Определение характера насыщения коллекторов в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов

Лысенков, Виталий Александрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Определение характера насыщения коллекторов в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Определение характера насыщения коллекторов в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов"

4842003

На правах рукописи

ЛЫСЕНКОВ ВИТАЛИЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ В ОБСАЖЕННЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ НА ОСНОВЕ СТАЦИОНАРНЫХ НЕЙТРОННЫХ МЕТОДОВ

Специальность 25.00.10 -"Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых"

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

7 ДПР 2011

Екатеринбург - 2011

4842003

Работа выполнена в ГОУ ВПО «Уральский государственный горный университет» и в Открытом акционерном обществе научно-производственном предприятии "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин" (ОАО НЛП "ВНИИГИС").

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук, доцент

А. Г. Талалай

Официальные оппоненты: доктор технических наук Черменский

Владимир Германович

кандидат геолого-минералогических наук Зараменских Николай Михайлович

Ведущая организация - ОАО Научно-производственная фирма

«Геофизика».

Защита состоится 21 апреля 2011 в 14.30 на заседании диссертационного совета Д 212.280.01 при ГОУ ВПО «Уральский государственный горный университет» по адресу: 620144, г. Екатеринбург, ГСП, ул. Куйбышева, 30 (П1 уч. корпус, ауд. 3326).

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ГОУ ВПО «Уральский государственный горный университет».

Автореферат разослан «18» марта 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

А. Б. Макаров

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Одними из основных средств контроля за разработкой нефтяных месторождений в обсаженных скважинах являются геофизические методы исследования обсаженных скважин и, в первую очередь, радиоактивные методы, позволяющие определять характер насыщения пластов.

Использование современных технологий нейтронных методов для определения характера насыщения в обсаженных скважинах получило особенно широкое развитие за последние годы. Благодаря крупным достижениям в области микропроцессорной измерительной техники, развитию и углублению экспериментальных и теоретических работ, удалось реализовать аналитические возможности на новом, более высоком уровне, а именно элементном составе горных пород и насыщающих флюидов.

Объект исследования - обсаженные нефтегазовые скважины.

Предмет исследования - определение насыщения коллекторов.

Цель работы - определение коэффициентов нефте- и газонасыщенности, состава углеводородов в коллекторах обсаженных нефтегазовых скважин на основе стационарных нейтронных методов.

Основные задачи исследований:

1. Изучение особенностей пространственно-энергетических распределений нейтронных и гамма-полей радиационного захвата тепловых нейтронов в условиях природных сред и типовых конструкций скважин с целью обоснования способов количественной оценки хлорсодержания горных пород для конкретного типа зондового устройства аппаратуры СПРК-90.

2. Исследование влияния геолого-технических условий в скважине и разработка методики их компенсации (учета) при количественной оценке содержания хлора.

3. Обоснование оптимальных алгоритмов определения содержания хлора в пластах-коллекторах.

4. Разработка опытных образцов программно-управляемой аппаратуры хлорного каротажа, отвечающей современным требованиям решения задач нефтепромысловой геологии.

5. Разработка основ технологии хлорного каротажа для определения характера насыщения коллекторов и оценка ее геологической эффективности в условиях нефтегазовых скважин.

Методика исследований:

1. Анализ и обобщение отечественного и зарубежного опыта по опубликованным материалам.

2. Экспериментальные исследования закономерностей пространственно-энергетического распределения гамма-излучения радиоактивного захвата (ГИРЗ) на физических моделях пластов различного вещественного состава и характера насыщения для конкретного зондового устройства.

3. Статистическая обработка и анализ результатов экспериментальных исследований на базе современных технических средств.

4. Изготовление макетных и опытных образцов скважинной многозондо-вой аппаратуры хлорного каротажа.

5. Опытно-производственная апробация, разработка методических рекомендаций и технических средств, оценка их геологической эффективности и внедрение в практику геофизических исследований.

Научная новизна работы состоит в следующем:

- теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность регистрации содержания хлора и его эквивалента в разрезах нефтегазовых скважин, определяемого путем измерения потоков тепловых нейтронов на двух зондах и распределения потоков ГИРЗ на спектрометрическом зонде от Ри+Ве источника нейтронов;

- предложена интегрально-спектрометрическая модификация хлорного каротажа, реализующая измерение интегральных потоков тепловых нейтронов на двух зондах и распределение ГИРЗ на спектрометрическом зонде для определения хлорсодержания и его эквивалента в горных породах;

- предложены аналитические параметры определения содержания хлора, основанные на использовании отношения спектральных распределений ГИРЗ в областях энергий более 2,3 МэВ и менее 2,3 МэВ, к произведению плотности потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах, а также на использовании обратной величины произведения потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах, в разной степени реагирующей на содержание хлора и состав углеводородов в коллекторе. На этой основе в комплексе с функцией пористости, представляющей отношение потоков тепловых нейтронов малого зонда к большому, разработаны палетки для определения коэффициентов нефте-, газонасыщенности и состава углеводородов в коллекторе.

Достоверность научных положений, выводов, технических решений и рекомендаций подтверждена результатами теоретических и экспериментальных исследований, выполненных на моделях пластов различного литологи-ческого состава, пористости и характера насыщения. Достоверность подтверждается сходимостью заключений по опробованию пластов и результатами испытаний в среднем на уровне 80 %, а также другими альтернативными методами ГИС (ИНК, С/О каротаж) в скважинах различных регионов страны, СНГ и Китая.

Основные защищаемые положения:

1. Обоснована возможность определения содержания хлора (эквивалентного содержания хлора) в горных породах по плотности потока тепловых нейтронов и энергетическому спектру ГИРЗ, измеренной двухзондовой установкой.

также обратную величину произведения потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах в комплексе с функцией пористости. Пористостью является отношение плотности потоков тепловых нейтронов малого зонда к большому зонду

3. Разработаны основы технологии определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности на базе стационарных нейтронных методов.

Практическая значимость работы:

- выделение водо-, нефте- и газоносных пластов и определение состава углеводородов в коллекторе на базе нейтронного каротажа со стационарным Pu+Ве нейтронным источником;

- снижение стоимости геофизических исследований обсаженных скважин за счет одновременной регистрации методов 2ННКт, СНГК;

- преемственность ранее разработанных технологий по методам 2ННКт, НГК-60.

Реализация и внедрение результатов работы. Хлорный каротаж реализован в интегрально-спектрометрической модификации методов на базе цифровой программно-управляемой аппаратуры СПРК-90. Разработана технология и изготовлены 10 комплектов аппаратуры. Произведено опробование аппаратуры в промышленных масштабах. Аппаратура эффективно используется для исследования скважин в нефтяной компании ООО «Лукойл-Пермь». Технология хлорного каротажа включена в регламент исследований старого фонда скважин. Опытно-промышленное опробование технологии проходит на скважинах ОАО «Газпром», ОАО «Роснефть» и нефтяных компаний Урало-Поволжской нефтегазоносной и Тимано-Печорской нефтеносной провинций.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на IV, V Международных научно-практических конференциях «Проблемы добычи нефти, газа, газового конденсата, нефти» (Кисловодск, 2006, 2007 гг.); девятой Уральской молодежной научной школе по геофизике (Пермь, 2007 г.); X Уральской молодежной научной шкме (Екатеринбург, 2008 г.); одиннадцатой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа -Югры» (Ханты-Мансийск, 2007 г.); научной конференции «Новая техника и технология для геофизических исследований скважин», VII Конгрессе нефтепромышленников России (Уфа, 2007 г.); научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле» (Москва, 2008 г.); международной конференции геофизиков и геологов (Тюмень, 2007 г.); VI Азербайджанской международной геофизической конференции (Баку, 2007 г.); IX Уральской школе по геофизике (Екатеринбург, 2008 г.); V Российско-Китайском симпозиуме по промысловой геофизике (Москва, 2008 г.); II Международной геолого-геофизической конференции (Тюмень, 2009 г.).

