Способ определения пористости коллектора в горизонтальных скважинах с использованием трехзондового нейтронного каротажа

Способ определения пористости коллектора в горизонтальных скважинах с использованием трехзондового нейтронного каротажа

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к области геофизики, а именно к нефтепромысловой геофизике, и может быть использовано при исследовании скважин, преимущественно горизонтальных, методом нейтронного каротажа для определения характеристик, в частности пористости, окружающих скважину пластов.

В соответствии с инструкцией по проведению каротажа (2004 г.) термин «горизонтальная скважина» характеризует скважины с азимутальным углом наклона от 57 до 110°, в которые каротажный прибор не может опускаться под действием собственного веса.

В рамках данного технического решения использован признак квант глубины. Данный термин означает произведение величины заранее заданного кванта времени на текущую скорость движения буровой трубы.

Известен (RU, патент 2253885) способ определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве на территории нефтяных полей, включающий проведение наземных сейсморазведочных работ, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротажи, изучение керна, испытание скважин и суждение по полученным данным о наличии пористых коллекторов, их гидропроводности, нефтепродуктивности, уровне водонефтяного контакта и местоположении нефтяных полей. При реализации способа в межскважинном пространстве проводят сейсморазведочные работы 3D продольными волнами по методу общей глубинной точки, по данным бурения и геофизических исследований скважин определяют эталонные модельные сейсмические и скважинные спектрально-временные образы нефтепродуктивных отложений и их спектрально-временные атрибуты, а по данным наземной трехмерной сейсморазведки в районе скважин определяют эталонные экспериментальные спектрально-временные образы и их объемные спектральные сейсмические атрибуты на основе применения спектрально-временного анализа данных сейсморазведки 3D в целевом интервале записи и количественной оценки его результатов, представляющей собой отношение энергии спектров высоких частот и больших времен к энергии спектров низких частот и малых времен. Затем проводят взаимную корреляцию величин гидропроводности и коэффициентов нефтепродуктивности по данным бурения и геофизических исследований скважин с эталонными модельными сейсмическими, скважинными спектрально-временными атрибутами и объемными спектральными сейсмическими атрибутами по данным сейсморазведки 3D с выбором оптимального объемного спектрального сейсмического атрибута с наибольшим коэффициентом взаимной корреляции и построением регрессионной зависимости оптимального объемного спектрального сейсмического атрибута либо комплексного атрибута с величинами гидропроводности и коэффициента нефтепродуктивности пористых коллекторов по данным бурения и геофизических исследований скважин. С учетом выше изложенного по всем трассам сейсмического временного куба проводят спектрально-временной анализ и его количественную спектрально-временную параметризацию по оптимальному объемному спектральному сейсмическому атрибуту либо комплексному атрибуту с построением куба атрибута и последующим его пересчетом по регрессионным зависимостям в кубы гидропроводности и нефтепродуктивности, то есть определением нефтепродуктивности пористых коллекторов в любой точке трехмерного межскважинного пространства на территории нефтяных полей.

Недостатком известного способа следует признать его сложность.

Известно также (SU, авторское свидетельство 406179) для импульсного нейтронного каротажа, состоящее из наземной части, содержащей блок питания, генератор импульсов управления, временные анализаторы, вычислители времени жизни тепловых нейтронов и регистратор, и глубинного прибора, содержащего импульсный источник нейтронов с блоками питания и управления, сцинтилляционный детектор нейтронов и гамма-квантов с разделителем импульсов, в состав которого входит схема сравнения полного и дифференцированного импульсов тока и схема антисовпадений, а также выходное устройство, при этом для измерения параметра, характеризующего насыщение пластов в обсаженных скважинах, наземная часть устройства дополнительно снабжена измерителем отношения скоростей счета, подключенным к временным каналам анализаторов с одинаковыми величинами задержки и ширины.

