Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ НЕЙТРОН-НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПО НАДТЕПЛОВЫМ НЕЙТРОНАМ
СПОСОБ НЕЙТРОН-НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПО НАДТЕПЛОВЫМ НЕЙТРОНАМ

СПОСОБ НЕЙТРОН-НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПО НАДТЕПЛОВЫМ НЕЙТРОНАМ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: для измерения коэффициентов пористости горных пород при исследовании нефтегазовых скважин. Сущность изобретения: облучают породу быстрыми нейтронами с использованием двух источников с разными спектрами энергии нейтронов, измеряют градиент поля надтепловых нейтронов от каждого источника с использованием не менее двух детекторов и по величине отношения градиентов полей с учетом объемного водородосодержания определяют по градуировочной зависимости пористость горных пород. 3 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

   С помощью Яндекс:  

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2073894
Класс(ы) патента: G01V5/10
Номер заявки: 5043137/25
Дата подачи заявки: 21.05.1992
Дата публикации: 20.02.1997
Заявитель(и): Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин с опытным заводом геофизической аппаратуры
Автор(ы): Лухминский Б.Е.; Султанов А.М.
Патентообладатель(и): Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин с опытным заводом геофизической аппаратуры
Описание изобретения: Изобретение относится к области прикладной ядерной геофизики и может быть использовано для измерений коэффициента пористости горных пород при исследовании нефтегазовых скважин.
Известны способы определения коэффициента пористости (например, 1,2), в которых стенки породы пересекаемой скважины облучают быстрыми нейтронами, например от Ро-Ве источника и измеряют градиент поля надтепловых нейтронов. Для этой цели используют 2 нейтронных детектора, покрытых кадмиевой фольгой для исключения регистрации тепловых нейтронов и расположенных на определенном расстоянии от источника (напр. 20-30 см для ближнего и 40-50 см для дальнего от источника детектора).
Недостатком способа является влияние мешающих факторов, одним из которых является влияние минерального состава породы (т.е. переменного химического состава и плотности осадочных пород: песчаников, известняков, доломитов). Для исключения погрешности в оценке пористости из-за этого фактора необходимы точные сведения о литологии, что зачастую затруднено.
Известны способы определения коэффициента пористости (например, 3) в которых горные породы облучают быстрыми нейтронами и измеряют поток надтепловых нейтронов, значение которой зависит от пористости пород Кп. Для исключения погрешности оценки пористости за счет литологии пород проводят сопоставление значений пористости, определенных по описываемому нейтронному каротажу и другому методу (плотностному гамма-гамма-каротажу ГГКп или акустическому каротажу) по результатам которой определяют тип породы и вносят поправку за него. Недостатком является необходимость проведения двух видов исследования раздельная их обработка и совместная интерпретация.
Наиболее близким по технической сущности является способ и устройство для НК [4] использующий два нейтронных источника различной энергии (например, Sb-Be и Pu-Be) и два детектора надтепловых нейтронов, при этом источник малой энергии и один из детекторов расположены на небольшом расстоянии друг от друга, образуя зонд, показания которого зависят главным образом от параметров глинистой корки. Другой источник и детектор образуют зонд, показания которого зависят от пористости пород, а также от глинистой корки. После соответствующей обработки добиваются исключения влияния глинистой корки на оценку коэффициента пористости пород.
Недостатком способа является влияние литологии пород при оценке коэффициента пористости.
Технической задачей изобретения является повышение точности определения коэффициента пористости Кп при измерениях в нефтегазовых скважинах и достижение этой цели меньшими затратами и более оперативно.
Поставленная задача достигается облучением горных пород быстрыми нейтронами с использованием двух источников с разными спектрами излучения (например, Cf-252 и Po-Be), измерением градиентов полей надтепловых нейтронов от каждого источника, с использованием не менее двух детекторов, определением отношения градиентов полей надтепловых нейтронов от этих источников и по отношению градиентов полей надтепловых нейтронов с помощью градуировочной зависимости, полученной на стандартных образцах объемного водородосодержания, определяют пористость горных пород.
Сущность изобретения изложена на фиг.1, фиг.2 и фиг.3. На фиг.1 приведена зависимость отношения возрастов нейтронов τs для Ро-Ве и τs для Cf-252 источников от пористости песчаника, известняка, доломита. На фиг.2 приведена зависимость отношения градиентов полей надтепловых нейтронов источников Cf-252 и Ро-Ве от пористости песчаников, известняков, доломитов. На фиг.3 приведена схема устройства нейтронного каротажа для осуществления способа.
