Способ определения минерализации пластовой жидкости в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов
METHOD FOR DETERMINING MINERALIZATION OF FORMATION FLUID IN CASED OIL AND GAS WELLS BASED ON STATIONARY NEUTRON METHODS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к методам нейтронного каротажа для определения минерализации скважинной жидкости по химическим элементам с аномальным поглощением нейтронов, с целью достоверного определения геологических параметров разрезов обсаженных нефтегазовых скважин.
Известен способ контроля за минерализацией скважинной (промывочной) жидкости в нефтегазовых скважинах путем измерения удельного электрического сопротивления электрическим резистивиметром. (Дахнов В.Н. Геофизические методы изучения нефтегазоносных коллекторов. М., Недра, 1975.). Переход от удельного сопротивления к минерализации скважинной жидкости производится по известным зависимостям (Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин М., Недра, 1981.).
Основным недостатком известного способа является невозможность применения его в обсаженных скважинах.
Известен способ контроля за минерализацией скважинной жидкости в обсаженных нефтегазовых скважинах с применением индукционного резистивиметра. (Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. Москва, 2001, РД 153-39.0-072-01.)
Недостатком известного метода является существенное влияние на удельное сопротивление скважинной жидкости температурного режима в скважине.
Распространенным в нефтепромысловой практике является диагностика плотности скважинной жидкости с помощью гамма-плотномера, спускаемого на геофизическом кабеле (Алексеев Ф.А, Головацкая И.В, Гулин Ю.А, и др. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. - М: Недра, 1978. - 359 с.)
В известном способе определение плотности скважинной жидкости по методу ГГК (гамма-гамма каротажа) заключается в измерении интенсивности потока гамма излучения. Jтек, проходящего от источника через скважинную жидкость, с дальнейшим определением функции плотности скважинной жидкости F(пл.ггк) как отношение интенсивности текущего потока - Jтек гамма квантов, регистрируемого по стволу скважины, к интенсивности потока - Jвода в пресной воде:
F(gk.ггк)=Jтек/Jвода.
Определение плотности (Рпл.ггк) скважинной жидкости производят по калибровочной зависимости (Рпл.ггк)=F(пл.ггк).
Недостатком способа является то, что при определении плотности скважинной жидкости учитываются только рассеивающие и поглощающие гамма свойства, при этом возможности данного метода не позволяют выявлять свойства скважиной жидкости, которые в основном определяются наличием химических элементов с аномальными свойствами поглощения тепловых нейтронов (хлор, бор и т.д.), что существенно снижает достоверность определения геологических характеристик разрезов нефтегазовых скважин по нейтронным методам.
Известен метод нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННКт), на показания которого влияют содержащиеся в скважинной жидкости химические элементы с аномальными свойствами поглощения тепловых нейтронов. В большинстве случаев в нефтегазовых скважинах к таким элементам относятся ионы хлора, содержащиеся в пластовых водах. Хлор в скважинной жидкости по весовому содержанию является доминирующим химическим элементом, вследствие чего определяет плотность скважинной жидкости и напрямую связан с минерализацией скважинной жидкости по хлористому натрию. (Лысенков А.И, Лысенков В.А, Габасов Ш.В. и др. Развитие радиоактивных методов для решения геологических задач при добыче нефти и газа. // НТВ «Каротажник», Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 6 (171). - с. 3-15.).
Недостатком этого метода является сильное влияние среды в заколонном пространстве на показания ННКт.
Известен способ определения плотности подземного пласта, окружающего скважину, основанный на измерениях гамма-излучения, возникающего в результате облучения пласта ядерным источником в корпусе прибора, расположенного в скважине, и измерения потока гамма-излучения в корпусе прибора при двух различных расстояниях детекторов от источника, при этом способ содержит определение прямолинейного соотношения между измерениями потоков гамма-излучения при каждом отличающемся расстоянии детекторов применительно к плотности пласта в случае отсутствия отклонения корпуса прибора; определение соотношения, устанавливающего девиацию плотности за счет отклонения прибора, определяемой на основании измерений регистрируемого потока гамма-излучения при двух различных расстояниях детекторов, по плотности, вычисляемой на основании прямолинейных соотношений; и для данной пары измерений потока гамма-излучения при различных расстояниях детекторов определение пересечения соотношения, устанавливающего девиацию, с прямолинейным соотношением с тем, чтобы обозначить плотность пласта, окружающего скважину; при этом источник представляет собой нейтронный источник, а гамма-излучение, измеряемое в корпусе прибора, представляет собой наведенное нейтронами гамма-излучение, являющееся результатом нейтронного облучения пласта. Технический результат: повышение точности определения плотности подземных пластов (пат. РФ №2518876, G01V 5/10, приоритет 14.04.2010 г., опубл. 10.06.2014 г.).
В известном способе при определении плотности пластов учитывают поправку на результаты измерений, вносимую влиянием плотности скважинной жидкости внутри обсадной колонны, путем измерений потока гамма-излучения на двух различных расстояниях детекторов из-за отклонения прибора от стенки колонны. Косвенное определение плотности скважинной жидкости не обеспечивает достаточную точность измерений.
