значений Кн×Кп, Кнг×Кп, Кг×Кп и Кг, Кн, Кнг, особенно по «дальней зоне» в обсаженной скважине относительно открытого ствола, характеризуют коллекторы с высокой степенью подвижности углеводородного флюида и высокими значениями ФЕС.
Сопоставление вычисленных значений параметров насыщения на втором этапе исследования после обсадки и цементирования обсаженной скважины и через 2-3 месяца после обсадки и цементирования колонны, позволяет надежно выделить коллектора, насыщенные углеводородными флюидами с высокими и средними ФЕС, при этом величины вычисленных параметров насыщения для «дальней» зоны считаются истинными.
Сопоставление вычисленных значений параметров насыщения на третьем этапе исследований в обсаженной скважине через 6-12 месяцев после обсадки и цементирования колонны и через 2-3 месяца после обсадки позволяет более надежно выделить коллекторы, насыщенные углеводородными флюидами со средними и низкими ФЕС, и оценить подвижность углеводородов, при этом величины вычисленных параметров насыщения для «дальней» зоны считаются истинными.
Наиболее актуально проблема оценки подвижности углеводородных флюидов стоит в нефтяных скважинах для выделения коллекторов, содержащих вязкую нефть или битумы, и частично решается известными комплексами ГИС открытого ствола (Кнелер Л.Е., Рындин В.Н., Плохотников А.Н., и др. Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин в условиях сложных коллекторов по данным ГИС. Разведочная геофизика: обзор / ВИЭМС. М. 1991), но в результате испытаний на приток не удается его получить из-за высокой вязкости углеводородных флюидов или битумов.
Заявленный способ с помощью временных замеров комплексами разноглубинных нейтронных методов позволяет определить насыщение коллектора углеводородными флюидами и спрогнозировать ФЕС коллекторов и степень подвижности углеводородных флюидов.
Так, по результатам временных замеров в обсаженной скважине с вычислением значений параметров насыщения порового пространства коллектора, характеризующих нефтенасыщенность коллекторов Кн и Кн×Кп и их распределения в радиальном направлении от стенки скважины (колонны), производят оценку ФЕС коллекторов и подвижности углеводородных флюидов по высоким и средним устойчивым значениям нефтенасыщенности Кн и Кн×Кп коллектора.
Газ «плотных коллекторов» выделяется устойчивыми высокими значениями Кг и низкими значениями Кг×Кп по результатам всех временных замеров.
На фиг. 1 кросс-плотов «а», «г», «б», «д», «в», и «е» функции насыщения газонасыщенных коллекторов функции насыщения для условий низкой минерализации пластовых во (прямая 1) аппроксимированы прямой линией, перпендикулярной оси X в декартовых координатах (X-Y), где по оси X назначены функции F(Kп), а по оси Y назначены функции насыщения по хлору F(Cl).
Функции насыщения нефтенасыщенных коллекторов F(Clнп) (кривая 3), вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(Kп)2±b⋅F(Kп) точек указанного кросс-плота (X-Y) с минимальными значениями функции хлора F(Cl), а функцию насыщения водонасыщенных коллекторов F(Clвп) (кривая 2), вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(Kп)2±b⋅F(Kп) точек указанного кросс-плота с максимальными значениями функции хлора F(Cl).
На фиг. 2 кросс-плотов «а», «г», «б», «д», «в», и «е» функции насыщения газонасыщенных коллекторов функции насыщения для условий высокой минерализации пластовых вод (прямая 1), аппроксимированы прямой линией, перпендикулярной оси X в декартовых координатах (X-Y), где по оси X назначены функции F(Kп), а по оси Y назначены функции насыщения по хлору F(Cl).
Функцию насыщения нефтенасыщенных коллекторов F(Clнп) (кривая 3), вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(Kп)2±b⋅F(Kп) точек указанного кросс-плота (X-Y) с минимальными значениями функции хлора F(Cl), а функцию насыщения водонасыщенных коллекторов F(Clвп) (кривая 2), вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(Kп)2±b⋅F(Kп) точек указанного кросс-плота с максимальными значениями функции хлора F(Cl).
На фиг. 3 дана общая схема геолого-геофизической интерпретации по прогнозированию фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора, на основе анализа распределения вычисленных значений Кг, Кг×Кп в радиальном направлении для газовых залежей в обсаженной газовой скважине.
