МЕТОД НЕЙТРОН-НЕЙТРОННОЙ ЦЕМЕНТОМЕТРИИ - ННК-Ц ДЛЯ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБЛЕГЧЕННЫМИ И ОБЫЧНЫМИ ЦЕМЕНТАМИ СТРОЯЩИХСЯ СКВАЖИН И СОСТОЯНИЯ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН, ЗАПОЛНЕННЫХ ЛЮБЫМИ ТИПАМИ ФЛЮИДОВ
METHOD FOR NEUTRON-NEUTRON CEMENTOMETRY - NNK-C FOR QUALITY CONTROL OF CEMENTING WITH LIGHTWEIGHT AND REGULAR CEMENTS OF WELLS UNDER CONSTRUCTION AND THE STATE OF CEMENT STONE OF OPERATING OIL AND GAS WELLS FILLED WITH ANY TYPE OF TYPES

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к методам нейтронного каротажа для контроля качества цементирования заколонного пространства строящихся скважин и для контроля состояния цементного камня эксплуатируемых нефтегазовых скважин, заполненных любыми типами флюидов (газ/жидкость/смесь).
3
3
Применение данного метода предусматривает оценку состояния цементного камня любой плотности: облегченного (плотность 0.9-1.65 г/см) и обычного (1.65-2 г/см) портландцемента тампонажного, причем способ применим как при известных, так и при неизвестных значениях пористости и характера насыщения пласта.
Качество цементирования в строящихся скважинах оценивается сразу после их цементирования, когда измерения проводятся в скважине, заполненной жидкостью, в период, когда в прискважинной зоне, в пределах глубинности нейтронных методов поровое пространство пласта еще заполнено фильтратом бурового раствора (ФБР), поскольку зона проникновения ФБР еще не успела расформироваться.
В зрелых и старых эксплуатируемых нефтегазовых скважинах требуется оценивать состояние цементного кольца при любом заполнении скважины (газ/жидкость), когда зона проникновения ФБР уже давно расформировалась, и в прискважинной зоне поровое пространство пласта может быть заполнено газом, или жидкостью (пластовая вода, нефть), или их смесью.
Известен способ ГГК-Ц (цементометрия методом гамма-гамма каротажа) для оценки качества цементирования скважины, основанный на регистрации рассеянного гамма-излучения, интенсивность которого зависит от плотности цемента. (Алексеев Ф.А. и др. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. М., Недра. 1978).
3
Данный метод ГГК-Ц применим в водозаполненных скважинах при условии, что плотность цемента отличается от плотности промывочной жидкости (ПЖ) в затрубном пространстве не менее чем на 0.3-0.4 г/см. Таким образом, метод осуществим в скважинах в основном только с обычными цементами. В газозаполненных скважинах метод не применим.
Известен способ контроля качества цементирования методами ГГК-Ц и нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (ННКнт) в затрубном кольцевом пространстве скважин с применением аэрированных цементных растворов (Пат. SU №1008430, Способ контроля качества цементирования скважин. Бернштейн Д.А. и др., заяв. 17.11.1981, опубл. 30.03.1983, Бюл. №12).
Способ основан на том, что регистрируется диаграмма рассеянного гамма-излучения по стволу и периметру скважины, затем по ней определяется объемная плотность вещества в пространстве между обсадной колонной и стенками скважины. Определяется объемное влагосодержание вещества в заколонном пространстве по показаниям ННКнт, зарегистрированным до цементирования после спуска обсадной колонны и после цементирования колонны. Затем с использованием объемной плотности и влагосодержания вещества рассчитывается скелетная плотность и степень аэрации цемента. Способ может быть реализован с помощью двух отдельных приборов - прибора СГДТ-3, позволяющего регистрировать по стволу и периметру цементограммы ГГК-Ц, и прибора нейтронного каротажа.
Недостатками известного способа является необходимость использования двух разных приборов для проведения измерений в скважине и необходимость проведения трех измерений этими приборами в разное время, из-за чего снижается достоверность интерпретации, так как состояние заколонного пространства меняется во времени и в пространстве, работа является ресурсоемкой со значительными временными и трудозатратами.
