НЕЙТРОННОЕ ИЗМЕРЕНИЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НЕСКОЛЬКИХ ИСТОЧНИКОВ, УСТРОЙСТВО, СИСТЕМА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ И ИХ ПРИМЕНЕНИЕ

1. Скважинный прибор каротажа с мульти-источником нейтронов, предназначенный для сбора данных, используемых для оценки характеристики формации, смежной со стволом скважины, причем прибор каротажа содержит:
мульти-источник нейтронов, причем каждый из источников нейтронов выровнен по оси для одновременного излучения нейтронного поля в формацию;
ближний детектор для обнаружения поля нейтронного гамма метода и поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам; и
дальний детектор для обнаружения поля нейтронного гамма метода и поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам.
2. Прибор каротажа по п.1, отличающийся тем, что источники нейтронов мульти-источника нейтронов последовательно выровнены один за другим для одновременного излучения нейтронного поля в формацию.
3. Прибор каротажа по п.1 или 2, отличающийся тем, что источники нейтронов мульти-источника нейтронов расположены для обеспечения предпочтительного нейтронного интерференционного поля при одновременном излучении полей источниками.
4. Прибор каротажа по любому из пп.1-2, отличающийся тем, что ближний детектор и дальний детектор расположены на оптимальном расстоянии от мульти-источника нейтронов так, что ошибка, связанная с ближним детектором, по существу устраняет ошибку, связанную с дальним детектором.
5. Прибор каротажа по любому из пп.1-2, отличающийся тем, что мульти-источник нейтронов представляет собой двойной источник нейтронов.
6. Прибор каротажа по любому из пп.1-2, отличающийся тем, что дополнительно содержит кожух, содержащий бериллиево-медный сплав.
7. Способ оценки характеристики формации, смежной со стволом скважины, включающий:
одновременное излучение нейтронных полей в формацию по меньшей мере из двух выровненных по оси источников нейтронов;
получение данных, включающих в себя дальние данные нейтрон-нейтронного метода (LNN), ближние данные нейтрон-нейтронного метода (SNN), дальние данные нейтронного гамма метода (LNG) и ближние данные нейтронного гамма метода (SNG), на основании нейтронных полей, излученных в формацию;
объединение дальних данных с ближними данными для снижения ошибки, связанной с оцениваемой характеристикой.
8. Способ по п.7, отличающийся тем, что дополнительно включает стадию:
оптимизации удаления дальних детекторов, предназначенных для обнаружения LNN и LNG, относительно мульти-источника нейтронов, а также удаления ближних детекторов, предназначенных для обнаружения SNN и SNG, относительно мульти-источника нейтронов для минимизации ошибки, связанной с оцениваемой характеристикой.
9. Способ по п.7 или 8, отличающийся тем, что на стадии одновременного излучения нейтронных полей в формацию излучение осуществляют через колонну обсадных труб ствола скважины.
10. Способ по любому из пп.7-8, отличающийся тем, что стадия объединения включает отмену ошибки, связанной с дальними данными, с использованием ошибки, связанной с ближними данными.
11. Способ по любому из пп.7-8, отличающийся тем, что характеристика является нейтронной пористостью (QTP), при этом ее оценивают по формуле:
,
где А и В определены эмпирически, причем указанные величины зависят от диаметра долота и количества материала с высокой плотностью в объеме исследования.
12. Способ по любому из пп.7-8, отличающийся тем, что характеристика является нейтронной глинистостью (QNC), при этом ее оценивают по формуле:
,
где А, В, С и D являются определяемыми эмпирическим способом коэффициентами.
13. Способ по п.12, отличающийся тем, что А, В, С и D составляют 0,004, 0, 1,9 и -1,5, соответственно.
14. Способ по п.11, отличающийся тем, что характеристика является нейтронной жидкостью (QNL), при этом ее оценивают по формуле:
,
где А и В выбирают так, чтобы создать лучшее перекрытие QNL и QTP.
15. Способ по п.11, отличающийся тем, что характеристика является водонасыщенностью (Sw), при этом ее оценивают по формуле:
,
где
k = коэффициент текучей среды;
f = коэффициент формации;
QEP = эффективная пористость (без глины), определяемая с использованием четырех типов наборов данных; и
QEL = эффективная жидкостная пористость (без глины), определяемая с использованием четырех типов наборов данных; и
где
QEP и QEL определяют следующим способом:
QEP=QTP-QC и QEL=QL-QC,
где
QTP = общая пористость, определяемая с использованием четырех типов наборов данных;
QC = пористость глины, определяемая с использованием четырех типов наборов данных; и
QL = жидкостная пористость, определяемая с использованием четырех типов наборов данных;
коэффициент текучей среды k=1/(MaxPor*QLgain),
где
MaxPor=WaterPor-OilPor;
WaterPor определяют следующим способом:
OilPor определяют следующим способом:
OilPor=0.1333*oilAPI+71, и
QLgain вычисляют следующим способом
QLgain=QNL A value/32.5.
16. Способ определения относительной объемной плотности формации, смежной со стволом скважины, через колонну обсадных труб ствола скважины, включающий:
одновременное излучение нейтронных полей в формацию по меньшей мере из двух выровненных по оси источников нейтронов;
получение дальних показаний поля нейтрон-нейтронного метода (LNN) и дальних показаний поля нейтронного гамма метода (LNG);
преобразование LNN и LNG для пористости с тем, чтобы получить LNNpor и LNGpor, соответственно; и
определение относительной объемной плотности посредством вычитания LNGpor из LNNpor,
причем LNNpor и LNGpor представляют преобразованное для пористости число подсчетов.
17. Способ определения диаграммы радиоактивного каротажа, отображающей диаметр ствола скважины, формации, смежной со стволом скважины, через колонну обсадных труб ствола скважины, включающий:
одновременное излучение нейтронного поля в формацию по меньшей мере из двух выровненных по оси источников нейтронов;
получение дальних показаний поля нейтрон-нейтронного метода (LNN) и ближних показаний поля нейтрон-нейтронного метода (SNN);
преобразование LNN и SNN для пористости с тем, чтобы получить LNNpor и SNNpor, соответственно; и
определение диаграммы радиоактивного каротажа, отображающей диаметр ствола скважины, посредством вычитания LNNpor из SNNpor;
при этом SNNpor и LNNpor представляют преобразованное для пористости число подсчетов.
18. Способ определения химического воздействия формации, смежной со стволом скважины, через колонну обсадных труб ствола скважины, включающий:
одновременное излучение нейтронного поля в формацию по меньшей мере из двух выровненных по оси источников нейтронов;
получение дальних показаний поля нейтронного гамма метода (LNG) и ближних показаний поля нейтрон-нейтронного метода (SNN);
преобразование LNG и SNN для пористости с тем, чтобы получить LNNpor и LNGpor, соответственно; и
определение химического воздействия при помощи вычитания LNGpor из SNNpor,
причем SNNpor и LNGpor представляют преобразованное для пористости число подсчетов одним детектором.
19. Система для оценки характеристики формации, смежной со стволом скважины, содержащая:
прибор каротажа для внутрискважинного использования, собирающий данные для оценки характеристики формации, смежной со стволом скважины, причем прибор каротажа содержит:
мульти-источник нейтронов, причем каждый из источников нейтронов выровнен по оси для одновременного излучения соответствующего нейтронного поля в формацию;
ближние детекторы для обнаружения поля нейтронного гамма метода и поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам; и
дальние детекторы для обнаружения поля нейтронного гамма метода и поля нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам; и
вычислительное устройство для объединения дальних данных и ближних данных для того, чтобы снизить ошибку, связанную с оцениваемой характеристикой.