Из анализа схемы 3 следует, что вычисленные значения Кг не зависят от пористости коллектора. Нетрадиционные газонасыщенные коллекторы в терригенных сеноманских отложениях характеризуются высокими значениями Кг и низкими значениями Кг×Кп (газ плотных коллекторов). Породы, не содержащие газ (не коллекторы), характеризуются минимальными значениями Кг и Кг×Кп.
На фиг. 4 дана схема интерпретации временных замеров в открытом стволе и после обсадки и цементирования колоны в скважине для выделения и оценки газонасыщенности коллекторов и прогнозу их проницаемости при вариациях пористости коллектора.
Анализ схемы 4 показывает, что газонасыщенные коллекторы с высокой проницаемостью характеризуются максимальным расхождением вычисленных значений Кг и Кг×Кп для открытого ствола и обсаженной скважины, при этом значения Кг и Кг×Кп для обсаженной скважины выше значений для открытого ствола. Эта тенденция сохраняется и с увеличением глубинности исследований.
Нетрадиционные терригенные коллекторы характеризуются высоким и устойчивыми значениями Кг и низкими значениями Кг×Кп, а плотные породы, не содержащие газ (на фигуре отмечен как непроницаемый коллектор), характеризуются минимальными значениями Кг и Кг×Кп.
Из вышесказанного делается вывод.
При строительстве скважин на первом этапе по результатам сопоставления вычисленных параметров насыщения коллекторов в продуктивных отложениях комплексами СНГК + 2ННКнт и СНГК + 2ННКт прогнозируют фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов, содержащих углеводороды и их подвижность. Вычисленные значения геологических параметров насыщения пластов-коллекторов Кн, Кг, Кнг, Кн×Кп, Кнг×Кп, Кг×Кп на этом этапе будут иметь заниженные значения из-за недостаточного времени для расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости.
На 2 этапе результаты сопоставления полученных значений насыщения углеводородами коллекторов в открытом стволе с результатами вычислений после обсадки и цементирования колонны позволяют определить истинные значения параметров насыщения коллекторов с высокими и средними ФЕС (результаты определяются по «дальней зоне» коллектора) и уточнить подвижность углеводородных флюидов в поровом пространстве коллектора.
На 3 этапе результаты сопоставления полученных значений насыщения углеводородами коллекторов с результатами вычисленных значений, полученных на предыдущем этапе, позволяют определить истинные значения параметров насыщения коллекторов с высокими и средними и низкими ФЕС (результаты определяются по «дальней зоне» коллектора) и окончательно уточнить подвижность углеводородных флюидов в поровом пространстве коллектора
Таким образом, величина вычисленных значений геологических параметров насыщения и их изменения в радиальном направлении от стенки скважины с последующим их сопоставлением по временным замерам служат основой оценки насыщения коллекторов углеводородами, прогноза ФЕС и степени подвижности углеводородных флюидов в поровом пространстве коллектора.
Claims (44)
1. Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин, содержащий измерение интенсивностей потоков тепловых нейтронов Jмз и Jбз на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам 2ННКт и спектральной интенсивности гамма-излучения радиационного захвата нейтронов - ГИРЗ спектрометрического нейтронного гамма каротажа СНГК в комплексе 2ННКт + СНГК, вычисление функции пористости F(Kпт) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКт: F(Kпт)=Jмз : Jбз и вычисление функции насыщения по хлору F(Clннкт) как обратной величины произведения измеренных потоков Jмз, Jбз на малом и большом зондах 2ННКт: 
, вычисление функции хлора «жесткая» F(Сlжт) как отношения квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - Jж к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов 2ННКт: 
, вычисление функции хлора «мягкая» F(Clмт) как отношения квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - Jм к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов 2ННКт: 
, построение на кросс-плотах F(Clжт) от F(Kпт), F(Clмт) от F(Kпт), F(Clннкт) от F(Kпт) зависимостей с последующим кросс-плотным анализом F(Kпт) и F(Clннкт) в декартовой системе координат (XY), в которой ось абсцисс X - функция пористости F(Kпт), а ось ординат Y - функция насыщения по хлору F(Clннкт), отличающийся тем, что дополнительно проводят двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - 2ННКнт в комплексе с СНГК и по результатам измерения интенсивностей потоков нейтронов Jмзн и Jбзн на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам 2ННКнт и спектральной интенсивности ГИРЗ производят вычисление функции пористости F(Kпнт), как отношения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах: F(Kпнт)=Jмзн : Jбзн 2ННКнт, вычисляют функцию насыщения по хлору F(Clннкнт), как обратную величину произведения измеренных потоков Jмзн, Jбзн на малом и большом зондах 2ННКнт: 