Известен метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин (варианты) (Патент RU №2710225, авторы: Егурцов С.А. и др., 10.09.2019, опуб. 25.12.2019) (Выбран в качестве прототипа к заявляемому методу).
В процессе реализации известного метода в исследуемой скважине проводят двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам - 2ННКт (измеряют скорости счета малого и большого тепловых зондов Jннк.т.мз и Jннк.т.бз) и двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - 2ННКнт (измеряют скорости счета малого и большого надтепловых зондов Jннк.нт.мз и Jннк.нт.бз), зонды которых расположены в одном корпусе диаметром не более 50 мм, центрированным с помощью центратора в насосно-компрессорной трубе (НКТ), расположенной в эксплуатационной колонне (ЭК), за которой выявляют состояние цементного камня.
По измеренным в скважине скоростям счета рассчитывают функционал Fcem=Jннк.нт.мз*Jннк.нт.мз/( Jннк.нт.бз* Jннк.т.мз). С использованием математического и натурного моделирования на моделях пластов предварительно разрабатывают палеточные зависимости функционала Fcem(Cem, Кп, Кнг, …) от объемного содержания цемента Cem, пористости Кп, нефтегазонасыщенности Кнг пластов и других влияющих геолого-технических условий (ГТУ). Затем, с использованием пористости Кп, найденной по данным ГИС (геофизическое исследование скважин) открытого ствола или по отношению двух тепловых зондов, и с использованием априорной информации о насыщенности Кнг каждого пласта в разрезе, по многомерным палеткам Fcem (Cem, Кп, Кнг, …) находят содержание цемента Cem. Исследования производят в скважинах, заглушенных жидкостью глушения.
Данный известный способ имеет следующие недостатки и ограничения.
Указанный способ может быть реализован только с комбинированными приборами многозондового нейтронного каротажа, включающими как 2 зонда тепловых нейтронов, так и 2 зонда надтепловых нейтронов, что сильно ограничивает номенклатуру доступной аппаратуры для проведения нейтронной цементометрии.
Известный способ был предложен авторами для использования только в скважинах с НКТ, причем прибор должен быть снабжен центратором и центрирован в НКТ, и эти требования существенно ограничивают область применимости метода, так как часто необходимо исследовать состояние цемента в скважинах без НКТ и приборами без центраторов, кроме того, способ был предложен авторами для использования только в скважинах, заполненных жидкостью глушения, а на практике часто возникает необходимость исследовать состояние цемента в скважинах, заполненных газом.
Известный способ, как любой палеточный способ, предполагает предварительную подготовку обширной базы данных (БД) многомерных палеточных зависимостей (БД палеток) для определения объемной доли цемента Cem; в частности, при моделировании БД палеток требуется учесть не менее 10 следующих переменных влияющих геолого-технических условий (ГТУ): литологию, пористость, нефтегазонасыщенность, минерализацию пластовой воды, глинистость, диаметры скважины, ЭК и НКТ, характер их заполнения, плотность цемента и т.д., что требует моделирования показаний НК более чем в одном миллионе вариантов ГТУ. И конечно, для каждого прибора БД палеток должна быть своя, т.к. палетки сильно зависят от параметров зондовой установки. Создание таких мощных многомерных БД палеток требует наличия или разработки соответствующего аппарата математического моделирования, массовых и весьма времязатратных расчетов, проведения измерений на натурных моделях в метрологических центрах, их метрологического обеспечения, согласования и синтеза полученных теоретических и экспериментальных данных и т.д., что является делом очень сложным и трудоемким, причем даже при наличии соответствующего аппарата и возможностей. Таким образом, необходимость создания мощной многомерной БД палеток представляет очень существенную трудность для реализации этого способа.
Известный способ требует обязательного априорного знания величины нефтегазонасыщения Кнг каждого пласта в разрезе, поскольку палетки Fcem (Cem, Кп, Кнг, …) совершенно разные для газо- и водонасыщенных пластов, таким образом, при неизвестном насыщении пластов этот способ использовать невозможно.