Идея изобретения основана на таком, установленном нами, практическом факте: отношение возрастов нейтронов τs (или длин замедления Ls) в песчанике, известняке, доломите для двух источников, существенно отличающихся энергетическими спектрами, зависит от пористости этих пород и практически не зависит от их минерального состава, так как все три зависимости практически совпадают (фиг.1).
Как известно [1] параметр А, равный отношению показаний двухзондовых установок нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам
A l1/12
(где l1, l2 скорости счета соответственно ближнего и дальнего от источника детектора) имеет связь с длиной замедления нейтронов Ls. Параметр А представляет собой градиент поля надтепловых нейтронов, образованных источником быстрых нейтронов.
Проведенные исследования математическим моделированием методами Монте-Карло с зондом НК по надтепловым нейтронам (диаметр прибора 90 мм, толщина стального корпуса мм, длина детекторов 10 см, длина ближнего зонда 20-30 см, дальнего 40-50 см; диаметр водозаполненной скважины 190 мм, пористость водонасыщенных песчаника, известняка, доломита равнялась 1% 3% 7% 20% и 100% источник нейтронов Ро-Ве и Cf-252) показали справедливость вышесказанного. Так, зависимость отношения параметров Acf (для зонда с источником Cf-252) и Аро (источник РоВе) от пористости пород оказалась аналогичной отношению нейтронных параметров τsPoBe/τs Сf-252 (фиг.2).
Описываемый способ может быть реализован следующим образом. Устройство для НК содержит скважинный прибор 1, наземный пульт с регистратором 2, соединенные линией связи 3. В скважинном приборе 1 размещены два источника нейтронов 4 с существенно разными спектрами (например, широко используемые на практике Cf-252 и Pu-Be источники) и четыре гелиевых счетчика 5 (например, СНМ-56), покрытых Cd фольгой. Между источниками 4 и между детекторами 5 и источниками помещены экраны 6. Выходы детекторов 5 соединены независимыми линиями связи 7 через телеметрическую систему 8 с регистратором 2. Один из источников и расположенные на расстоянии 20-30 см и 40-5, см два детектора образуют один зонд НК, а другой источник и два других детектора образуют другой зонд НК, расстояние между зондами должно быть не менее 1 м. Регистрируя скорость счета каждого детектора определяют параметр Аро l1/l2 для зонда с источником, имеющим высокую среднюю энергию спектра (в нашем примере Pu-Bе); затем определяют параметр Acf l1/l2 для зонда с источником имеющим низкую среднюю энергию спектра. После этого определяют отношение Acf/Apo, по значению которого с помощью градуировочной зависимости на фиг.2, уточненной для каждого конкретного прибора на стандартных образцах с известным объемным водородосодержанием горных пород, определяют коэффициент пористости исследуемых пород.
Экономическая эффективность предлагаемого способа состоит из возможности исключения погрешности оценки пористости пород нейтронным каротажем за счет литологии. Литологический фактор дает погрешность в определении пористости нейтронным каротажем 3-5% абсолютного значения пористости [2] То есть оценка пористости предлагаемым способом повысить точность в сложных коллекторах на 3-5%
Другим преимуществом предлагаемого способа является уменьшение погрешности определения коэффициента пористости за счет исключения влияния изменения скважинных условий измерения. Характер влияния изменения скважинных условий измерения (диаметра скважины, плотности промывочной жидкости, минерализации пластовой воды) для нейтронных зондов (даже с разными спектрами источников) одинаков. Поэтому при вычислении отношения параметров Acf/Apo влияние изменений условий измерения исключаются.
Источники информации
1. Скважинная ядерная геофизика: Справочник геофизика/под ред. О.Л. Кузнецова, А.Л.Поляченко. М. Недра, 1990.
2. Д.Титтмен и др. Каротаж по плотности надтепловых нейтронов с прижимным прибором для определения пористости- В кн. "Промысловая геофизика," Пер. с англ. М. Недра, 1979, с.110-126.
3. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. М. Недра, 1978 (Алексеев Д.А. Гулин Ю.А. др.)
4. Патент США N 3823319 от 22.03.1973.
Формула изобретения: Способ нейтрон-нейтронного каротажа нефтегазовых скважин по надтепловым нейтронам, заключающийся в облучении горной породы быстрыми нейтронами с использованием двух источников с разными спектрами излучения, разность средних энергий спектров которых не менее 2 МэВ, измерении распределения надтепловых нейтронов с помощью детекторов нейтронов, отличающийся тем, что измеряют градиент поля надтепловых нейтронов от каждого источника с использованием не менее двух детекторов, определяют отношение градиентов полей надтепловых нейтронов от этих источников и по величине отношения градиентов полей надтепловых нейтронов с помощью градуировочной зависимости отношений градиентов полей надтепловых нейтронов от разных источников к пористости на стандартных образцах объемного водородосодержания с известной пористостью определяют пористость горных пород.