1. РЕСПУБЛИКА КАЗАХСТАН
(19) KZ (13) A4 (11) 29647
(51) G01N 23/00 (2006.01)
G01N 23/22 (2006.01)
G01V 5/00 (2006.01)
G01V 3/08 (2006.01)
G01V 1/46 (2006.01)
E21B 47/00 (2006.01)
МИНИСТЕРСТВО ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ИННОВАЦИОННОМУ ПАТЕНТУ
(21) 2014/0397.1
(22) 31.03.2014
(45) 16.03.2015, бюл. №3
(72) Пак Дмитрий Юрьевич; Пак Юрий
Николаевич; Балтабаев Асхат Дарханович; Бугубаев
Дамир Саматович
(73) Пак Дмитрий Юрьевич; Пак Юрий Николаевич
(56) Хаматдинов Р.Т., Велижанин В.А.,
Черменский В.Г. С/О каротаж - перспективная
основа современного геофизического мониторинга
нефтяных месторождений // НТВ "Каротажник".
Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 12-13 с.3-24
(54) СПОСОБ КОНТРОЛЯ ВОДОНЕФТЯНОГО
КОНТАКТА В ПРОЦЕССЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
(57) Изобретение относится к геофизическим
способам исследования, а именно к определению
водонефтяного контакта в процессе геофизических
исследований скважин, бурящихся на нефть.
Задачей изобретения является повышение
достоверности определения водонефтяного
контакта в процессе геофизических исследований
скважин.
Способ контроля водонефтяного контакта в
процессе геофизических исследований скважины,
заключающийся в ее облучении импульсным
потоком быстрых нейтронов и регистрации
мгновенного гамма-излучения неупругого
рассеяния быстрых нейтронов ядрами углерода,
кислорода, кремния и кальция, отличающийся тем,
что дополнительно на опорном водонасыщенном
пласте находят отношение интенсивностей гамма-
излучения радиационного захвата тепловых
нейтронов ядрами кальция и кремния (NCa/NSi)'оп.,
отношение интенсивностей гамма-излучения
неупругого рассеяния быстрых нейтронов ядрами
углерода и кислорода (NC/NO), отношение
интенсивностей гамма-излучения неупругого
рассеяния быстрых нейтронов ядрами кальция и
кремния (NCa/NSi), измеряют текущие значения
(NCa/NSi)', NC/NO, NCa/NSi, а положение
водонефтяного контакта определяют путем
сравнения измеренных значений отношений
,
.
.
опSi
Ca
O
C
опSi
Ca
O
C
iSi
Ca
O
C
i
N
N
N
N
N
N
N
N
N
N
N
N



















и '
.
'
.
'
опSi
Ca
опSi
Ca
iSi
Ca
i
N
N
N
N
N
N
X



















с априорно установленными граничными
значениями ψгр. и Хгр., определяющими
принадлежность пласта.
Технический результат заявляемого изобретения
состоит в расширении сферы применения способа за
счет дополнительного измерения на опорном
высокопористом водонасыщенном пласте (NCa/NSi)',
NC/NO, NCa/NSi и нахождении водонефтяного
контакта путем сравнения измеренных значений
отношений ψгр. и Хгр. с априорно установленными
граничными значениями ψгр. и Хгр., что повышает
достоверность определения водонефтяного контакта
в условиях переменной пористости и литологии.
(19)KZ(13)A4(11)29647