, вычисляют функцию хлора «жесткая» F(Clжнт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - Jжн к произведению потоков интенсивностей надтепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКнт: 
, вычисляют функцию хлора «мягкая» F(Clмнт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - Jмн к произведению потоков интенсивностей надтепловых нейтронов большого и малого зондов 2ННКнт: 
, осуществляют построение на кросс-плотах F(Сlжт) от F(Kпт) и F(Clжнт) от F(Kпнт), F(Clмт) от F(Kпт) и F(Clмнт) от F(Kпнт), F(Clннкт) от F(Kпт) и F(Clннкнт) от F(Kпнт), зависимостей в декартовых координатах, в услов. ед., где по оси абсцисс X назначаются аналитические параметры функции пористости F(Kп), а по оси ординат Y - функции хлора F(Cl), вычисляют функции насыщения по хлору F(Clннкт) и F(Clннкнт), соответствующие водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП), а коэффициенты нефтенасыщенности Kн, нефтегазонасыщенности Кнг, газонасыщенности Кг, объемной нефтенасыщенности Кн×Кп, объемной нефтегазонасыщенности Кнг×Кп и объемной газонасыщенности Кг×Кп вычисляют по функциям насыщения: F(Clннкт) и F(Сlннкнт) для каждой группы кросс-плотов отдельно для комплекса СНГК + 2ННКнт и СНГК + 2ННКт, обеспечивающих исследование прискважинных зон коллектора на различном удалении от стенки нефтегазовых скважин, при этом определение геологических параметров насыщения F(Clннкт) и F(Clннкнт) производят с учетом фазового состояния углеводородов в поровом пространстве коллектора и минерализации пластовых вод, следующим образом:
- для условий минерализованных пластовых вод и нефти с низким газовым фактором определение Kн и Кн×Кп, основанное на дефиците содержания хлора в нефтенасыщенных коллекторах относительно водонасыщенных, производят одинаково для комплекса СНГК + 2ННКнт или СНГК + 2ННКт из расчета
где
F(Cl)тек - текущие значения для функций насыщения: F(Clннкт) или F(Clннкнт),
F(Clвп) - значения для функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Clннкт) или F(Clннкнт),
F(Clнп) - значения для функций насыщения, соответствующих нефтенасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Clннкт) или F(Clннкнт),
Кнтб - принятый максимальный коэффициент нефтенасыщенности для нефтенасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,
где
F(Clвп) - значение функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Clннкт) или F(Clннкнт),
maxF(Clвп) - максимальное значение функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам,
F(Clнп) - текущие значения для функций насыщения: F(Clннкт) или F(Clннкнт),
Кнтб×Кптб - принятая максимальная объемная нефтенасыщенность для нефтенасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,
при этом функцию насыщения F(Clнп), соответствующую нефтенасыщенным коллекторам, вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(Kп)2±b⋅F(Kп) точек указанного кросс-плота (X-Y) с минимальными значениями функции хлора F(Cl), а функцию насыщения F(Clвп), соответствующую водонасыщенным коллекторам с минерализованными пластовыми водами, вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(Kп)2±b⋅F(Kп) точек указанного кросс-плота с максимальными значениями функции хлора F(Cl),
где
F(Cl) - функция хлора нефтенасыщенного или водонасыщенного коллектора,
а и b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине,
F(Kп) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННКт,
- для условий нефтегазонасыщенных и газонасыщенных коллекторов с низкой или высокой минерализацией пластовых вод
определение Кнг и Кг, Кнг×Кп и Кг×Кп, основанное на дефиците хлора, плотности и водородосодержания нефтегазонасыщенных и газонасыщенных пластов-коллекторов относительно водонасыщенных, производят одинаково для комплекса СНГК + 2ННКнт или СНГК + 2ННКт из расчета
где
maxF(Kп) - максимальные значения функции пористости водонасыщенного коллектора,
F(Kп)тек - текущее значение функции пористости,
min F(Kп) - минимальное значение функции насыщения в нефтегазонасыщенном или газонасыщенном коллекторе,
F(Clгп) - текущее значение функции насыщения в газонасыщенном или нефтегазонасыщенном коллекторе,
max F(Clгп) - максимальное значение функции насыщения в газонасыщенном или нефтегазонасыщенном коллекторе,
Кнгтб - принятый коэффициент нефтегазонасыщенности для нефтегазонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,
Кгтб - принятый коэффициент газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,
где
F(Clвп) - значение функции насыщения, соответствующее водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Clннкт) или F(Clннкнт),
max F(Clгп) - максимальное значение функции насыщения, соответствующее газонасыщенным коллекторам,
F(Cl)тек - текущие значения для функций насыщения: F(Clннкт) или F(Clннкнт),