Плотность жидкости в обсаженных нефтегазовых скважинах измеряют для определения границ флюидных разделов в стволе скважины с целью установления оптимальных режимов эксплуатации скважины и выделения в зонах перфорации интервалов поступлений скважинного флюида..
За прототип принят способ определения плотности скважинной жидкости по методу ГГК, включающий измерение интенсивности потока гамма излучения Jтек, проходящего от источника через скважинную жидкость, определение функции плотности скважинной жидкости F(пл.ггк) как отношение интенсивности текущего потока - Jтек гамма квантов, регистрируемого по стволу скважины, к интенсивности потока - Jвода в пресной воде:
F(пл. ггк)=Jтек/Jвода.
Определение плотности (Рпл.ггк) скважинной жидкости производят по калибровочной зависимости (Рпл.ггк)=F(пл.ггк) (Алексеев Ф.А, Головацкая И.В, Гулин Ю.А, и др. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1978. - 359 с.).
Техническим результатом, получаемым от применения изобретения, является повышение достоверности определения минерализации и плотности скважинной жидкости за счет использования зондов с детекторами тепловых и надтепловых нейтронов, позволяющих выявлять свойства скважиной жидкости, которые в основном характеризуются наличием определяющих минерализацию скважинной жидкости химических элементов с аномальными свойствами поглощения тепловых нейтронов.
тек.ннк.нт
тек.ннк.т
тек.ннк.нт
тек.ннк.т
ннк.т.в
ннк.нт.в
Указанный технический результат достигается тем, что в способе определения минерализации пластовой жидкости в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов, включающем облучение внутриколонного пространства ядерным источником, расположенным в обсаженной скважине, измерение интенсивностей потоков рассеянного и частично поглощенного излучения, проходящего от источника через скважинную жидкость, определение функции минерализации скважинной жидкости как отношение интенсивностей текущих потоков рассеянного и частично поглощенного излучения, регистрируемого по стволу скважины, к отношению интенсивностей потока рассеянного и частично поглощенного излучения в пресной воде, и определение минерализации и плотности скважинной жидкости путем совмещения полученной функции минерализации скважинной жидкости со значениями калибровочной зависимости, в отличие от известного, облучение скважинной жидкости производят источником быстрых нейтронов в корпусе прибора, центрированного в обсадной колонне скважины, и содержащего два зонда с детекторами тепловых и надтепловых нейтронов, которыми осуществляют регистрацию интенсивности потоков надтепловых нейтронов - J и интенсивности тепловых нейтронов - J, проходящих от источника нейтронов через скважинную жидкость, и осуществляют вычисление функции минерализации F(c,p) скважинной жидкости как отношение интенсивности потока надтепловых нейтронов J к интенсивности потока тепловых нейтронов J, нормированное на отношение интенсивности J потока тепловых нейтронов к интенсивности J потока надтепловых нейтронов в пресной воде, следующим образом:
где:
F(c,p) - функция минерализации скважинной жидкости, усл.ед,
тек.ннк.нт
J - текущее значение интенсивности потоков надтепловых нейтронов по стволу скважины, усл.ед,
тек.ннк.т
J - текущее значение интенсивности потоков тепловых нейтронов по стволу скважины, усл.ед,
ннк.нт.в
J - интенсивность потока надтепловых нейтронов в пресной воде, усл.ед,
ннк.т.в
J - интенсивность потока тепловых нейтронов в пресной воде, усл.ед,
2
мин
мин
мин
тек.ннк.нт.м.
тек.ннк.т.м.
ннк.т.в
ннк.нт.в
затем по калибровочной зависимости C(P)=A⋅F(c,p)-B⋅F(c,p)-D, полученной в результате измерения интенсивностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов, проходящих от источника нейтронов через водный раствор различной минерализации по хлористому натрию, и вычисления функции минерализации минерализованной воды F(c,p), как отношения интенсивности потока надтепловых нейтронов J к интенсивности потока тепловых нейтронов J, измеренных в минерализованном водном растворе, и нормированное на отношение интенсивности потока тепловых нейтронов J к интенсивности потока надтепловых нейтронов J.в в пресной воде, согласно формуле:
определяют величину минерализации скважинной жидкости по стволу скважины,
где:
А, В, D - коэффициенты, определяемые по результатам калибровки рабочего прибора в модельной скважине, заполненной водой с различной минерализацией, безразмерная ед.,
мин
F(c,p) - функция минерализации минерализованной жидкости в калибровочной модельной скважине, усл. ед.
тек.ннк.нт.м.
J - текущее значение интенсивности потока надтепловых нейтронов в минерализованной воде по стволу модельной скважины, усл. ед.,
тек.ннк.тм.
J - текущее значение интенсивности потока тепловых нейтронов в минерализованной воде по стволу модельной скважины, усл. ед.,
ннк.нт.в
J - интенсивность потока надтепловых нейтронов в пресной воде, усл. ед.,
ннк.т.в
J - интенсивность потока тепловых нейтронов в пресной воде, усл. ед.