2. 29647
2
Изобретение относится к геофизическим
способам исследования, а именно к определению
водонефтяного контакта в процессе геофизических
исследований скважин, бурящихся на нефть.
Известен импульсный нейтронный гамма метод,
основанный на облучении скважины импульсным
потоком быстрых нейтронов и регистрации
мгновенного гамма-излучения, возникающего при
неупругом рассеянии быстрых нейтронов ядрами
углерода с энергией 4,43 МэВ и ядрами кислорода с
энергией 6,1 МэВ. (Филиппов Е.М. Ядерная
разведка полезных ископаемых. Справочник. Киев.
Наукова Думка, 1978, с.100).
Суть известного способа состоит в
использовании данных о концентрации углерода как
индикатора нефти и кислорода как индикатора
воды. Недостатком известного способа является
низкая достоверность определения водонефтяного
контакта, обусловленная влиянием вещественного
состава скелета пород. Нефтяные месторождения
как правило сложены осадочными и терригенными
породами, в которых преобладают песчаники SiO2 и
известняки СаСО3. Находящиеся в скелете этих
пород кислород и углерод вносят помехи,
снижающие достоверность определения границы
раздела вода-нефть.
Наиболее близким по технической сущности и
достигаемому результату является способ,
заключающийся в облучении стенок скважины
импульсным потоком быстрых нейтронов и
регистрации мгновенного гамма-излучения
неупругого рассеяния быстрых нейтронов не только
ядрами углерода и кислорода, но и кальция
(~3,74 МэВ) и кремния (~1,78 МэВ).
(Хаматдинов Р.Т., Велижанин В.А.,
Черменский В.Г. С/О каротаж - перспективная
основа современного геофизического мониторинга
нефтяных месторождений // НТВ “Каротажник”.
Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 12-13 с.3-24).
Использование в этом способе аппаратурных
сигналов о соотношении кальций/кремний,
позволяет учесть литологию пластов, в порах
которых залегает флюид (вода или нефть). Обычно
при интерпретации используют соотношения
концентраций: углерод/кислород и
кальций/кремний.
Недостатком известного способа является
невысокая достоверность определения
водонефтяного контакта, обусловленная
дестабилизирующими действиями непостоянства
пористости пород различной литологии и
скважинных условий измерений.
Задачей изобретения является повышение
достоверности определения водонефтяного контакта
в процессе геофизических исследований скважин.
Технический результат изобретения состоит в
расширении сферы применения способа при
исследовании нефтяных скважин.
Поставленная задача решается следующим
образом. В процессе облучения импульсным
потоком быстрых нейтронов с энергией 14 МэВ от
импульсного нейтронного генератора
дополнительно на опорном водонасыщенном пласте
находят отношение интенсивностей гамма-
излучения радиационного захвата тепловых
нейтронов ядрами кальция и кремния (NCa/NSi)'oп.,
отношение интенсивностей гамма-излучения
неупругого рассеяния быстрых нейтронов ядрами
углерода и кислорода NC/NO, отношение
интенсивностей гамма-излучения неупругого
рассеяния быстрых нейтронов ядрами кальция и
кремния NCa/NSi.
Необходимость выполнения совокупности
указанных измерений вызвана следующим.
Вещественный состав твердой фазы горных пород, в
порах которых залегают вода и нефть
характеризуется значительной изменчивостью. В
значительных пределах меняется также пористость
пород и минерализация пластовых вод. Все это
сказывается на поле нейтронов и нейтронно-
замедляющих и нейтронно-поглощающих
свойствах.
Измеряемые отношения интенсивностей NC/NO и
NCa/NSi, дают количественную информацию о
соотношении указанных элементов
углерод/кислород, кальций/кремний в зоне действия
импульсного нейтронного-гамма метода (~20 см).
Однако они не учитывают в достаточной мере
дестабилизирующее влияние переменной
пористости пород (в порах залегает нефть, вода),
литологии пластов и скважинных условий
измерений (обсадная колонна, цементное кольцо).
Интенсивности гамма-излучения радиационного
захвата тепловых нейтронов ядрами кальция
(~6,4 МэВ) и кремния (~4,9 МэВ) зависят от скелета
породы, пористости породы и характера заполнения
пор (вода, нефть, минерализация). Поэтому
дифференцированное нормирование текущего
отношения интенсивностей гамма-излучения
радиационного захвата тепловых нейтронов ядрами
кальция и кремния по величине
'
.
'
.
'
опSi
Ca
опSi
Ca
iSi
Ca
i
N
N
N
N
N
N
X


















 , где
(NCa/NSi)'oп. - отношение интенсивностей гамма-
излучения радиационного захвата тепловых
нейтронов ядрами кальция и кремния в опорном
пласте, позволяет учесть нейтронно-поглощающие
свойства среды в сравнении с опорным
водонасыщенном пластом.
Величина отношения NC/NO характеризует
насыщенность пласта соответствующим флюидом
(вода, нефть), а отношение NCa/NSi несет
информацию о литологической принадлежности
пласта (песчаник, известняк).
Дифференцированное нормирование
измеренных отношений по величине
.
.
опSi
Ca
O
C
опSi
Ca
O
C
iSi
Ca
O
C
i
N
N
N
N
N
N
N
N
N
N
N
N



