Указанный способ требует также обязательного знания распределения пористости Кп по разрезу. Пористость Кп предлагается оценивать: а) либо в качестве априорной информации по данным ГИС открытого ствола, б) либо по отношению показаний двух тепловых зондов нейтронного каротажа в обсаженной скважине при проведении нейтронной цементометрии. Как известно, любой палеточный метод требует хорошего знания всех влияющих ГТУ. В случае «а», как известно, пористость Кп в газонасыщенных пластах по ГИС открытого ствола определяется ненадежно, из-за чего могут возникнуть существенные ошибки в оценке качества цемента при использовании этого ненадежного Кп в работе с БД палеток. В случае «б» по отношению двух тепловых зондов 2ННКт в обсаженной скважине определяется не пористость Кп, а водородосодержание W, которое в газоносных пластах очень сильно отличается от пористости Кп, и по которому Кп найти невозможно.
Исходя из вышесказанного, делается вывод: известный способ нейтронной цементометрии может правильно работать только при определении качества цементажа строящихся скважин при условии заполнения скважины жидкостью и при наличии нерасформированной зоны проникновения ФБР, но он ненадежно или совсем не срабатывает при оценке степени разрушенности цемента в зрелых и старых скважинах газовых месторождений.
Задача, решаемая заявляемым методом нейтрон-нейтронной цементометрии - ННК-Ц, заключается в существенном расширении области применения и повышении информативности нейтронных методов каротажа для контроля качества цементирования облегченными и обычными цементами строящихся скважин и состояния цементного камня в эксплуатируемых нефтегазовых скважинах, заполненных любыми типами флюидов, а также в снижении время- и трудозатрат при осуществлении скважинных измерений, в частности, за счет отсутствия необходимости в разработке мощных баз данных палеток.
Технический результат заявляемого метода заключается в возможности определения качества цементирования строящихся скважин цементами любой плотности, включая облегченные и обычные цементы, и степени разрушенности цементного камня в зрелых и старых эксплуатируемых нефтегазовых скважинах, заполненных любыми типами флюидов, в условиях неизвестной пористости и насыщенности пластов.
Определяется состояние цемента за ЭК, при этом НКТ может присутствовать или отсутствовать. Применение заявляемого метода возможно для всех существующих размеров по диаметру скважин, ЭК и НКТ, при этом измерения могут проводиться как мультиметодной многозондовой аппаратурой нейтронного каротажа, так и монометодными двухзондовыми приборами 2ННКнт или 2ННКт.
Указанный технический результат достигается следующим образом.
Метод нейтрон-нейтронной цементометрии - ННК-Ц для контроля качества цементирования облегченными и обычными цементами строящихся скважин и состояния цементного камня эксплуатируемых нефтегазовых скважин, заполненных любыми типами флюидов, включающий геофизические исследования обсаженных скважин методом двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа 2ННК, в процессе которого производят измерение двух каротажных кривых скоростей счета нейтронов малого -  и большого -  зондов в зависимости от глубины Hi, предусматривает двухмерный, площадной анализ данных кросс-плота, представленного в координатах в двойном логарифмическом масштабе: , где по оси абсцисс указывают поквантово зарегистрированные скорости счета нейтронов малого зонда , а по оси ординат зарегистрированные в тех же квантах скорости счета нейтронов большого зонда , при этом на приведенном кросс-плоте касательно к нижней границе измеренного облака точек проводят опорную прямую линию, описываемую линейным уравнением , и вычисляют угловой коэффициент А, равный тангенсу угла наклона опорной касательной прямой к оси абсцисс, затем производят нормализацию каротажной кривой обратных скоростей счета нейтронов малого зонда  к каротажной кривой обратных скоростей счета нейтронов большого зонда  путем возведения показаний  в степень А:
,
далее в каждом i-ом кванте по глубине Hi определяют функционал относительной близости - Si поквантовых данных нормализованной каротажной кривой малого зонда  и данных каротажной кривой большого зонда , равный:
затем с помощью функционала Si находят искомый показатель целостности цемента - CEMi, равный объемной доле цемента в заколонном пространстве на глубине Hi, используя формулу:
,
и по значениям показателя CEMi поквантово выводят каротажную кривую цементограммы CEMi(Hi) как функцию глубины Hi, характеризующую распределение цемента по глубине, затем по указанной цементограмме CEMi(Hi) делают заключение о том, что во всех интервалах разреза, где в пределах погрешности измерений выполняется условие: CEMi < 95-100%, диагностируют качественный, целый цемент, а в интервалах разреза, где выполняется условие: CEMi≈90-95%, диагностируют разрушенный, либо полностью или частично отсутствующий цемент,
где:
Si - показатель относительной близости поквантовых данных нормализованной каротажной кривой малого зонда -  и данных каротажной кривой большого зонда - , усл. ед.,
CEMi - объемная доля цемента в заколонном пространстве на глубине Hi, усл. ед.,
i - номер кванта регистрации длиной 10 см на глубине Hi,
Dc - диаметр обсаженной скважины, мм,
- нормализованная кривая обратных скоростей счета нейтронов малого зонда - , усл. ед.,
- кривая обратных скоростей счета нейтронов большого зонда, усл. ед.,
А - угловой коэффициент, равный тангенсу угла наклона опорной касательной прямой к оси абсцисс кросс-плота, описываемой уравнением , усл. ед.,
В - начальная ордината опорной касательной прямой, усл. ед.,
К1 и К2 - нормировочные аппаратурные коэффициенты, которые зависят от типа прибора ННК и скважинных условий и предварительно находятся по расчетам методом Монте-Карло, усл. ед.
При применении метода для геофизических исследований скважин можно использовать один из видов каротажа: двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам - 2ННКт или двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, реализованные в монометодных либо в мультиметодных приборах 2ННК.
3
Заявляемый метод применяют в скважинах с любыми типами цементов, включая облегченные и обычные, с плотностью цемента от 0.9 до 2 г/см, при любом заполнении скважин: газом, нефтью, водой или их смесью.
Заявляемый метод применяют в максимально широком диапазоне геологических параметров нефтегазоносных пород в интервале коэффициента пористости Кп от 0 до 40%, для любой литологии, при любом насыщении пластов - нефтью, газом, конденсатом, пресной или минерализованной пластовой водой или их смесью.
Заявляемый метод осуществим в широком диапазоне существующих размеров по диаметру скважин, эксплуатационных колонн (ЭК) и насосно-компрессорных труб (НКТ), а также в скважинах без НКТ.
Кроме того, для осуществления метода не требуется наличия данных о существующих геолого-технических условиях в скважинах.
На фиг. 1 показан пример кросс-плота, рассчитанного методом Монте-Карло для двухзондового прибора нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, в координатах, где по оси абсцисс указаны скорости счета надтепловых нейтронов малого зонда , а по оси ординат - скорости счета надтепловых нейтронов большого зонда , в двойном логарифмическом масштабе. Касательно к нижней границе облака точек проведена опорная прямая линия, описываемая линейным уравнением , которая соответствует целому цементу. Верхняя прямая линия соответствует отсутствующему или полностью разрушенному цементу.
На фиг. 2 показан пример кросс-плота, построенного по реальным измерениям в скважине двухзондовым прибором нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННКт, в координатах, где по оси абсцисс указаны поквантово зарегистрированные скорости счета тепловых нейтронов малого зонда , а по оси ординат - зарегистрированные в тех же квантах скорости счета тепловых нейтронов большого зонда , в двойном логарифмическом масштабе (результаты измерения представлены в виде облака точек).
Касательно к нижней границе измеренного облака точек проведена опорная прямая линия, описываемая линейным уравнением  (нижняя прямая линия, которая соответствует целому цементу).
На фиг. 3 показаны каротажные кривые нормализованных обратных скоростей счета нейтронов большого -  и малого -  тепловых зондов нейтронного каротажа 2ННКт.
На фиг. 4 представлена цементограмма CEMi(Hi), характеризующая распределение цемента по глубине Hi (кривая целостности цемента в %).