maxКнгтб×Кптб - принятое максимальное значение объемной нефтегазонасыщенности для нефтегазонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,
maxКгтб×Кптб - принятое максимальное значение объемной газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,
при этом функцию насыщения по хлору для газонасыщенных и нефтегазонасыщенных коллекторов аппроксимируют прямой линией, перпендикулярной оси X в указанных декартовых координатах (X-Y),
кроме того, вычисления геологических параметров насыщения пластов-коллекторов Кн, Кг, Кнг, и Кнг×Кп, Кг×Кп производят в результате временных исследований - временных замеров комплексами СНГК + 2ННКнт и СНГК + 2ННКт в продуктивных отложениях в скважине с открытым стволом, а также, в результате последующих временных замеров после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны, и на основе сопоставления изменений во времени указанных параметров насыщения устанавливают в прямой зависимости от этих изменений критерии прогноза ФЕС и степень подвижности углеводородных флюидов в нефтенасыщенном или нефтегазонасыщенном коллекторе.
2. Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин по п. 1, отличающийся тем, что временные замеры в обсаженной скважине производят неоднократно с увеличением промежутка времени между очередными исследованиями с последующим сопоставлением результатов вычисленных геологических параметров насыщения.
3. Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что на первом этапе временные замеры выполняют на 3-4 сутки после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны, на втором этапе временные замеры выполняют в обсаженной скважине через 2-3 месяца после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны, на третьем этапе временные замеры выполняют в обсаженной скважине через 6-12 месяцев после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны.
4. Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин по п. 1, отличающийся тем, что для вычисления геологических параметров насыщения пласта на разном удалении от стенки скважины для исследования методом 2ННКт условно выделяют зоны по глубинности исследований - «ближняя зона» с радиусом исследований 10-15 см, «средняя зона» с радиусом исследований 15-30 см, где применяют метод 2ННКт + мягкая часть нейтронного гамма излучения СНГК, «дальняя зона» с радиусом исследований 30-50 см, где применяют метод 2ННКт + жесткая часть нейтронного гамма излучения СНГК, а для исследования методом 2ННКнт условно выделяют радиусы исследований - «ближняя зона» 7-12 см, «средняя зона» 12-20 см, где применяют метод 2ННКнт + мягкая часть нейтронного гамма излучения СНГК, «дальняя зона» 20-30 см, где применяют метод 2ННКнт + жесткая часть нейтронного гамма излучения СНГК.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017146730A RU2672780C1 (ru) | 2017-12-28 | 2017-12-28 | Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017146730A RU2672780C1 (ru) | 2017-12-28 | 2017-12-28 | Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2672780C1 true RU2672780C1 (ru) | 2018-11-19 |
Family
ID=64328051
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017146730A RU2672780C1 (ru) | 2017-12-28 | 2017-12-28 | Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2672780C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2710225C1 (ru) * | 2019-09-10 | 2019-12-25 | Сергей Алексеевич Егурцов | Метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин (варианты) |
| RU2771802C1 (ru) * | 2021-11-22 | 2022-05-12 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4021666A (en) * | 1975-08-18 | 1977-05-03 | Mobil Oil Corporation | Neutron-neutron logging for both porosity and macroscopic absorption cross section |
| US4404467A (en) * | 1980-10-31 | 1983-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Salinity and lithology determination from the sodium and chlorine activation lines |
| RU2082185C1 (ru) * | 1992-10-15 | 1997-06-20 | Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин с опытным заводом геофизической аппаратуры | Способ нейтронного активационного каротажа на хлор |
| RU2154846C2 (ru) * | 1997-05-06 | 2000-08-20 | Акционерное общество открытого типа Научно-производственное предприятие "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин" | Способ определения характера насыщения коллекторов |
| RU2439622C1 (ru) * | 2010-08-26 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин (ОАО НПП "ВНИИГИС") | Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин |
| RU127487U1 (ru) * | 2012-12-04 | 2013-04-27 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "ГИТАС" (ЗАО НПФ "ГИТАС") | Комплексная спектрометрическая аппаратура ядерного каротажа |
-
2017
- 2017-12-28 RU RU2017146730A patent/RU2672780C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4021666A (en) * | 1975-08-18 | 1977-05-03 | Mobil Oil Corporation | Neutron-neutron logging for both porosity and macroscopic absorption cross section |