Личное участие автора состоит в постановке и проведении экспериментальных исследований, разработке оптимальных алгоритмов вычисления хлорсодержания в породах, разработке основ интерпретации хлорного каро-

тажа, разработке макетных и опытных образцов скважинных приборов и зондов хлорного каротажа, а также проведении опытно-промышленных исследований и анализе результатов работ.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 15 работ в соавторстве, 6 из которых опубликованы в изданиях, определенных Высшей аттестационной комиссией. В работах, написанных в соавторстве, соисполнителю принадлежит постановка задачи, проведение аналитических, экспериментальных, производственных работ и обобщение их результатов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы, содержащего 86 наименований. Работа изложена на 123 страницах машинописного текста, содержит 27 рисунков и 5 таблиц.

Диссертационная работа подготовлена в ОАО НПП «ВНИИГИС» под научным руководством доктора геолого-минералогических наук, доцента А. Г. Талалая, общее научное руководство производил заместитель директора по науке ОАО НПП «ВНИИГИС», д. т. н, профессор JI. Е. Кнеллер, которым автор искренне благодарен.

Автор считает приятным долгом выразить благодарность всем коллегам по работе, с которыми проведена основная часть исследований, и, прежде всего, д. г.- м. н. А. И. Губиной, П. М. Гуляеву, к. т. н. 3. 3. Ханипову, В. В. Даниленко, Т. С. Мамлееву, А. А. Крысову, Ю. В. Николаеву, к. т. н. А. И. Лысенкову, 3. А. Лысенковой, к. г. -м. н. Л. К. Борисовой, Г. С. Кулешовой, В. Ф. Шокурову, Ш. В. Габбасову, Р. Р. Ибрагимову, А. И. Машкину, М. А. Мишанову и многим другим.

Постоянное содействие в практической реализации идеи работы и в проведении скважинных испытаний оказывали: директор ОАО НПП «ВНИИГИС», к. г.-м. н. В. Т. Перелыгин, директор ЗАО НПФ «ГИТАС», к. т. н. В. Н. Даниленко, сотрудники смежных отделов и лабораторий ОАО НПП «ВНИИГИС», а также дирекция института, руководители и главные специалисты производственных организаций. Всем им автор выражает глубокую признательность.

Краткое содержание работы

Во введении показана актуальность работы, сформулирована цель, задачи исследования, научная новизна, защищаемые положения и практическая ценность.

В первой главе выполнен краткий обзор развития стационарных нейтронных методов на хлор и изложено современное состояние хлорного каротажа.

В России принципиальная возможность разделения нефтеносных и водоносных пластов в обсаженных скважинах нейронными методами была высказана Б. Б. Лапуком и Г. Н. Флеровым в 1951 году [2]. Активно этой проблемой в 50-60 годах XX века занимались в Московском нефтяном институте, в Институте нефти АН СССР Ф. А. Алексеев, Б. Г. Ерозолинский, Г. Р. Гольбек, В. Н. Запорожец, В. Н. Дахнов, Н. К. Кухаренко, А. Г. Сердий, В. П.

Одиноков, В. В. Ларионов, Б. И. Рогов, А. И. Холин, Ю. С. Шимелевич О. А. Баранов и другие.

Внедрение нейтронных методов в производство производилось через геофизические предприятия. Ведущее место во внедрении принадлежало тресту «Башнефтегеофизика». В то время здесь работала целая плеяда будущих ученых в области радиоактивных методов исследований скважин: Ю. А. Гулин, В. А. Золотов, И. Л. Дворкин, И. Г. Дядькин и другие. В тресте «Тат-нефтегеофизика» внедрением нейтронных методов в производство занимались Д. А. Шапиро, Е. Б. Бланков, С. А. Султанов, Б. М. Орлинский, Т. Н, Бланкова и другие; в тресте «Куйбышевнефтегеофизика» - Л. 3. Цлав, Б. Е. Фельдман, Ш. А. Губерман; в Саратове - лаборатория под руководством В. П. Иванкина.

Теория нейтронных методов в России была заложена в конце 40-х - начале 50-х годов прошлого века Ю. П. Булашевичем. В 50-х годах под руководством Г. Н. Флерова, Б. Б. Лапука, Л. С. Полака, Б. Г. Еразолимского был выполнен большой объем теоретических и экспериментальных исследований, которые легли в основу методики и аппаратуры нейтронного каротажа, в том числе и на определение хлорсодержаний горных пород. С появлением одной из актуальных задач нефтепромысловой геологии - контроля за разработкой месторождений - потребовалось проведение целого ряда обширных теоретических исследований. Эти работы были выполнены под руководством Ф. А. Алексеева, В. Н. Дахнова, В. М. Запорожца, А. И. Холина. Была создана теория каротажа по наведенной активности, спектрометрии ГИРЗ.

Плодотворные исследования ряда ведущих специалистов и ученых страны Я. Н. Басина, Ю. А. Гулина, И. В. Головацкой, В. М. Иванова, Ф. X. Еникеевой, В. Н. Старикова, Д. А. Кожевникова, Ю. В. Кормильцева, Б. М. Орлинского, А. Н. Блюменцева, Н. К. Кухаренко, В. А. Резванова, В. В. Лаптева, Е. Б. Лухминского, Б. К. Журавлева и других позволили изучить закономерности формирования полей нейтронного и нейтронного гамма-излучения для стационарных нейтронных источников в геолого-технических условиях нефтяных скважин при наличии влияния литологии, хлора в пластовой воде, цементном камне, скважине, в заколонном и межколонном пространстве.

В настоящее время применение хлорного каротажа для оценки характера насыщения при исследовании обсаженных нефтегазовых скважин практически незаслуженно вытеснено с рынка геофизических услуг импульсными модификациями нейтронных методов. Нейтронные методы, как 2ННКт, НГК-60, входят в обязательный комплекс ГИС при исследованиях эксплуатационных скважин и имеют определенный спектр решаемых геологических задач, основными из которых являются корреляция разрезов скважин, оценка пористости и (по временным замерам) оценка характера насыщения продуктивных интервалов в случае высокоминерализованных пластовых вод и газонасыщенных коллекторов. Включение в комплекс нейтронных методов 2ННК со спектрометрией ГИРЗ на базе одной зондовой установки позволит решать как традиционные задачи, так и на качественно новом уровне задачи

оценки характера насыщения, особенно для газонасыщенных пластов. Здесь технология временных замеров заменяется технологией единовременного замера за счет различного влияния «дефицита плотности» газонасыщенных пластов на методы ННК и НТК.

Общая минерализация, г/л 350

300

250

200

150

100 50

0„

О 50 100 150 200 250

Минерализация по хлору, г/л

Плотность, г/см3 1.25

1.2

1.15

1.1

1.05

0.95

0 50 100 150 200 250

Минерализация по хлору, г/л

Рисунок 1. Сопоставление общей минерализации (а) и плотности пластовых вод (б) с минерализацией по хлору для различных типов осадочных комплексов горных пород по нефтегазоносным провинциям России

У"»

jf у = 0.0011 х+ 1.0007 R2 = 0.998

♦ тимано-печорская провинц. -■ Волго-Уральская провинц. а Предкавказье А Западная Сибиоь

Во второй главе изложены физико-геологические условия применения хлорного каротажа. Хлор - один из наиболее радиационно-активных элементов, входящих в состав пластовых вод нефтегазовых месторождений. Хлор обладает аномальными свойствами по поглощению тепловых нейтронов и гамма-излучению радиационного захвата тепловых нейтронов.