Известное устройство работает следующим образом. При подаче питания и импульсов управления импульсный генератор нейтронов излучает быстрые нейтроны, которые, взаимодействуя с ядрами окружающей среды, замедляются и захватываются. Возникающие в результате этого нейтроны и гамма-кванты регистрируют с использованием сцинтилляционного счетчика, который чувствителен как к нейтронам (надтепловым и тепловым), так и к гамма-квантам. Схема сравнения полного и дифференционного импульсов тока, сравнивающая полный заряд в импульсе с зарядом, получившимся после дифференцирования начального сигнала, выдает сигнал только тогда, когда в кристалл попадает нейтрон. Этот сигнал форматируют в прямоугольный импульс с использованием блока формирователя импульсов и подают на входы выходного устройства и схемы антисовпадений. Усилитель-формирователь усиливает все импульсы и формирует прямоугольные импульсы. Эти импульсы подают на другой вход схемы антисовпадений, на выходе которой возникает импульсный сигнал, являющийся результатом попаданий гамма-квантов в кристалл счетчика. На выходе выходного устройства возникают импульсы разной полярности: импульсы от нейтронов одной полярности, импульсы от гамма-квантов другой полярности. Эти импульсы по каротажному кабелю поступают на поверхность земли, где их разделяют и подают на входы временных анализаторов. Импульсы нуля времени на маркерные входы анализаторов поступают от генератора импульсов управления. Поступившие из скважины импульсы анализируют известным образом.

Недостатком известного технического решения следует признать неприменимость его для работ в горизонтальных скважинах.

Известны способы и устройства для проведения многозондового нейтронного каротажа скважин (в том числе горизонтальных) (Хаматдинов Р.Т Геолого-геофизические технологии ООО «Нефтегазгеофизика» КАРОТАЖНИК № 2-4 (143-145), Тверь, 2006 г., стр. 27; Урманов Э.Г., Шкадин М.В., Ширкин В.А., Баннов Д.К. Аппаратура радиоактивных методов каротажа для исследования сверхглубоких скважин, там же, стр. 259). По этим способам породу облучают источником быстрых нейтронов и регистрируют поток медленных нейтронов тремя детекторами (аппаратура Каскад, АПРК-3) или несколькими детекторами надтепловых и тепловых нейтронов (аппаратура Тверца).

Недостатками этих способов является отсутствие описания технологии непосредственного определения пористости пород по результатам этих измерений. Это не позволяет определить надежность и помехоустойчивость этих способов.

Техническая задача, решаемая с использованием предлагаемого технического решения, состоит в дальнейшей разработке метода определения пористости коллектора в горизонтальных скважинах с использованием трехзондового нейтронного каротажа.

Технический результат, получаемый при реализации разработанного технического решения, состоит в повышении надежности и помехоустойчивости метода.

Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ определения пористости коллектора в горизонтальных скважинах с использованием трехзондового нейтронного каротажа. Разработанный способ характеризуется наличием облучения породы потоком быстрых нейтронов от расположенного в скважинном приборе источника быстрых нейтронов, раздельной регистрации медленных нейтронов, замедлившихся в породе и скважине, тремя детекторами, расположенными вдоль оси скважинного прибора с возможностью сбора максимальной информации, формирования на каждом кванте глубины сигналов, пропорциональных плотности поглощений медленных нейтронов в каждом из детекторов, формирования на каждом кванте глубины с использованием формирующего устройства синтетического трехкомпонентного сигнала, компонентами которого являются плотности поглощений нейтронов в каждом из детекторов, калибровки полученного синтетического трехкомпонентного сигнала для определения зависимости полученного синтетического сигнала от пористости и мешающих факторов, калибровки полученного синтетического трехкомпонентного сигнала путем измерений в скважине его против пласта-коллектора и против плотного пласта-неколлектора с использованием для оценки пористости в этой скважине полученных результатов и определением пористости коллектора по ранее полученным значениям синтетического сигнала на каждом кванте глубины в наклонной скважине. Для дополнительного увеличения надежности определения пористости породы в некоторых вариантах реализации способа формируют с использованием отношений плотности поглощений медленных нейтронов первым детектором к плотности поглощений медленных нейтронов вторым детектором, плотности поглощений медленных нейтронов вторым детектором к плотности поглощений медленных нейтронов третьим детектором и плотности поглощений медленных нейтронов третьим детектором к плотности поглощений медленных нейтронов первым детектором второй синтетический трехкомпонентный сигнал, обрабатывают второй синтетический трехкомпонентный сигнал аналогично обработке первого синтетического трехкомпонентного сигнала и используют обработанный второй синтетический трехкомпонентный сигнал для определения пористости коллектора. Также в некоторых вариантах реализации разработанного способа для дополнительного увеличения надежности определения пористости породы формируют с использованием отношений плотности поглощений медленных нейтронов первым детектором к плотности поглощений медленных нейтронов вторым детектором и плотности поглощений медленных нейтронов вторым детектором к плотности поглощений медленных нейтронов третьим детектором третий синтетический трехкомпонентный сигнал, обрабатывают третий синтетический трехкомпонентный сигнал аналогично обработке первого синтетического трехкомпонентного сигнала и используют обработанный третий синтетический трехкомпонентный сигнал для определения пористости коллектора. Предпочтительно калибровку полученного синтетического трехкомпонентного сигнала осуществляют путем измерений в стандартных калибраторах нейтрон-нейтронного каротажа, на эталонных моделях пластов или расчетами методом Монте-Карло. Калибровку синтетического трехкомпонентного сигнала обычно осуществляют по величинам, измеренным против пласта-коллектора и против плотного пласта-неколлектора с использованием отношения разности величин синтетического трехкомпонентного сигнала, измеренного в произвольной точке скважины и измеренного против пласта-коллектора, к разности величин синтетического трехкомпонентного сигнала, измеренного против пласта-неколлектора и измеренного против пласта-коллектора.

Способ может быть реализован с любым прибором трехзондового нейтронного каротажа, например с прибором АНКЗ, разработанным и коммерчески реализуемым компанией ПетроАльянс, показанным на фиг.1. Прибор содержит источник нейтронов (не показан), например Am-Be, три нейтронных детектора (показанных), конфигурация которых оптимизирована для измерений в горизонтальных скважинах. Прибор содержит необходимую электронику известного типа и автономную память для записи всех сигналов. Существенным элементом прибора является задание величины кванта времени перед началом работы (например, 1 сек, 10 сек и т.д.).

Технология обработки сигналов и оценки пористости включает следующие элементы: 1) считывание информации из памяти после извлечения прибора на поверхность, 2) преобразование время-глубина известными средствами с использованием датчиков движения буровых труб. Поскольку скорость движения буровых труб может быть различной, одному и тому же кванту времени будут соответствовать разные кванты (интервалы) глубины. 3) Показания (скорости счета) детекторов приводят также известными средствами к единой точке записи прибора (которая совпадает с положением 2-го детектора). 4) Синтетический трехкомпонентный сигнал (СТС) формируют следующим образом. Для каждого кванта глубины формируют триаду (тройку) показаний детекторов N1,N2,N3, что соответствует точке в трехмерном (3Д) декартовом пространстве. Например, показание 1-го детектора N1 образует Х-координату, показание второго детектора N2 - Y координату, показание 3-го детектора N3 - Z-координату. Причем все показания предварительно приводят к единой точке записи прибора, совпадающей с центром 2-го детектора. Проделанные расчеты и измерения показывают, что интерпретация такого сигнала обладает более высокой помехоустойчивостью. Дополнительная помехоустойчивость достигнута образованием СТС зондовых отношений СТС (N1/N2, N2/N3, N3/N1). Здесь отношения показаний, приведенные к единой точке записи, также образуют X-, Y-, Z-координаты декартова пространства. Такой сигнал не зависит от мощности источника и, как показывают проделанные расчеты и измерения, слабо зависит от минерализации раствора и пластовой жидкости. Общая форма 3Д палетки представлена на фиг.2. Она откалибрована измерениями на моделях пористости или расчетами по методу Монте-Карло, которые, как известно, являются аналогом эксперимента. При этом точкам присваиваются значения пористости и диаметра скважины. На фиг.3 приведен пример обработки каротажа с использованием сигнала СТС в скв.10747 (горизонтальной) Самотлорского месторождения. Квадратами указаны продуктивные песчаники с пористостью 22-24%.