| US4404467A (en) * | 1980-10-31 | 1983-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Salinity and lithology determination from the sodium and chlorine activation lines |
| RU2082185C1 (ru) * | 1992-10-15 | 1997-06-20 | Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин с опытным заводом геофизической аппаратуры | Способ нейтронного активационного каротажа на хлор |
| RU2154846C2 (ru) * | 1997-05-06 | 2000-08-20 | Акционерное общество открытого типа Научно-производственное предприятие "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин" | Способ определения характера насыщения коллекторов |
| RU2439622C1 (ru) * | 2010-08-26 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин (ОАО НПП "ВНИИГИС") | Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин |
| RU127487U1 (ru) * | 2012-12-04 | 2013-04-27 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "ГИТАС" (ЗАО НПФ "ГИТАС") | Комплексная спектрометрическая аппаратура ядерного каротажа |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2710225C1 (ru) * | 2019-09-10 | 2019-12-25 | Сергей Алексеевич Егурцов | Метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин (варианты) |
| RU2771802C1 (ru) * | 2021-11-22 | 2022-05-12 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов |
| RU2815325C1 (ru) * | 2023-09-19 | 2024-03-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Институт нефтегазовых технологий "ГеоСпектр" (ООО "ИНТ "ГеоСпектр") | Способ оценки нефтенасыщенности коллекторов в обсаженных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважинах с высокой минерализацией пластовых вод методом мультиметодного многозондового нейтронного каротажа - ММНК |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Wu et al. | Numerical simulation of mud-filtrate invasion in deviated wells | |
| RU2505676C2 (ru) | Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины | |
| EA012156B1 (ru) | Определение насыщенности углеводородами с использованием скоростей распространения акустических волн, измеряемых через обсадную колонну | |
| CN103744121B (zh) | 碳氢比地层流体饱和度测井方法 | |
| RU2219337C1 (ru) | Способ определения геологических свойств терригенной породы в около скважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин | |
| Kim et al. | Innovative triangulation technique enables simultaneous determination of three-phase formation fluid saturations using pulsed neutron logging | |
| Ma et al. | Cased-Hole Reservoir Saturation Monitoring in Mixed-Salinity Environments–A New Integrated Approach | |
| Mohamed et al. | Using formation-tester measurements to estimate depth of invasion and water saturation in deeply-invaded tight-gas sandstones | |
| RU2672780C1 (ru) | Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин | |
| Guo et al. | Uncertainty analysis for determining petrophysical parameters with a multi-detector pulsed neutron tool in unconventional reservoirs | |
| Holden et al. | Integration of production logs helps to understand heterogeneity of Mishrif reservoir in Rumaila | |
| RU2687877C1 (ru) | Способ определения параметров насыщения углеводородами пластов-коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений и оценки их фильтрационно-емкостных свойств в нефтегазовых скважинах, обсаженных стеклопластиковой колонной | |
| RU2476671C1 (ru) | Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (варианты) | |
| RU2672696C1 (ru) | Способ оценки фазового состояния углеводородов и их насыщения в пластах-коллекторах обсаженных газовых и нефтегазовых скважин | |
| Patro et al. | Horizontal Stress Determination in Anisotropic Formations Integrating Advanced Acoustic Measurements | |
| Fu et al. | Identification of CO2 using multiple formation properties based on nuclear logging | |
| RU2632800C2 (ru) | Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине | |
| Se et al. | ‘Log-Soak-Log’Experiment in Tengiz Field: Novel Technology for In-Situ Imbibition Measurements To Support an Improved Oil Recovery Project | |
| Horkowitz et al. | Complex Reservoir Evaluation in open and cased wells | |
| Li et al. | A new measurement of evaluating gas or CO2 in formation-fast neutron cross section | |
| Itter et al. | Locating Bypassed Oil Through In-Well Surveillance in Prudhoe Bay | |
| Liu et al. | Formation evaluation and rock physics analysis for shale gas reservoir-a case study from China South | |
| WO2021046419A1 (en) | Systems and methods for saturation logging of hydrocarbon wells | |
| RU2692088C1 (ru) | Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов | |
| Zhdaneev et al. | Metrological support for the logging while drilling and wireline equipment |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201229 |