На рисунке 1 приведены результаты сопоставления минерализации по хлору с общей минерализацией (а, б) и плотностью пластовых вод для нефтегазовых провинций России и осадочного комплекса нефтяных месторождений Татарии (б). На рисунке 1, а также нанесены точки, соответствующие общей минерализации воды по хлористому натрию и минерализации воды по хлору. Точки, соответствующие минерализации по хлористому натрию, хорошо ложатся на осредненную зависимость общей минерализации пластовой воды от минерализации ее по хлору.

Полученные данные свидетельствуют о высокой степени корреляции (на уровне 99 %) между содержанием хлора и общей минерализацией, а также плотностью пластовой воды. С увеличением содержания хлора увеличивается общая минерализация и плотность пластовой воды. Следовательно, хлор — доминирующий химический элемент в пластовых водах с высокой атомной массой (35,45 ед.).

Из анализа физико-геологических условий применения хлорного каротажа для исследований геологических разрезов нефтяных скважин следует:

- при определении К„ наилучшие результаты получаются в коллекторах с высокой пористостью К„> 15 % и высокой минерализацией пластовой воды (более 150 г/л);

- для определения Кн с относительной погрешностью ±10-15 % требуется высокая точность определения исходных данных, особенно минерализации пластовой воды и коэффициента пористости, относительные погрешности определения которых должны быть не более 1-1,5 %, а плотность пластовой воды не более 0,001 %. Относительные погрешности определения объемной минерализации в водоносном и нефтеносном пластах не должны превышать 10-15 %.

Помехами, осложняющими связь между характером насыщения пласта и показаниями хлорного каротажа, являются:

- литология;

- изменчивость минерализации пластовых вод по стратиграфическим разделам;

- минерализация пластовой воды, применяемой для поддержания пластового давления воды;

- солянокислотная обработка, приводящая к повышению содержания хлора в нефтеносных пластах;

- наличие заколонных перетоков пластовых или закачиваемых вод из-за некачественного цементирования колонн;

- выпадение гипса из пластовых вод из-за нарушения термобарических и геохимических условий в пластах-коллекторах в ходе эксплуатации нефтегазовых месторождений;

- закачка пресных вод для поддержания пластового давления;

- Наличие газоносных пластов и заколонных скоплений попутного газа.

При геологической интерпретации хлорного каротажа в обязательном порядке должна анализироваться геолого-промысловая и геофизическая информация по исследуемой и соседним скважинам.

В третьей главе приведены экспериментальные исследования пространственно-энергетического распределения полей тепловых нейтронов и ГИРЗ на моделях пластов зондовой установкой аппаратуры СПРК-90. Для исследований характера связей между геологическими параметрами (литология, характер насыщения порового пространства, коэффициент пористости, диаметр скважины, характер заполнения скважины) и регистрируемыми аналитическими параметрами полей тепловых нейтронов, гамма-полей ГИРЗ и их энергетическими свойствами был выполнен большой объем экспериментальных работ в метрологических центрах: ОАО HI 111 «ВНИИГИС» (г. Октябрьский), НУ РЦСП ГП «Урал» (г. Уфа), ОАО «ТНГ-Групп» (г. Бугульма), ООО «Оренбурггеофизика» (г. Оренбург).

В результате экспериментальных работ установлено:

- Характер зависимости функции хлора от функции пористости инверсный. Наиболее сильно это проявляется для функции хлора, рассчитанной по «мягкой» части спектра F(C1_m), и пресного заполнения скважины. Исключение составляет экспериментальная зависимость для функции хлора, рассчитанной по «жесткой» части спектра ДС1_ж), для случая обсаженной скважины, заполненной соленой водой с минерализацией 150 г/л. В области малых значений пористости с увеличением Кп функции F(C\_m) и F(C1j¡k) убывают (особенно при пресном насыщении пластов). При пористости, превышающей значения Л"п>Ю-20 %, функции хлора возрастают. При этом точка инверсии определяется минерализацией воды в порах и пористостью моделей. С увеличением минерализации воды в порах точка инверсии смещается в сторону уменьшения пористости.

- Величина «хлорного эффекта» как соотношение показаний между пресной и соленой водой (200 г/л), заполняющей поровое пространство, для Р(С1_ж) увеличивается с увеличением пористости и достигает 600-700 % при /Гп=30-35 % для кварцевого песчаника и практически не зависит от скважин-ных условий (заполнение скважины, наличие обсадной колонны).

- Литология модели оказывает существенное влияние на характер зависимости между геологическими и аналитическими параметрами, особенно при низких значениях пористости для функции хлора, рассчитанной по «мягкой» части спектра, и пресном заполнении скважины. Точки начальных координат для известняка и кварца, соответствующие /СПЮ,6 % и С=0 г/л, определяются скважинными условиями (заполнение скважины, наличие обсадной колонны). При малых значениях пористости влияние литологического фактора существенно, особенно для функции хлора, рассчитанной по «мягкой» части спектра, и заполнения скважины пресной водой. Влияние литологии уменьшается при заполнении скважины соленой водой, что характерно для большинства нефтегазовых месторождений Урало-Поволжья, Восточной Сибири

и т.д. Следует отметить, что дифференциация показаний функции хлора для литологии известняка меньше, чем для литологии кварца, на 30-50 %. Изменение литологии известняка на литологию кварца при низких значениях пористости (/¡¡"„<10-15 %) будет приводить к увеличению эквивалентного содержания «хлора» в породе, а при высоких значениях пористости (Л"„> 15-20 %) - к уменьшению эквивалентного содержания «хлора». Эти закономерности наиболее характерны для функции хлора, рассчитанной по «мягкой» части спектра и при пресном заполнении скважины.

- Изменение состава насыщающего флюида от пресной воды к дизельному топливу также приводит к увеличению эквивалентного содержания «хлора» в породе примерно на 15-20 г/л.

- Влияние газа (воздухонасыщенные модели известняка и кварца с К„я>20 %) эквивалентно увеличению содержания хлора в коллекторе по сравнению с пластами, заполненными пресной водой. При этом следует отметить, что относительная величина влияния газа на функцию F(Ci_m) больше, чем на функцию ДС1_ж).

- Влияние пресного или соленого (затворенного на воде с минерализацией 180 г/л) цементного камня на зависимости типа Г(С1_ж)=Г(Кп) в первом приближении аналогично влиянию заполнения скважины и заколонного пространства пресной или соленой водой соответственно.

В четвертой главе приведена функциональная схема аппаратуры хлорного каротажа СПРК-90, рассмотрены конструктивные особенности прибора и зондовой части, метрологическое обеспечение и методика сква-жинных измерений.

Для калибровки приборов хлорного каротажа были изготовлены металлические емкости диаметром 1 м и высотой 1,5 м, которые были заполнены минерализованной водой с различной концентрацией хлористого натрия. Плотность минерализованной воды измерялась набором ареометров типа 1 с пределом измерений 0,7 г/см3 - 1,84 г/см . Ареометры соответствовали ГОСТ 18481-81 и были поверены Центром стандартизации, метрологии и сертификации Республики Башкортостан 23.10.2007 г. Абсолютная погрешность определения плотности не превышала 0,001 г/см3. Плотность минерализованной воды в емкости составляла 1,000; 1,015; 1,021; 1,053; 1,093; 1,187 г/см3.

В пятой главе приведена схема интерпретации результатов измерений методом хлорного каротажа.

Эксплуатационные скважины нефтегазовых месторождений России в большинстве случаев имеют диаметр 190, 215 мм и обсажены в продуктивной части колонной диаметром 5-6", обычно заполнены пластовой водой с минерализацией 20-150 г/л, реже технической водой с минерализацией 15 г/л.