3
Фиг. 5 иллюстрирует решение задачи оценки качества цементирования в новых строящихся обсаженных скважинах, (пример: скважина Dскв/Dэк/Dнтк=216/168/73 мм, заполненная водой, при плотности цементного камня за эксплуатационной колонной - 1.8 г/см).
Здесь представлены рассчитанные по Монте-Карло палеточные зависимости нормализованных обратных скоростей счета тепловых нейтронов малого зонда - и большого зонда -  от пористости Кп, где кривые 1 и 3 соответствуют целому цементу в скважине, а кривые 2 и 4 соответствуют отсутствующему цементу.
3
Фиг. 6 иллюстрирует решение задачи оценки степени разрушенности цемента в зрелых или старых обсаженных скважинах, (пример: скважина Dскв/Dэк/Dнтк=216/168/73 мм, заполненная газом, при плотности цементного камня за эксплуатационной колонной - 1.8 г/см.
Здесь представлены рассчитанные по Монте-Карло палеточные зависимости нормализованных обратных скоростей счета надтепловых нейтронов малого зонда -  и большого зонда -  от пористости Кп, где кривые 5 и 6 соответствуют целому цементу в скважине, кривые 7 и 8 соответствуют отсутствующему цементу, замещенному газом, а кривые 9 и 10 соответствуют отсутствующему цементу, замещенному водой.
Фиг. 7 иллюстрирует сопоставление кривых плотности цементного камня, полученных предложенным методом (кривая I) и независимо методом СГДТ (кривая II) при оценке степени разрушенности цемента в двух скважинах. Вверху показан результат по данным 2ННКт, внизу - по данным 2ННКнт. Скважины заполнены жидкостью.
Фиг. 8 иллюстрирует сопоставление кривых плотности цементного камня, полученных предложенным методом (кривая III) и независимо методом СГДТ (кривая IV) при оценке степени разрушенности цемента в двух скважинах. Оба результата получены с помощью прибора 2ННКт. Скважины заполнены газом.
Предложенный метод нейтрон-нейтронной цементометрии ННК-Ц был разработан в результате проведения обширных расчетов по методу Монте-Карло для двухзондовых приборов нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым (2ННКт) или надтепловым нейтронам (2ННКнт) с различными длинами зондов, применяемых для исследования обсаженных скважин, и последующего анализа этих расчетов. Разработанный метод был многократно опробован с приборами 2ННКт или 2ННКнт в обсаженных скважинах, его работоспособность и достоверность подтверждена сопоставлением результатов ННК-Ц с результатами традиционной цементометрии с прибором СГДТ (селективный гамма-дефектомер-толщиномер) в нескольких скважинах.
3
Расчеты Монте-Карло были проведены для скважин, эксплуатационных колонн и насосно-компрессорных труб (НКТ) различных диаметров и толщин, с НКТ и без нее, с различным заполнением скважины (газ/жидкость), в максимально широком интервале пористости Кп=0-40%, для различной минерализации пластовой воды, для нефте-, газо- и водонасыщенных пластов с различными коэффициентами нефтегазонасыщенности от 0 до 1, для любых типов цементов, включая облегченные и обычные, с плотностью цемента от 0.9 до 2 г/см.
В результате проведения указанных расчетов и их анализа для определения показателя целостности цемента в заколонном пространстве был определен функционал - Si, реагирующий только на целостность цемента, и не реагирующий на другие параметры пласта, такие как пористость - Кп и нефтегазонасыщенность - Кнг.
Данный функционал Si, характеризующий относительную близость нормализованных обратных скоростей счета нейтронов зондов 2ННК, определяется как:
Было установлено, что при целом цементе нормализованные обратные скорости счета нейтронов очень близки друг к другу независимо от Кп и Кнг, т.е. Si близко к 0 независимо от Кп и Кнг, а при полностью отсутствующем цементе эти скорости счета максимально далеки друг от друга, т.е. Si максимально.
