СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА И ОБЪЕМНОЙ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ В КОЛЛЕКТОРАХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПО ДВУХЗОНДОВОМУ НЕЙТРОННОМУ КАРОТАЖУ В ГАЗОНАПОЛНЕННЫХ СКВАЖИНАХ
METHOD FOR DETERMINING THE COEFFICIENT AND BULK GAS SATURATION IN RESERVOIRS OF GAS WELLS BY TWO-PROBE NEUTRON LOGGING IN GAS-FILLED WELLS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей технике и может быть использовано для диагностики состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин.
Известны способы того же назначения (RU 2439622, кл. G01V5/10, 2012; RU 2476671, кл. Е21В47/12, G01V5/14, 2013).
Последний из патентов принят за прототип.
мз
бз
т
мз
бз
т
dd
dd
м3
б3
dd
dd
dd вп
Прототип заключается в измерении интенсивностей потоков тепловых нейтронов J и J на малых и больших зондах нейтрон-нейтронного каротажа (2ННК) и последующем определении функпии пористости F(Кп) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и больших зондах F(Кп)=J/J 2ННК и функции насыщения F, как обратной величины произведения измеренных потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах F=1/J*J с последующим кросс-плотным анализом F и F(Кп) в декартовой системе координат (X, Y), в которой ось абсцисс X - функция F(Кп), а ось ординат Y - функция F зависимости, соответствующей водонасыщенным пластам (F).
Недостатком прототипа является недостаточные аналитические возможности при определении газонасыщенносчи коллекторов газонаполненных скважин.
Техническим результатом, получаемым от применения изобретения, является расширение аналитических возможностей известного нейтронного способа (HC).
M3
б3
т
м3
б3
т
dd
dd
м3
б3
dd
dd
dd вп
dd
dd вп
dd гп
dd гп тек
ddвп
dd гп
dd гптек
dd Вп
dd гп
dd вп
max
min
тек
min
ddгптек
ddгпмax
тек
min
ddтек
ddгптeк
max
max
min
dd гптек
dd гпмах
dd гпмin
Данный технический результат достигается тем, что в известном способе определения коэффициента (Кг) газонасыщенности и коэффициента (Кг*Кп) объемной газонасыщенности в коллекторах газовых скважин, по двухзондовому нейтронному каротажу в газонаполненных скважинах, заключающемся в измерении интенсивностей потоков тепловых нейтронов J и J на малом и больших зондах нейтрон-нейтронного каротажа (2HHK) и последующем определении функции пористости F(Кп) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и больших зондах F(Кп)=J/J 2ННК и функции насыщения F как обратной величины произведения измеренных потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах F=1/J*J с последующим кросс-плотным анализом F и F(Кп) в декартовой системе координат (X, Y), в которой ось абсцисс X - функция F(Кп), а ось ординат Y - функция F зависимости, соответствующей водонасыщенным пластам (F), на кросс-плот F от F(Кп) наносят нижнюю линию опорных водонасыщенных пластов на уровне Кг=Кг ост=20-30% и аппроксимируют ее квадратичной функцией F=a*F(Кп)*2+b*F(Кп), где а и b - коэффициенты, определяемые из облака точек кросс-плота, при этом определение функции F насыщения газонасыщенных коллекторов определяют как отношение текущего значения функции F насыщения газонасыщенного коллектора к функции F насыщения водонасыщенпого коллектора F=F/F, затем проводят построение кросс-плота F от F(Кп), в котором ось абсцисс X - функция F, а ось ординат Y - функция F(Кп), причем коэффициенты Кг газонасыщенности коллектора определяют из математического соотношения Кг=arсtg{[F(Кп)-F(Кп)/(F(Кп)-F(Кп))]*F/F*Кп/0,9}, а объемное содержание газа в поровом пространстве коллектора - из математического соотношения Кг*Кп=(F(Кп)-F(Кп))*F/F*Кг*Кп, где F(Кп) - максимальное значение функции пористости водонасыщенпого коллектора, F(Кп) - минимальное значение функции насыщения нефтегазонасыщенного или газонасыщенного коллектора, F, F, F - текущее, максимальное и минимальное значения функции насыщения в газонасыщенном коллекторе, Кг*Кп - принятое значение объемной газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным.