При геологической интерпретации СНГК-С1 в комплексе с 2ННКт в условиях нефтегазовых месторождений России необходимо исходить из того, что для большинства нефтяных залежей минерализация пластовых вод составляет 20-250 г/л, коэффициент нефтенасыщенности Ка=70-80 %. Следовательно, остаточная водонасыщенность составляет 20-30 %, нефтеносный

пласт эквивалентен водоносному с минерализацией пластовой воды около 4 - 80 г/л. В итоге, учитывая различия ядерно-физических свойств пресной воды и нефти, чисто нефтеносные пласты будут характеризоваться как водоносные с минерализацией 30-90 г/л для минерализованных пластовых вод 150-200 г/л. Для пресных пластовых вод с минерализацией менее 1 г/л нефтеносные пласты будут характеризоваться как водоносные с минерализацией 15-20 г/л, так как нефтяные пласты относительно водоносных характеризуются повышенным эквивалентным содержанием хлора за счет дефицита плотности.

Выше указывалось, что наряду с характером насыщения и другими геолого-техническими факторами на характер зависимости F(C1)=F(A"„) существенно влияет пористость. Д ля исключения влияния пористости на функцию хлора F(C1) для пресных водоносных пластов с номинальным диаметром скважины и постоянной литологией вычисляется функция ДС1_пв):

F(Cl_nB)=a *F(K„)2 + b *F(Kn), где Р(С1_пв) - функция хлора пресного пласта;

а и b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине.

F\K„)- функция пористости, вычисляемая по методу 2ННКт.

Учет F(Cl_rm) позволяет пласты, насыщенные пресной водой, привести к "нулевому" уровню. Интерпретационным параметром, более тесно связанным с содержанием хлора в поровом пространстве, может быть функция массы хлора F[M(C\)\ вычисляемая следующим образом:

F [М(С1)]=ДС1_тек)-ЯС1_пв), где ДС1_пв), ДС1_тек) - функции, описывающие положение точек, соответствующих насыщению пластов пресной водой (крайних нижних на кросс-плоте F(Cl)-F(A"n)), и текущее значение. Величина F[M(C 1)] пропорциональна произведению К„*КВ.

Функция массы хлора F [Л/(С1)] вычисляется для кросс-плотов типа F(C\jK)=F(Kn), F(C1_m)=F{Kn), F(C\_nm)=F(Kn). Коэффициент нефтенасы-щенности К„ (остаточной нефтенасыщенности) является одним из основных параметров при пересчете запасов месторождения в ходе эксплуатации, величину которого формально можно подсчитать по хлорному каротажу. Здесь следует четко понимать, что формальное значение К„ совпадает с истинным по пластам, в которых выдерживаются геолого-технические условия, соответствующие применению метода для определения К„.

На рисунке 2 изображена схема интерпретации методов СНГК-С1 и 2ННКт в обсаженных скважинах для определения характера насыщения коллекторов в условиях минерализованных пластовых вод с минерализацией 150-200 г/л. (а), определение характера насыщения в условиях пресных вод с минерализацией пластовых вод менее 1 г/л и плотностью нефти менее 0,70,8 г/см3 (б) и определение состава углеводородов в коллекторе при условии пресных пластовых вод (в). Показания Л(С1_ж) нормированы на показания в точке, соответствующей К„=0 %.

0.1 Кп-°'л0.2

03Кп-207.04

05 «^40%

Р(КП), у.е.

0.1 «и-о^о

03К„Г20%0.4 0 5 «п-40%

Р(КП ),у.е.

Пластовая ] ыинералиэ. вода!

кг-50*;

К г -25%

,-50'л

К, =75%

а>

>• 1.5

О 1

и.

0.5 0

Рисунок 2. Схема интерпретации методов СНГК-С1 и 2ННКт в обсаженных скважинах для определения характера насыщения коллекторов в условиях минерализованных пластовых вод (а), определение коэффициента нефтенасьнценности в условиях пресных вод (б) и определение состава углеводородов в коллекторе (в) в условиях пресных пластовых вод. Показания ДС1_ж) нормированы на показания в точке, соответствующей Кп=0 %

Для расчета формального значения К„ необходимо знание величины функции хлора (F(Cl_bn)), соответствующей пластам, насыщенным минерализованной водой, которая может быть вычислена как огибающая кривая крайних верхних точек на кросс-плоте F(C\)=F(K„). Величина коэффициента нефтегазонасыщенности Ки при Кн 100 % в нефтеносном пласте рассчитывается следующим образом:

£(CLBn)-F(CLTeK)x F(С1_вп) - F(Cl_Hn)

где F(Cl_Bn), F(Cl_Hn), ДС1_тек) - значения функции хлора, соответствующие пластам, насыщенным минерализованной водой, нефтью, и текущему значению, одной пористости.

Исходя из вышеприведенных доводов, Кн нефтеносного пласта в среднем составляет 70 %, поэтому текущее значение Ки вычисляется следующим образом:

К - ^С1-вп> ~ (^(С'-ВП) - F(Cl_nn)) х 0,3] - /г(С1_тек);

F(Cl_Bn)-F(Cl_Hn)

где параметр (F(Cl_bn)-F(Cl_iin))xO,3 - в первом приближении учитывает коэффициент нефтенасыщенности нефтеносного пласта и «хлорный эффект», связанный с отличием ядерно-физических свойств пресной воды и нефти.

Определение коэффициентов а и Ъ для функции хлора, соответствующих водоносным, нефтеносным и газоносным пластам, производится для конкретных геолого-технических условий по фактическим кросс-плотам F(C\jjk)=F(K„). В случае минерализованных пластовых вод вычисление функции F(Cl_bn)-F(K„), соответствующей водоносным пластам (3-4 точки), производится по известным водонасьпценным пластам, что на кросс-плоте соответствует максимальным значениям функции F(C1). Функция нефтена-сыщенного пласта F(Cl_ffli)= F(K„), соответствующая нефтеносным пластам, вычисляется по известным нефтеносным пластам, а также по их геологическим эквивалентам: глинистым неразмытым пластам-неколлекторам (в глинах нет хлора), что соответствует минимальным значениям F(C1) (3-4 точки). Точка пересечения двух зависимостей F(Cl_bn)=F(.Kn) и F(Cl_hn)=F(/^n), соответствующая геологическому эквиваленту Кп=0 %, определяется по известным плотным пластам с Кп~0 %. В случае отсутствия в разрезе плотных пластов точка определяется теоретически, как точка пересечения двух зависимостей F(Cl_bn)=F(/sTn) и F(Cl_hn)=F(ÄTn), с привлечением результатов экспериментальных работ для соответствующих геолого-технических условий.

В случае наличия в разрезе нефтегазовых скважин газонасыщенных пластов на кросс-плоте F(Cl)=F(ATn) в области низких значений функции F(Kn) (слабо реагирующих на объемное содержание газа) формируется облако точек с высокими значениями F(C1), сильно дифференцированных в зависимости от объемного содержания газа. В первом приближении газонасыщенные пласты с максимальным коэффициентом газонасыщенности- будут иметь минимальные значения F(K„) и максимальные значения F(Clj«). Для

геологических условий газовых скважин коэффициент газонасыщенности составляет 80-90 %. Пласты с промежуточным газонасыщением будут располагаться в области между газонасыщенными и водонасыщенными пластами (см. рисунок 2, а). В этом случае при вычислении коэффициента газонасыщенности целесообразно пользоваться зависимостями Р(КП)=Р(С\) для описания уравнений для водонасыщенных и газонасыщенных Г(/С„_гп) пластов. Газонасыщенные пласты на кросс-плоте будут соответствовать крайним нижним точкам, водонасыщенные пласты - крайним верхним точкам. Коэффициент газонасыщенности Кг определяется так:

к _ [^(ЛГп_гп) - 1_гп) - ^(*п_вп)) х 0,15] - ¿ХЛп.тек) , ] ро% Р(Кп_гп) - Р(ЛСп_вп)

В случае пресных пластовых вод алгоритм определения коэффициента нефтенасыщенности следующий:

К - - (^(С1_нп) - (С1 _вп)) х 0,3] - ^ (С1_тек)^

/•"(С1_нп) - ^(С1_вп)

Вычисление функции Г(С1_вп), соответствующей водонасыщенным пластам, производится по известным водонасыщенным пластам или глинистым неразмытым неколлекторам. Функция ДС1_нп) вычисляется по известным нефтенасыщенным коллекторам, что соответствует максимальным значениям функции Р(С1) на кросс-плоте Г(С1_ж)=Г(К„) (см. рисунок 2, б). В случае пресных пластовых вод и при сложном составе углеводородов в коллекторе (тяжелая нефть, легкая нефть, конденсат, газ) определение характера углеводородов производится по кросс-плоту, представленному на рисунке 2, в.