На фиг. 5 показано, что при целом цементе нормализованные обратные скорости счета нейтронов двух зондов 2ННКт (кривые 1 и 3) совпадают независимо от Кп, это соответствует Si=0, а при отсутствующем цементе соответствующие кривые 2 и 4 расходятся, это соответствует максимальным Si.
На фиг. 6 показано, что при целом цементе нормализованные обратные скорости счета нейтронов двух зондов 2ННКнт (кривые 5 и 6) совпадают независимо от Кп, при отсутствующем цементе и замещении его газом соответствующие кривые 7 и 8 расходятся, при отсутствующем цементе и замещении его водой кривые 9 и 10 тоже расходятся.
Через функционал Si определяется объемная доля цемента - CEMi в заколонном пространстве, или показатель целостности цемента, по формуле:
.
Для подтверждения достоверности результатов предложенного метода были проведены сопоставления результатов обработки данных 2ННК с результатами традиционной цементометрии прибором СГДТ (селективный гамма-дефектомер-толщиномер) в нескольких реальных скважинах (фиг. 7 и фиг. 8).
Заявляемый метод осуществляется применением скважинного прибора, содержащего два зонда нейтронного каротажа или по тепловым нейтронам - 2ННКт, или по надтепловым нейтронам - 2ННКнт с любым радионуклидным источником нейтронов, спускаемого в обсаженные скважины.
В процессе геофизических исследований обсаженных скважин методом двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа 2ННК производят поквантовую регистрацию скоростей счета нейтронов малого -  и большого -  зондов в зависимости от глубины Hi с длиной кванта 10 см по глубине. Осуществляют двухмерный, площадной анализ данных кросс-плота, представленного в координатах в двойном логарифмическом масштабе: , где по оси абсцисс указывают поквантово зарегистрированные скорости счета нейтронов малого зонда , а по оси ординат - зарегистрированные в тех же квантах скорости счета нейтронов большого зонда , при этом на указанном кросс-плоте касательно к нижней границе измеренного облака точек проводят опорную прямую линию, описываемую линейным уравнением .
На фиг. 1 показан пример теоретического кросс-плота, рассчитанного по методу Монте-Карло для двухзондового прибора нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, при этом касательно к нижней границе облака точек проведена опорная прямая линия, описываемая линейным уравнением  (нижняя прямая линия, которая соответствует целому цементу). Верхняя прямая линия соответствует отсутствующему цементу.
На фиг. 2 показан пример кросс-плота, построенного по реальным измерениям в скважине двухзондовым прибором нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННКт, результаты измерений представлены в виде облака точек, при этом касательно к нижней границе измеренного облака точек проведена опорная прямая линия, описываемая линейным уравнением  (нижняя прямая линия, которая соответствует целому цементу).
Следует заметить, что вид кросс-плота не зависит от типа нейтронного каротажа 2ННКт или 2ННКнт.
В уравнении опорной линии , проведенной на указанном кросс-плоте, определяют угловой коэффициент А, равный тангенсу угла наклона этой прямой к оси абсцисс. Затем производят нормализацию каротажной кривой обратных скоростей счета нейтронов малого зонда -  к каротажной кривой обратных скоростей счета нейтронов большого зонда -  путем возведения показаний  в степень А:
.
В качестве примера на фиг. 3 показаны каротажные кривые нормализованных обратных скоростей счета нейтронов большого и малого тепловых зондов нейтронного каротажа 2ННКт.
На фиг. 3 можно отметить, что на глубине от 1942 до 1962 м и на глубине примерно от 1980 до 1995 м наблюдается относительная близость нормализованной каротажной кривой малого зонда и каротажной кривой большого зонда, что свидетельствует о целостности цементного камня за ОК в этих интервалах.
Для определения в каждом i-м кванте по глубине Hi показателя относительной близости - Si отмеченных каротажных кривых используют формулы, выведенные в результате теоретических расчетов:
Функционал Si позволяет определить объемную долю цемента - CEMi в заколонном пространстве на глубине Hi, или показатель целостности цемента, по формуле:
.