н
н
3
3
Сущность способа заключается в том, что для осадочных газоносных пород с двухфазным насыщением водородосодержание пластов Сскладывается из концентрации водорода в воде, нефти и в газе (без учета глинистости и некоторых редких минералов). Учитывая, что плотность жидкого флюида составляет обычно 0,7-1,2 г/см, а типичная плотность газа составляет 0,005-0,04 г/см, а это значит, что плотность ядер водорода в жидком флюиде обычно в 20-100 раз превышает ядерную плотность водорода в газе, даже при его высоких давлениях. Поэтому водородосодержанием газа с точностью в несколько процентов можно пренебречь, и считать, что общее водородосодержание породы С полностью определяется жидким водонефтяным флюидом, а оно приближенно выражается эквивалентным объемным водосодержанием породы W, равным
Таким образом, водородосодержание среды Сн≈W линейно и в равной степени возрастает при увеличении Кп или уменьшении газонасыщенности Кг.
н
В газоносных пластах величина общего водородосодержания С, которая одна определяет влияние водорода на показания нейтронного каротажа (НК), равноправно формируется двумя независимыми геологическими параметрами Кп и Кг.
г
Отсюда следует вывод, связанный с физическим пониманием механизма влияния газонасыщенности Кг на показания зондов НК: показания зависят от Кг не через водородосодержание газа и не через объемное содержание газа W=Кг*Кп, а только через водородосодержание оставшейся в порах жидкости, т.е. через эквивалентное объемное водосодержание породы W.
н
Водородосодержание пласта С≈W влияет на показания зондов нейтронного каротажа наиболее сильно. На них также влияют и другие геологические факторы: плотность пласта, литология, минерализация пластовых вод, а также скважинные условия. При двухфазном насыщении плотность Р всегда уменьшается с ростом пористости Кп и газонасыщенности Кг согласно формуле
ск
ж
г
г
ж
ск
ск
ж
где Р, Р, Р - плотность скелета, поровой жидкости и газа. В газовых и газоконденсатных залежах эти показатели связаны неравенствами Р<<Р<<P, откуда (Р-Р)>0.
н
Относительное влияние мешающих геолого-технических факторов, таких как литология, минерализация пластовых вод и заполняющих скважину флюидов, плотность породы и т.д., на показания НК тем сильнее, чем слабее роль основного фактора водородосодержания С≈W=Кп(1-Кг), т.е. чем меньше содержание водорода в породе (W→0), а значит, чем ниже пористость Кп (напр., Кп <10%) или чем выше газонасыщение Кг (напр., Кг>0,85-0,9). Следовательно, при одинаковой литологии и минерализации вод газовые пласты помимо водородосодержания W характеризуются еще и дефицитом плотности, роль которого становится существенной и соизмеримой с ролью W только в пластах с низкой пористостью Кп или высокой газонасыщенностью Кг, а тем более при сочетании этих факторов.
Таким образом, газонасыщенные коллектора в водонаполненпых газовых скважинах характеризуются одновременно двумя дефицитами - водородосодержания W и плотности Р. Рост газонасыщения Кг усиливает оба дефицита, что всегда приводит к возрастанию скоростей счета для заинверсионных зондов.
Зависимости показаний зондов ННК в газонасыщенных скважинах имеют доинверсный характер, с ростом водородосодержания W и плотности Р показания зондов уменьшаются.
Изобретение поясняется чертежами, на которых представлены результаты экспериментов, полученных данным способом.
dd
dd
dd
dd вп
На фиг.1 представлены кросс-плоты показаний большого (а), малого (б) зондов и функции насыщения F (в) от функции пористости F(Кп), построенных для продуктивных газонасыщенных отложений в газонаполненной скважине. Анализ фиг. 1 свидетельствует, что показания зондов от газонасыщенности отложений носят доинверсный характер и имеют более низкую (в 1,5-2 раза) дифференциацию по газонасыщенности, чем функция насыщения F. На кросс-плот F от F(Кп) нанесена функция F, соответствующая водонасыщенным пластам. В нашем случае это глинистые терригенные пласты и глины, являющиеся геологическим эквивалентом водонасыщенных пластов.
dd гп
На фиг. 2 представлен кросс-плот в осях F(Кп)-F для определения газонасыщенности коллектора. Шифр прямых изолиний Кг, доли.
На фиг. 3 представлены результаты интерпретации метода 2ННКт с определением Кг и Кп*Кг.
Таким образом, способ имеет более широкие аналитические возможности при определении газонасыщенности коллекторов по сравнению с известными способами. Этим достигается поставленный технический результат.