Исходя из выше изложенного можно сделать следующие выводы:

- на основе экспериментальных работ предложены схемы геолого-геофизической интерпретации хлорного каротажа с целью определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности и состава углеводородов;

- в основу геологической интерпретации положены кросс-плоты с анализом распределений значений функций хлора ДС1_ж), Г(С1_м), ДС1_ннк) от функции пористости Р(КП) для исследуемых пород и имеющейся геолого-геофизической и промысловой информации;

- по результатам аппроксимации координат точек, соответствующим реальному характеру насыщения, на кросс-плотах строятся зависимости, соответствующие водонасыщенным, нефтенасыщенным и газонасыщенным пластам. Исходные зависимости вводятся в программу обработки, и производится автоматическое определение коэффициентов Кт и Ки.

В шестой главе рассмотрены результаты исследований обсаженных скважин хлорным каротажем.

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

водонасыценный ЩЩЦ нвфтвнасыщеиный

водонефтенасыщенный

задавлен

нефтеводонасыщенный > | ? ? [ не ясно

не коллектор

Рисунок 3. Результаты интерпретации методов ИННК, СНГК-С1, 2ННКт по скважине № 956 Москудьинской площади

Интервал перфорации:

е 1474-1477 м

Р(С ж) ВП У= 96.258л; + 22.443 х+2.342

р (С1_ж) НП 61.715x4-22.231xt7.0816.

О 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 Р(КП), у.е.

Р(С1_ж), у.е.

1.2 Р(Кп),у.е.

Рисунок 4. Кросс-плоты ДОж^^Х^ и Р(\/-(}-Р(Кя) по скважине № 956 Мос-кудьинской площади. См. рисунок 3

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:

нефтенасыщенный gggg водонефтенасыщенный

нефтеводонасыщвнный не коллектор

Рисунок 5. Результаты интерпретации методов ИННК, СНГК-С1, 2ННКт по скважине № 900 Москудьинской площади

896733071

Интервал перфорации:

: 1112-1118 м

р (С, ж Р п К

к= 41.917х2 + 40.365х -1.409 Л V ♦ ♦

\ | ♦ Р *

г** <4 и

Г I I /- (1-1 Ж) Н! 1 у» 49.389*2. 1Э.087Х +6.8393 I I I I I I I I I !

О 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 Р(К„),у.е.

1/т,тксл

0.025

0.02

0.015

0.01

0.005

О 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 Р(КП), у.е.

г г

г г г

— — — != — - гз — 1— гг

Интервал перфорации:

?1112-1118 м

_ _ _ _ _ 1_ _ _ /

1 / _

- — — _ — Р с _ н _ —. ._ _ _ г __ _ _ _ _ _ __ _ _ - _ — _ — _ — _

-- — — Я(1/г> ВП I — — — У / ♦♦ — — — — — — — - —■ — — — I — — —

' у= 0.0325*- 0.0049 _1 л г _4 £ ♦ , ¿Л _1 _1 _I _; _:

□ 4 К ■я V я г- _ _; □ г □

Л к 1 « ♦ » гп _ 1 I I I I

_ —Ьд / £ с г 4\ [I __1 _I _I _4 _| _I

_ Г) с« и. 4 I — _ _ _

¿У п 2 _ _ : _ —

_I _1 __4 в У д ♦ Я(1/г) НП ¡у = 0.0022х+0.0012

__ _ — — г 3 Й 53 м ? _3 — ^ — — — — —

— — — — ь ь Г! жм 3 гг М 1 V; Л п т Г" г' • г 1 « — 3 с :— г с — г

— — — — — £ шш № «1 т щ Щ ь !♦» — 1 ♦ гг □ — _ — — —

— — — — — £ ¡вя 3 ч — 1— — — — — — 1— — — — п — — ■— — — — —I —

С 1 ] 1 _

Рисунок 6. Кросс-плоты ДС1_ж)-ДЯп) и /г(1/т)-/г(Л'„) по скважине № 956 Мос-кудьинской площади. См. рисунок 5

Геологическая информативность хлорного каротажа оценивалась в разных геолого-технических условиях нефтегазовых скважин Урало-Поволжья, Западной Сибири, Юго-Западного Казахстана, Китая. Общий объем исследований составляет около 300 скважин. На первых этапах интерпретации хлорного каротажа решалась задача определения коэффициента неф-тенасыщенности в условиях двухфазного заполнения пород (вода - нефть). На следующем этапе в комплексе ГИС решалась задача определения коэффициента газонасыщенности и состава углеводородного флюида в пластах-коллекторах.

Рассмотрим некоторые характерные примеры геологической интерпретации методов СНГК-С1, 2ННКт, ИНК в скважинах Пермской области, выполненные на начальных стадиях внедрения метода. Интерпретация здесь производилась в рамках двухкомпактной модели жидкостной среды нефть-вода.

На рисунках 3, 4, 5, 6 приведены примеры обработки методов СНГК-С1, 2ННКт, ИНК по скважинам № 956, № 900 Москудьинского нефтяного месторождения. Месторождение разрабатывается с 1981 г. Для поддержания пластового давления на начальной стадии разработки применялась пресная вода. В настоящее время используются сточные воды, которые представляют собой минерализованные (100-150 г/л), смешанные из различных стратиграфических горизонтов воды, добываемые вместе с нефтью, или воды из отдельного водоносного горизонта.

На кросс-плотах Р(С\_ж)-Р(Кп) и Р(\/х)-Р(Кп) приведены уравнения аппроксимирующих зависимостей для нефтенасыщенных (НП) и водонасы-щенных (ВП) пластов соответственно: ДС1_жнп), ^(С1_жвп), ^(1/тнп), Д1/твп).

При формальной геологической интерпретации коллекторами считались пласты, для которых выполнялись следующие условия: 8 % < Кп < 25 %, ГК < 3 мкР/ч.

По кросс-плотам 1 /х)-Р(Кп) (см. рисунки 4 и 6) выделяют группы пластов, у которых функция пористости Р(К„) имеет значение более 0,5-0,6 у.е. (пористость более 15-20 %), при этом декремент затухания 1/т изменяется от значений для нефтеносных пластов до значений для водоносных пластов. Такое распределение характерно для пластов-коллекторов, в которых произошло выпадение гипса из пластовых вод из-за изменения геохимических условий. Увеличение содержание гипса в пластах-коллекторах приводит к увеличениям функции Р(К„) и декремента затухания. На рисунках 3 и 5, приведены результаты формальной обработки методов 2ННКт, ИННК, СНГК-С1 с целью определения Кн.

По скв. № 956 Москудьинской площади вычисленные значения К„ в карбонатных отложениях по комплексам методов 2ННКт-ИННК, 2ННКт-СНГК-С1 совпадают в нефтенасыщенных известняках. Выделяются отдельные пласты с большим разбросом величин К„. При этом значения К„, вычисленные по декременту затухания, превышают величины Кн, вычисленные по функции хлора, что можно объяснить недоучетом влияния газа, выделившегося из нефти в прискважинной зоне. Пласты в интервалах старой перфора-

ции на глубинах 1446-1449 м, 1453-1456,5 м и пласт на глубине 1462,81470,9 м по результатам интерпретации ГИС-контроль задавлены. После изоляционных работ в интервалах старой перфорации произведено вскрытие пласта в интервале 1474-1477 м, в котором по комплексу ГИС в открытом стволе характер насыщения не был определен. После свабирования получен приток газированной нефти. Наличие газированной нефти подтверждает факт занижения Кя по результатам хлорного каротажа и сложный состав углеводородного флюида в коллекторе.