По значениям показателя CEMi поквантово выводят каротажную кривую цементограммы CEMi(Hi) как функцию глубины Hi, характеризующую распределение цемента по глубине, затем по указанной цементограмме CEMi(Hi) делают заключение о том, что во всех интервалах разреза, где в пределах погрешности измерений выполняется условие: CEMi ≈ 95-100%, диагностируют качественный, целый цемент, а в интервалах разреза, где выполняется условие: CEMi(Hi) < 90-95%, диагностируют разрушенный либо полностью или частично отсутствующий цемент.
Фиг. 4 иллюстрируют решение задачи оценки состояния цементного камня в эксплуатируемой нефтегазовой скважине, заполненной промывочной жидкостью. На фиг. 4 показана цементограмма - кривая целостности цемента Cem (в %), вычисленная предложенным методом ННК-Ц.
3
Фиг. 5 иллюстрирует решение задачи оценки качества цементирования в новых строящихся обсаженных скважинах, (пример: скважина Dскв/Dэк/Dнкт=216/168/73 мм, заполненная водой, при плотности цементного камня за эксплуатационной колонной - 1.8 г/см). Представлены рассчитанные по Монте-Карло палеточные зависимости нормализованных обратных скоростей счета малого зонда -  и большого зонда -  тепловых нейтронов от пористости Кп. Палеточные зависимости были рассчитаны в интервале пористости Кп=0 - 40%, в котором были выбраны узлы по Кп с шагом 2% (21 узел). В каждом из этих узлов по Кп были рассчитаны скорости счета малого и большого зонда тепловых нейтронов, и затем выполнена их нормализация. Результат отражен на фиг. 5. Кривые 1 и 3 соответствуют целому цементу в скважине, кривые 2 и 4 соответствуют отсутствующему цементу. Видно, что кривые 1 и 3 очень близки (почти совпали), причем на всем интервале пористости Кп, что соответствует Si=0 и CEMi=100%. Кривые 2 и 4 максимально далеки, что соответствует Si=1 и CEMi=0.
3
Фиг. 6 иллюстрирует решение задачи оценки степени разрушенности цемента в зрелых или старых обсаженных скважинах (пример: скважина Dскв/Dэк/Dнкт=216/168/73 мм, заполненная газом, при плотности цементного камня за эксплуатационной колонной - 1.8 г/см). Представлены рассчитанные по Монте-Карло палеточные зависимости нормализованных обратных скоростей счета малого зонда -  и большого зонда -  надтепловых нейтронов от пористости Кп (палеточные зависимости были рассчитаны таким же образом, как на фиг. 5). Кривые 5 и 6 соответствуют целому цементу в скважине, кривые 7 и 8 соответствуют отсутствующему цементу, замещенному газом, кривые 9 и 10 соответствуют отсутствующему цементу, замещенному водой. Видно, что кривые 5 и 6 очень близки (почти совпали), причем на всем интервале пористости Кп, что соответствует Si=0 и CEMi=100%. Кривые 7 и 8, а также 9 и 10, расходятся, им соответствует Si=1 и CEMi=0.
Фиг. 5 и 6 демонстрируют, что при целом цементе нормализованные обратные скорости счета нейтронов очень близки друг к другу независимо от Кп, т.е. Si близко к 0 независимо от Кп, а при полностью отсутствующем цементе эти скорости счета всегда расходятся, т.е. что функционал Si был выбран верно.
Фиг. 7 иллюстрирует сопоставление кривых плотности цементного камня, полученных предложенным методом (кривая I) и независимо методом СГДТ (кривая II) при оценке степени разрушенности цемента в двух скважинах. Вверху показан результат по данным 2ННКт, внизу - по данным 2ННКнт. Скважины заполнены жидкостью.
Фиг. 8 иллюстрирует сопоставление кривых плотности цементного камня, полученных предложенным методом (кривая III) и независимо методом СГДТ (кривая IV) при оценке степени разрушенности цемента в двух скважинах. Скважины заполнены газом. Оба результата получены с помощью прибора 2ННКт. Скважины заполнены газом.
Хорошее согласие кривых на фиг. 7 и 8 подтверждает достоверность результатов предложенной методики.