На фиг.4 представлена палетка для интерпретации двухкомпонентного сигнала СТС(N1/N2, N2/N3) в соответствии с одним из вариантов реализации предлагаемого способа. Эта палетка была получена измерениями на Раменских стандартных моделях пористости и согласована с расчетами по методу Монте-Карло. Согласование выполнено для скважины диаметром 196 мм, а для практической обработки СТС использована расчетная зависимость для диаметра 120 мм. Это также является дополнительным преимуществом предлагаемого способа, поскольку моделей для такого диаметра нет.

На фиг.5 представлена интерпретация 2Д реальных скважинных измерений в скв. 10747 (горизонтальной) Самотлорского месторождения. Для этого палетка на фиг.4 совмещается с каротажными (поточечными) данными. Пористость в диапазоне 20-25% соответствует коллекторам, а более высокое водосодержание соответствует глинам (неколлекторам), содержащим большое количество связанной воды.

При реализации разработанного способа повышается надежность и помехоустойчивость метода пористости коллектора в горизонтальных скважинах.

1. Способ определения пористости коллектора в горизонтальных скважинах с использованием трехзондового нейтронного каротажа, характеризуемый наличием облучения породы потоком быстрых нейтронов от расположенного в скважинном приборе источника быстрых нейтронов, раздельной регистрации медленных нейтронов, замедлившихся в породе и скважине, тремя детекторами, расположенными вдоль оси скважинного прибора, формирования на каждом кванте глубины сигналов, пропорциональных плотности поглощений медленных нейтронов в каждом из детекторов, формирования на каждом кванте глубины с использованием формирующего устройства синтетического трехкомпонентного сигнала, компонентами которого являются плотности поглощений нейтронов в каждом из детекторов, калибровки полученного синтетического трехкомпонентного сигнала для определения зависимости полученного синтетического сигнала от пористости и мешающих факторов, калибровки полученного синтетического трехкомпонентного сигнала путем измерений в скважине его против пласта-коллектора и против плотного пласта-неколлектора с использованием для оценки пористости в этой скважине полученных результатов и определением пористости коллектора по ранее полученным значениям синтетического сигнала на каждом кванте глубины в наклонной скважине.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для дополнительного увеличения надежности определения пористости породы формируют с использованием отношений плотности поглощений медленных нейтронов первым детектором к плотности поглощений медленных нейтронов вторым детектором, плотности поглощений медленных нейтронов вторым детектором к плотности поглощений медленных нейтронов третьим детектором и плотности поглощений медленных нейтронов третьим детектором к плотности поглощений медленных нейтронов первым детектором, второй синтетический трехкомпонентный сигнал, обрабатывают второй синтетический трехкомпонентный сигнал аналогично обработке первого синтетического трехкомпонентного сигнала и используют обработанный второй синтетический трехкомпонентный сигнал для определения пористости коллектора.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что для дополнительного увеличения надежности определения пористости породы формируют с использованием отношений плотности поглощений медленных нейтронов первым детектором к плотности поглощений медленных нейтронов вторым детектором и плотности поглощений медленных нейтронов вторым детектором к плотности поглощений медленных нейтронов третьим детектором, третий синтетический трехкомпонентный сигнал, обрабатывают третий синтетический трехкомпонентный сигнал аналогично обработке первого синтетического трехкомпонентного сигнала и используют обработанный третий синтетический трехкомпонентный сигнал для определения пористости коллектора.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что калибровку полученного синтетического трехкомпонентного сигнала осуществляют путем измерений в стандартных калибраторах нейтрон-нейтронного каротажа, на эталонных моделях пластов или расчетами методом Монте-Карло.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что калибровку синтетического трехкомпонентного сигнала осуществляют по величинам, измеренным его против пласта-коллектора и против плотного пласта-неколлектора с использованием отношения разности величин синтетического трехкомпонентного сигнала, измеренного в произвольной точке скважины и измеренного против пласта-коллектора к разности величин синтетического трехкомпонентного сигнала, измеренного против пласта-неколлектора и измеренного против пласта-коллектора.