По скв. № 900 Москудьинской площади вскрытие пласта в интервале 1112-1118 м с последующим испытанием путем свабирования дало приток нефти. Значительное расхождение величин Ки в интервале перфорации по комплексам методов 2ННКт-ИННК, 2ННКт-СНГК-С1 объясняется доломитизацией известняков.

Как показывают исследования, интерпретация СНГК-С1, 2ННКт в комплексе с импульсными нейтронными методами ИНК (ИННК, ИНГК) в обсаженных скважинах позволяет повысить достоверность геологической интерпретации на 5-20 %.

Заключение

В процессе работы получены новые оригинальные результаты, имеющие практическое значение, основными из которых являются:

1. На основе обобщения геологической информации сформулированы требования к погрешностям определения хлора в породе с целью определения коэффициента нефтенасьпценности.

2. Выполнен цикл экспериментальных работ, в результате которых установлено:

- характер зависимости функции хлора от функции пористости инверсный;

- величина «хлорного эффекта» как соотношение показаний между пресной и соленой водой (200 г/л), заполняющей поровое пространство, для ^С1_ж) увеличивается с увеличением пористости и достигает 600-700 % при А"п=30-35 % для кварцевого песчаника и практически не зависит от скважин-ных условий (заполнение скважины, наличие обсадной колонны);

- на зависимость между геологическими и аналитическими параметрами влияет изменение литологии модели с известняка на кварц, особенно при низких значениях пористости;

- влияние газа, определяемого как дефицит «плотности и водородосодер-жания», эквивалентно увеличению содержания хлора в коллекторе по сравнению с пластами, заполненными пресной водой. При этом следует отметить, что относительная величина влияния газа по функцию F(C1_m) больше, чем на функцию ДС1_ж);

- влияние пресного или соленого (затворенного на воде с минерализацией 180 г/л) цементного камня на зависимость типа F(C\)=F(Kn) в первом приближении аналогично влиянию заполнения скважины и заколонного пространства пресной или соленой водой.

3. Разработана комплексная скважинная аппаратура, обеспечивающая одновременное измерение пористости с погрешностью, достигнутой на базе широко применяемой в производственных геофизических организациях аппаратуры ДРСТ-3, СРК, РКП и др., и содержания хлора в водонасыщенных пластах-коллекторах с абсолютной погрешностью по эквиваленту плотности пластовой воды не более 0,0015 г/см3:

4. В результате геологической интерпретации хлорного каротажа, совместно с комплексом ГИС, удалось установить:

- характер насыщения и состава углеводородов в коллекторах обсаженных нефтегазовых скважин;

- характер насыщения коллекторов при плотности нефти 0,7-0,8 г/см3 и минерализации пластовых вод 15-20 г/л определить невозможно;

- достоверность результатов геологической интерпретации в комплексе с импульсными нейтронными методами ИНК (ИННК, ИНГК) на 5-20 % за счет меньшего влияния доломитизации и сульфатизации разреза на комплекс СНГК-С1,2ННКт;

- характер состояния заколонного пространства в эксплуатационных скважинах, как наиболее подверженных влиянию процессов техногенного, геохимического и термобарического, при интерпретации комплекса методов СНГК-С1, 2ННКт и ИНК;

- однозначность выделения пластов, насыщенных легкой нефтью, конденсатом, газом в условиях пресных пластовых вод, в комплексе с С/О каротажем.

Дальнейшие работы в области хлорного каротажа целесообразно сосредоточить в направлении повышения его информативности за счет применения детекторов с высокой эффективностью и высокой разрешающей способностью, использования нескольких зондов СНГК. Использование малых зондов СНГК позволит увеличить эффект выделения нефтеносных пластов за счет гамма-излучения неупругого рассеяния нейтронов.

В области геологических возможностей метода перспективным направлением является применение метода для выявления интервалов осолоне-ния пресноводного бассейна верхних частей разрезов в старых районах нефтедобычи. Метод в комплексе с ИНК может быть использован для выявления интервалов заколонных (межколонных) скоплений газа, а также в водоносных пластах-коллекторах, залегающих в верхних частях разрезов. Эта проблема актуальна для предупреждения возможных выходов газа на дневную поверхность с образованием грифонов.

Опубликованные работы по теме диссертации

Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых научных журналах, определенных Высшей аттестационной комиссией:

1. Лысенков А. И., Крылов Д. А., Таламанов Е. Н. Геологические основы и результаты применения хлорного каротажа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - № 5. - С. 62-70.

2. Опыт применения ядерно-физических методов на нефтегазовых месторождениях в различных геолого-технических условиях / В. Т. Перелыгин, О. Е. Рыскаль, А. Н. Огнев, Р. Г. Гайнетдинов, В. А. Лысенков, Ш. В. Габба-сов, А. Г. Коротченко // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС. - 2007. -Вып. 12 (165). - С.42-43.

3. Лысенков А. И., Лысенков В. А., Губина А. И. Применение комплекса нейтронных методов на нефтегазовых месторождениях Пермской области // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС. - 2007. - Вып. 3. - С. 22-37.

4. Развитие радиоактивных методов для решения геологических задач при добыче нефти и газа / А. И. Лысенков, В. А. Лысенков, Ш. В. Габбасов, Л. К. Борисова, В. Н. Даниленко II НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС. -2008.-Вып. 6 (171).-С. 3-15.

5. Лысенков В. А., Ханипов 3. 3. Калибровка аппаратуры хлорного каротажа // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС. - 2008. - Вып. 6 (171). - С. 60-67.

6. Лысенков А. И., Лысенков В. А., Осипов А. Д. Определение характера насыщения пластов и состава углеводородов по комплексу СНГК, 2ННК-Т (хлорный каротаж) в обсаженных нефтегазовых скважинах // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС. - 2010. - Вып. 5 (194). - С. 115-149.

Статьи, опубликованные в других изданиях:

7. Лысенков В. А., Габбасов Ш. В., Муллагалеева Н. Р. Комплекс нейтронных методов для выявления техногенных скоплений газа в породах-коллекторах, заколонном и межколонном пространстве И Восьмая Уральская молодежная научная школа по геофизике : сб. науч. материалов. - Пермь: Горный институт УрО РАН, 2007. - С. 75-79.

8. Опыт применения ядерно-физических методов на нефтегазовых месторождениях в различных геолого-технических условиях / В. Т. Перелыгин, О. Е. Рыскаль, А. Н. Огнев, Р. Г. Гайнетдинов, В. А. Лысенков, Ш. В. Габбасов, А. Г. Коротченко // Геофизика на службе нефтяной промышленности : материалы VI Азербайджанской международной геофизической конференции, г. Баку, 14-20 октября 2007. Сессия Б. - Баку, 2007. - Вып. 6. - С. 83-84.

9. Развитие радиоактивных методов для решения геологических задач при добыче нефти и газа / А. И. Лысенков, В. А. Лысенков, Ш. В. Габбасов, Л. К. Борисова, В. Н. Даниленко // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС. -2008.-Вып. 6 (171).-С. 3-15.

10. Лысенков В. А., Муллагалеева Н. Р., Гулимов А. В. Опыт применения спектрометрических модификаций каротажа при морских инженерно-геофизических изысканиях // Научная конференция «Новая техника и технология для геофизических исследований скважин» : тез. докл. VII конгресс нефтепромышленников России. Секция D. - Уфа, 2007. - С. 95-96.