на показания
опорного пласта делают результаты способа

3. 29647
3
инвариантными к переменной пористости и
скважинным условиям измерений, что повышает
достоверность определения водонефтяного контакта
по данным измеренных текущих значений величин
Хi и ψi.
Существенным отличием изобретения от
прототипа является то, что предварительно на
опорном водонасыщенном пласте определяют
отношение интенсивностей гамма-излучения
радиационного захвата тепловых нейтронов ядрами
кальция и кремния (NCa/NSi)', отношение
интенсивностей гамма-излучения неупругого
рассеяния быстрых нейтронов ядрами углерода и
кислорода NC/NO, отношение интенсивностей
гамма-излучения неупругого рассеяния быстрых
нейтронов ядрами кальция и кремния NCa/NSi,
измеряют текущие значения (NCa/NSi)'i, NC/NO,
NCa/NSi, а водонефтяной контакт находят путем
сравнения измеренных значений отношений ψi и Хi
с априорно установленными граничными
значениями ψгр. и Хгр., определяющими
принадлежность пласта к водоносному или
нефтеносному.
Пример осуществления способа. В процессе
импульсного облучения потоком быстрых
нейтронов от импульсного генератора нейтронов с
энергией 14 МэВ практически в моменты
нейтронных вспышек (без времени задержки) в
энергетических окнах, соответствующих линиям
неупругого рассеяния углерода (~4,43 МэВ),
кислорода (~6,1 МэВ), кальция (~3,74 МэВ) и
кремния (~1,78 МэВ) измеряют соответствующие
интенсивности N. Длительность нейтронного
импульса 25 мкс. Период следования очередных
импульсов 2000 мкс.
Интенсивности гамма-излучения радиационного
захвата тепловых нейтронов ядрами кальция
(~6,4 МэВ) и кремния (~4,9 МэВ) измеряют при
времени задержки не менее 300 мкс. Исследования
выполнены с помощью аппаратуры импульсного
нейтронного метода АИМС. В качестве опорного
пласта выбирают водонасыщенный пласт с высокой
пористостью. На выбранном опорном пласте
определяют (NCa/NSi)', NC/NO NCa/NSi. В процессе
геофизических исследований неизвестных пластов
измеряют текущие значения этих трех параметров и
находят нормированные значения ψi. и Хi.. На
основе обработки и комплексной интерпретации
результатов исследований большого числа скважин
и пластопересечений с известными данными о
насыщении пласта (вода или нефть) предварительно
устанавливают граничные значения ψгр. и Хгр.,
определяющие положение водонефтяного контакта.
Сравнивая измеренные текущие значения ψi и Хi с
граничными определяют принадлежность пласта к
водоносному или нефтеносному.
Исследованиями импульсного нейтронного
гамма-метода на нефтяном месторождении Узень
найдены следующие граничные значения,
определяющие нефтенасыщенность пластов:
при ψ<2% X > 1,3
при ψ =2-4% X > 0,96
при ψ >4% Х> 0,33
При интерпретации данных каротажа скважин с
32 пластопересечениями достигнута высокая
достоверность (90%) определения водонефтяного
контакта предлагаемым способом с указанными
граничными критериями. Граничные значения ψ и
Х могут меняться при смене аппаратуры, опорного
пласта и условий измерений.
Предлагаемый способ определения
водонефтяного контакта характеризуется
повышенной достоверностью, что расширяет сферу
его применения при геофизических исследованиях
нефтяных скважин.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способ контроля водонефтяного контакта в
процессе геофизических исследований скважины,
заключающийся в ее облучении импульсным
потоком быстрых нейтронов и регистрации
мгновенного гамма-излучения неупругого
рассеяния быстрых нейтронов ядрами углерода,
кислорода, кремния и кальция, отличающийся тем,
что дополнительно на опорном водонасыщенном
пласте находят отношение интенсивностей гамма-
излучения радиационного захвата тепловых
нейтронов ядрами кальция и кремния (NCa/NSi)'оп.,
отношение интенсивностей гамма-излучения
неупругого рассеяния быстрых нейтронов ядрами
углерода и кислорода (NС/NО), отношение
интенсивностей гамма-излучения неупругого
рассеяния быстрых нейтронов ядрами кальция и
кремния (NCa/NSi), измеряют текущие значения
(NCa/NSi)', (NС/NО), NCa/NSi а положение
водонефтяного контакта определяют путем
сравнения измеренных значений отношений:
,
.
.
опSi
Ca
O
C
опSi
Ca
O
C
iSi
Ca
O
C
i
N
N
N
N
N
N
N
N
N
N
N
N



















'
.
'
.
'
опSi
Ca
опSi
Ca
iSi
Ca
i
N
N
N
N
N
N
X



















с априорно установленными граничными
значениями Ψгр. и Хгр., определяющими
принадлежность пласта.
Верстка Ж. Жомартбек
Корректор К. Нгметжанова