Отличительными особенностями заявляемого метода от прототипа (пат. RU №2710225) являются.
1. В прототипе метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин реализуется применением комбинированного прибора многозондового нейтронного каротажа, включающего как зонды надтепловых нейтронов (2ННКнт), так и зонды тепловых нейтронов (2ННКт), при этом алгоритм обработки включает показания 2ННКнт и 2ННКт одновременно.
Заявляемый метод ННК-Ц можно будет реализовать двумя способами: либо приборами только с зондами тепловых нейтронов (2ННКт), либо приборами только с зондами надтепловых нейтронов (2ННКнт), то есть в аппаратуре достаточно наличия только одного типа зондов - либо тепловых, либо надтепловых. Это обстоятельство резко расширяет номенклатуру доступной аппаратуры для проведения ННК-Ц, поскольку подавляющее большинство скважинных приборов ННК оснащено зондами только тепловых нейтронов, поскольку они обеспечивают существенно более высокие скорости счета, и, следовательно, большую точность оценки состояния цементного камня.
2. Патент №2710225 предполагает реализацию известного метода только в следующих условиях измерений: обсаженные скважины с эксплуатационной колонной и насосно-компрессорной трубой (НКТ), внутри которой находится скважинный прибор, снабженный специальным центратором и центрированный в НКТ. Приведенная там методика и палеточные зависимости для определения объемной доли цемента соответствуют именно этим геометрическим условиям измерений.
Заявляемый метод ННК-Ц можно будет реализовать для более широкого круга условий измерений, что упрощает процесс диагностики в разных условиях:
а) скважина может быть как оборудована НКТ, так и без нее;
б) прибор может быть как снабжен центратором и центрирован по оси скважины, так и быть без центратора и занимать произвольное положение в скважине (что чаще всего и бывает на практике).
3. Патент №2710225 предполагает проведение измерений только в скважинах, заполненных жидкостью глушения.
Заявляемый метод ННК-Ц можно будет осуществлять в скважинах с произвольным характером их заполнения: жидкость глушения, газ, нефть, пластовая вода или их смесь. Такая особенность существенно расширяет область применимости метода.
4. Патент №2710225 предусматривает обязательное знание пористости Кп, а также обязательное знание характера насыщения каждого пласта. Пористость Кп предлагается оценивать одним из двух способов:
а) либо в качестве априорной информации по данным ГИС открытого ствола при наличии зоны проникновения фильтрата бурового раствора (ФБР), когда поры пласта заполнены ФБР;
б) либо по измерениям отношения показателей зондов 2ННК в обсаженной газовой скважине в условиях уже расформированной зоны проникновения ФБР, когда поры пласта заполнены газом.
В случае "а", как известно, пористость Кп в газоносных пластах определяется ненадежно, а в случае "б" вообще определяется не пористость Кп, а суммарное водородосодержание W, которое в газоносных пластах сильно отличается от Кп за счет газонасыщенности Кг. Однако методика, описанная в известном патенте, не учитывает этих факторов пористости Кп и газонасыщенности Кг, и поэтому она будет правильно работать только при определении качества цементажа строящихся скважин, то есть при наличии зоны проникновения ФБР и при обязательном условии отсутствия газа в прискважинной зоне пласта, но она не работает при оценке степени разрушенности цемента в зрелых скважинах.
Заявляемый метод ННК-Ц не предполагает знания пористости и характера насыщенности пласта, и решает обе задачи ННК-Ц - определение качества цементажа строящихся скважин и оценку разрушенности цемента в зрелых скважинах, что значительно расширяет область применимости ННК-Ц, при этом достигается повышение информативности метода и результативной точности.
5. Патент №2710225 предполагает предварительную трудоемкую подготовку обширной базы данных палеточных зависимостей для определения объемной доли цемента Cem с учетом литологии, пористости Кп, газонасыщенности Кг, скважинных условий, плотности цемента и других геолого-технических условий.
Заявляемый метод не требует такой громоздкой подготовки, благодаря этому снижаются затраты времени и уменьшается трудоемкость исследований.