11. Талалай А. Г., Лысенков В. А. Геологические основы и результаты применения хлорного каротажа // Молодые - наукам о Земле: Материалы межвузовской научной конференции студентов и молодых ученых. - М.: СНТО, 2008. - С. 277.

12. Лысенков В. А. Спектрометрический нейтронный гамма-каротажа в комплексе с методом 2ННКт для эксплуатации нефтегазовых скважин // Современные проблемы геофизики : сб. материалов IX Уральской молодежной научной школы по геофизике. Екатеринбург: УрО РАН. 2008. - С. 98100.

13. Контроль за применением геолого-технических условий в нефтегазовых скважинах на основе нейтронных методов / А. И. Лысенков, В. А. Лысенков, Л. К. Борисова, Ш. В. Габбасов, В. Н. Даниленко // V Российско-китайский симпозиум по промысловой геофизике, 23-26 сентября 2008 г. -Уфа: Изд. НПФ «Геофизика», 2008. Часть1. - С. 69-82.

14. Лысенков В. А., Габбасов Ш. В., Габбасова А. О. Выявление техногенных скоплений газа в породах-коллекторах, заколонном и межколонном пространстве комплексом нейтронных методов // Молодые - наукам о Земле: материалы межвузовской научной конференции студентов и молодых ученых. М.: СНТО, 2008. - С. 264.

15. Контроль за осолонением пресных вод и образованием скоплений газа методами ГИС в обсаженных скважинах / А. И. Лысенков, В. А. Лысенков, Н. Р. Муллагалеева, Ш. В. Габбасов // К эффективности через сотрудничество : сб. трудов II Международной геолого-геофизической конференции и выставки, г. Тюмень, 2-5 марта 2009. Геофизические исследования скважин при разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа. I электронный опт. диск (CD-ROM).

Подписано в печать 17.03.2011 г. Формат 60 х 84 1/16.

Бумага писчая Печать на ризографе

Печ. л. 1,0. Тираж 100. Заказ № 20.

Издательство Уральского государственного горного университета 620144, г.Екатеринбург, ул. Куйбышева, 30 Отпечатано с оригинал-макета в лаборатории множительной техники УГТУ

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Лысенков, Виталий Александрович

Введение.

Глава 1.

Анализ состояния и основные направления развития нейтронного каротажа на базе стационарных источников для решения задачи оценки нефтенасыщенности в старом фонде скважин.\

Глава 2.

Физико-геологические условия применения хлорного каротажа.

Глава 3.

Экспериментальные исследования пространственно - энергетического распределения полей тепловых нейтронов и ГИРЗ на моделях пластов зондовой установкой аппаратуры СПРК-90.

3.1 Характеристика экспериментальных моделей.

3.2 Экспериментальные исследования пространственно - энергетического распределения тепловых нейтронов и ГИРЗ на моделях пластов с различным характером насыщения.

Глава 4.

Скважинная аппаратура хлорного каротажа.

4.1 Функциональная схема.

4.2 Конструкция скважинного прибора.

4.3 Технические характеристики.

4.4 Метрологическое обеспечение.

4.5 Методика скважинных измерений.

Глава 5.

Интерпретация результатов измерений методами хлорного каротажа. 81 5.1 Программы обработки методов СНГК-С1, 2ННКт с целью определения КпиКг.

Глава 6.

Результаты исследований скважин.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Определение характера насыщения коллекторов в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов"

Осуществление рациональной разработки нефтегазовых месторождений требует систематического контроля, который обеспечивается получением информации в реальном времени о характере насыщения пластов, отборе нефти, газа и замещения их водой в эксплуатируемых пластах, как на отдельных участках, так и на месторождении в целом.

Одними из основных средств контроля за разработкой нефтяных месторождений являются геофизические методы исследования обсаженных скважин I и, в первую очередь, радиоактивные методы на основе нейтронного каротажа, позволяющие определять характер насыщения пластов.

Использование радиоактивных методов в решении геологических задач получило особенно широкое развитие за последние годы благодаря крупным достижениям в области микропроцессорной измерительной техники, развитию и углублению экспериментальных и теоретических работ, позволивших реализовать аналитические возможности на новом, качественно более высоком уровне, а именно на элементном составе горных пород и насыщающих флюидов.

В настоящее время имеется широкий ряд стационарных и импульсных нейтронных методов для определения характера насыщения коллекторов в различных геолого-технических условиях нефтегазовых скважин. В основе этих методов лежит регистрация полей тепловых нейтронов и декрементов их затухания во времени, гамма-полей неупругого рассеяния (ГИНР) и радиационного захвата нейтронов (ГИРЗ) с анализом спектральных областей энергетических распределений гамма-излучения ГИНР и ГИРЗ, интенсивность которых зависит от элементного состава горных пород и насыщающих их флюидов, и в конечном итоге, определяется концентрацией элементов с большим сечением неупругого рассеяния быстрых нейтронов, захвата тепловых нейтронов и их излучающей способностью после взаимодействия с нейтронами. Такими элементами, входящими в состав флюидов, насыщающих коллектора, являются водород, углерод, кислород, хлор, бор и др. Водонасыщение и нефтенасыщение практически не различимы по водороду. Бор содержится в незначительных количествах, и влиянием его можно пренебречь. Углерод и кислород определяются точно при неупругом рассеянии нейтронов, однако, вероятность этой реакции, при использовании стационарных Ри+Ве нейтронных источников, мала. Существенное различие в содержании хлора позволяет решать задачу разделения водоносных и нефтеносных пластов по комплексу методов ННКт, НТК за счет разнонаправленного влияния хлора на показания методов: ННКт (показания уменьшаются) и НТК (показания увеличиваются). Наиболее информативной для расчленения геологического разреза по хлору является модификация СНГК, позволяющая за счет энергетической отсечки уменьшить или избавиться от влияния химических элементов, являющихся «фоновыми» при определении хлора (Н, В, 81, Са и др.). В связи с активным развитием импульсных модификаций нейтронных методов направлению разделения нефтеносных, газоносных и водоносных пластов, определение ВНК, ГНК, ГВК на базе стационарных методов, начиная с середины 70-х годов XX века, не уделялось достаточного внимания.

Основными преимуществами импульсных модификаций перед стационарными явились радиационная безопасность, большой радиус исследований и, как следствие, меньшее влияние мешающих геолого-технических факторов, особенно касающихся конструктивных особенностей скважины (диаметр скважины и колонны, заполнение скважин и заколонного пространства и т.д.). Импульсные методы являются дорогостоящими и ими исследуются только продуктивные интервалы. Стационарные методы НК (2ННКт, НГК-60) включены в обязательный комплекс исследований разведочных и эксплуатационных скважин и информация о содержании хлора в горных породах, полученная при обработке НК, а тем более в комплексе с СНГК, позволит оперативно решать задачи нефтепромысловой геологии по выделению и оценке характера насыщения коллекторов с последующей детализацией этих интервалов импульсными нейтронными методами. Обычно радиус исследования стационарными нейтронными методами меньше, чем импульсными, вследствие, чего будет корректно решаться задача характера насыщения ближней зоны скважины. Эта информация позволяет решать задачи выявления заколонных перетоков по осо-лонению цементного камня, скопления газа за эксплуатационной колонной за I счет разгазирования нефти, выпадения гипса из пластовых вод за счет нарушения геохимических условий в пласте и т.д. Скопление газа в заколонном пространстве за счет перетоков газа и разгазирования нефти существенно искажает информацию С/О каротажа и переводит пласты, насыщенные газированной нефтью, в разряд водоносных.