В качестве источника быстрых нейтронов применяют источники с энергией нейтронов до 4,5 МэВ.
В процессе измерений используют малогабаритный скважинный прибор, диаметром не более 50 мм с зондами нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННКт) и нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (ННКнт) размерами не более 10-15 см.
Перед исследованиями осуществляют калибровку в рабочем состоянии скважинного прибора, центрированного в модельной скважине с колонной диаметром 5-6 дюймов, в которой заколонное и внутриколонное пространство заполнено минерализованным водным раствором с одинаковой минерализацией или плотностью.
мин
3
На фиг. 1 представлена калибровочная зависимость F(c,p) в усл. ед. от минерализации С (г/л) и плотности Р (г/см) минерализованной жидкости по хлористому натрию при измерениях центрированным прибором внутри заполненной водным минерализованным раствором колонны диаметром 5-6 дюймов.
На фиг. 2 представлены результаты скважинных измерений с вычисленными значениями минерализации и плотности скважинной жидкости по комплексу нейтронных методов ННКт и ННКнт.
На фиг. 3 дана принципиальная схема двухзондовой конструкции скважинного прибора с расположением зондов по одну сторону от источника нейтронов.
На фиг. 4 дана принципиальная схема двухзондовой конструкции скважинного прибора с расположением зондов по разным сторонам от источника нейтронов.
В основу предложенного способа определения минерализации пластовой жидкости в обсаженных нефтегазовых скважинах стационарными нейтронными методами заложена возможность определения зондом ННКт содержания химического элемента - хлора с аномальными поглощающими нейтронными свойствами, содержащегося в пластовых водах, в большинстве случаев заполняющих ствол обсаженных нефтегазовых скважин. Хлор является доминирующим химическим элементом по весовому содержанию в пластовой воде и определяет плотность скважинной жидкости и напрямую связан с минерализацией скважинной жидкости по хлористому натрию (Лысенков А.И, Лысенков В.А, Габасов Ш.В. и др. Развитие радиоактивных методов для решения геологических задач при добыче нефти и газа. // НТВ «Каротажник», Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 6 (171). - с. 3-15.).
Показания зонда ННКнт практически не зависят от содержания в скважинной жидкости химических элементов с аномальными нейтронными свойствами, но несущественно возрастают с увеличением плотности скважинной жидкости.
Таким образом, на показания нейтронных зондов ННКнт и ННКт влияние хлора различно. Увеличение содержания хлора в скважинной жидкости приводит к уменьшению показаний зонда ННКт и возрастанию показаний зонда ННКнт, что связано с увеличением плотности скважинной жидкости.
Исходя из вышесказанного следует, что наиболее чувствительным аналитическим параметром для определения минерализации или плотности скважинной жидкости является отношение текущих показаний зонда ННКнт к показаниям зонда ННКт, нормированных на показания указанных зондов в пресной воде, согласно формуле (1):
В процессе осуществления способа осуществляют калибровку в рабочем состоянии скважинного прибора, центрированного в модельной скважине с колонной диаметром 5-6 дюймов, в которой заколонное и внутриколонное пространство заполнено минерализованным водным раствором с одинаковой минерализацией или плотностью.
2
мин
мин
тек.ннк.нтм.
тек.ннк.тм.
ннк.т.в
ннк.нт.в.
Переход от вычисляемого аналитического параметра F(c,p) к минерализации С и плотности Р скважинной жидкости производится по калибровочной зависимости C(P)=A⋅F(cp)-B⋅F(c,p)мин-D, полученной в результате измерения интенсивностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов, проходящих от источника нейтронов через водный раствор различной минерализации по хлористому натрию, и вычисления функции минерализации минерализованной воды F(c,p), как отношения интенсивности потока надтепловых нейтронов J. к интенсивности потока тепловых нейтронов J, измеренных в минерализованном водном растворе, и нормированное на отношение интенсивности потока тепловых нейтронов J к интенсивности потока надтепловых нейтронов J в пресной воде, согласно формуле (2):
мин
Значениям F(c,p) на калибровочной кривой соответствуют значения минерализации С точек ординаты графика (фиг. 1).
Поскольку плотность Р находится в прямой зависимости от минерализации С скважинной жидкости по хлористому натрию, то по значениям точек ординаты графика, используя известную зависимость, определяют величину плотности (Лысенков А.И, Лысенков В.А, Габасов Ш.В. и др. Развитие радиоактивных методов для решения геологических задач при добыче нефти и газа. // НТВ «Каротажник», Тверь: Изд. АИС.2008. Вып. 6 (171). - с. 3-15.).
Для уменьшения влияния нейтронных параметров среды заколонного пространства скважины измерения производят малогабаритными приборами с диаметром не более 50 мм с малыми зондами методов ННКт и ННКнт, размер которых не более 10-15 см, в этом случае скважинный прибор будет испытывать наименьшее влияние излучения от среды в заколонном пространстве.
Результатом применения заявляемого способа является расширение аналитических возможностей нейтронных методов с использованием стационарных нейтронных источников при изучении разрезов нефтегазовых скважин, повышение точности и достоверности измерений при соблюдении радиационной безопасности.