Геологическая информативность НК на базе стационарных методов может быть значительно повышена за счет сопряжения измерений во времени и пространстве на базе одной зондовой установки, методов 2ННКт и СНГК. С практической точки зрения целесообразно, чтобы зондовая установка реализовала методы 2ННКт и НГК-60 путем энергетической дискриминации ГИРЗ в ) модификации СНГК по метрологическим характеристикам, аналогичным реализуемым в ранее выпущенной серийной аппаратуре ДРСТ-3, СРК, РКП и т.д. Это необходимо для преемственности измерений с предыдущими исследованиями скважин, а присутствие в комплексе методов 2ННКт и СНГК позволяет реализовать новую высокоинформативную модификацию хлорного каротажа.

Исходя из отмеченного, представляется исключительно важным развитие технологии хлорного каротажа как в плане разработки аппаратуры радиоактивного каротажа нового поколения, включающей в себя спектрометрические модификации методов НТК и ГК, так и в плане создания помехоустойчивых алгоритмов расчета содержания хлора с учетом влияния основных мешающих физико-геологических факторов (влияние заполнения скважины, обсадной колонны, цементного камня, литологии и т.д.). Актуальными остаются также задачи оценки состояния ближней зоны скважины как наиболее изменяющегося во времени объекта.

Основой диссертационной работы являются результаты теоретических, экспериментальных и опытно-конструкторских работ, выполненных автором в ОАО НПП «ВНИИГИС» и ЗАО НПФ «ГИТАС». Работы выполнены по договорам с производственными организациями ЗАО ПИТЦ «Геофизика» (г. Пермь), ЗАО «КомпанияГИС» (Республика Казахстан, г. Актюбе) ООО «ТомскГаз-промгеофизика» (г. Томск), ООО «Хечуан» (КНР) и др. Опытно-промышленное опробование хлорного каротажа в Китае в 2007-2008 годах показало высокую геологическую информативность метода при оценке характера насыщения пластов. Подтверждаемость заключений составила 80 %. В итоге, со стороны китайских нефтяных компаний быц проявлен интерес к приобретению технологии хлорного каротажа, и в 2009 году был заключен договор. Объем скважинных исследований составляет около 300 скважин.

Основные задачи исследований:

3. Обоснование оптимальных алгоритмов определения содержания хлора в пластах-коллекторах.

5. Разработка основ технологии хлорного каротажа для определения характера насыщения коллекторов и оценка ее геологической эффективности в I условиях нефтегазовых скважин.

Методика исследований.

1. Анализ и обобщение отечественного и зарубежного опыта по опубликованным материалам.

2. Экспериментальные исследования закономерностей пространственно-энергетического распределения ГИРЗ на физических моделях пластов различного вещественного состава и характера насыщения для конкретного зондового устройства аппаратуры СПРК-90.

4. Изготовление макетных и опытных образцов скважинной многозондо-вой аппаратуры хлорного каротажа.

Научная новизна работы состоит в следующем:

- предложены аналитические параметры определения содержания хлора, основанные на использовании отношения спектральных распределений ГИРЗ в областях энергий более 2.3 МэВ и менее 2.3 МэВ, к произведению плотности потоков тепловых нейтронов на большом и малом зонде, а также на использовании обратной величины произведения потоков тепловых нейтронов на большом и малом зонде, в разной степени реагирующей на содержание хлора и состав углеводородов в коллекторе. На этой основе в комплексе с функцией пористости, представляющей отношение потоков тепловых нейтронов малого зонда к большому, разработаны палетки для определения коэффициентов неф-те,- газонасыщенности и состава углеводородов в коллекторе.

Достоверность научных положений, выводов, технических решений и рекомендаций подтверждена результатами теоретических и экспериментальных исследований, выполненных на моделях пластов различного литологического состава, пористости и характера насыщения. Достоверность подтверждается сходимостью заключений по опробованию пластов и результатами испытаний в среднем на уровне 80 %, а также другими альтернативными методами ГИС (ИНК, С/О каротаж) в скважинах различных регионов страны, СНГ и Китая.

Основные защищаемые положения

1. Обоснована возможность определения содержания хлора (эквивалентного содержания хлора) в горных породах, по плотности потока тепловых нейтронов и энергетическому спектру ГИРЗ, измеренной двухзондовой установкой.

2. Разработан способ определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности, состава углеводородов в коллекторах на основе анализа функций, в разной степени реагирующих на хлор и газонасыщенность пород, и состав углеводородов в коллекторе. Функции представляют собой отношение спектральных распределений ГИРЗ в области более 2.3 МэВ и менее 2.3 МэВ к произведению потоков тепловых нейтронов на большом и малом зонде, а так же обратную величину произведения потоков тепловых нейтронов на большом и малом зонде в комплексе с функцией пористости, представляющей собой отношение плотности потоков тепловых нейтронов малого зонда к большому зонду.

Практическая значимость работы заключается в:

- выделении водо-, нефте- и газоносных пластов и определении состава углеводородов в коллекторе на базе нейтронного каротажа со стационарным Ри+Ве нейтронным источником;

- снижении стоимости геофизических исследований обсаженных скважин за счет одновременной регистрации методов 2ННКт, СНГК;

- преемственности ранее разработанных технологий по методам 2ННКт, НГК-60.

Реализация и внедрение результатов работы

Хлорный каротаж реализован в интегрально-спектрометрической модификации методов на базе цифровой программно-управляемой аппаратуры СПРК-90. Разработана технология и изготовлены 10 комплектов аппаратуры. Произведено опробование аппаратуры в промышленных масштабах. Аппаратура эффективно используется для исследования скважин в нефтяной компании ООО «Лукойл-Пермь». Технология хлорного каротажа включена в регламент исследований старого фонда скважин. Опытно-промышленное опробование технологии проходит на скважинах ОАО «Газпром», ОАО «Роснефть» и нефтяных компаний Урало-Поволжской нефтегазоносной и Тимано-Печорской нефтеносных провинций. I

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на IV, V Международных научно-практических конференциях «Проблемы добычи нефти, газа, газового конденсата, нефти» (Кисловодск, 2006, 2007 годы); девятой Уральской молодежной научной школе по геофизике (Пермь, 2007 г.); десятой Уральской молодежной научной школе (Екатеринбург, 2008 г.); одиннадцатой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа - Югры» (Ханты-Мансийск, 2007 г.); научной конференции «Новая техника и технология для геофизических исследований скважин», VII Конгрессе нефтепромышленников России (Уфа, 2007 г.); научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле» (Москва, 2008 г.); международной конференции геофизиков и геологов (Тюмень, 2007 г.); VI Азербайджанской международной геофизической конференции (Баку, 2007 г.); IX Уральской школе по геофизике (Екатеринбург, 2008 г.); V Российско-Китайском симпозиуме по промысловой геофизике (Москва, 2008 г.); II Международной геолого-геофизической конференции (Тюмень 2009 г.).

Личное участие автора состоит в постановке и проведении экспериментальных исследований, разработке оптимальных алгоритмов вычисления хлор-содержания в породах, разработке основ интерпретации хлорного каротажа, разработке макетных и опытных образцов скважинных приборов и зондов хлорного каротажа, а также проведения опытно-промышленных исследований и анализе результатов работ.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 15 работ в соавторстве, 6 из которых опубликованы в изданиях, рекомендованных Высшей аттестационной комиси-ей. В работах, написанных в соавторстве, соисполнителю принадлежит постановка задачи, проведение аналитических, экспериментальных, производственных работ и обобщение их результатов. I

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы, содержащего 86 наименований. Работа изложена на 123 страницах машинописного текста, содержит 27 рисунков и 5 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Лысенков, Виталий Александрович

Выводы

В процессе опытно-промышленного опробования хлорного каротажа на нефтегазовых скважинах Урало-Поволжья, Западной Сибири, Юго-Западного Казахстана, Китая получены новые результаты, имеющие практическое значение, основными из которых являются:

1. Возможность определения характера насыщения и состава углеводородов в коллекторах обсаженных нефтегазовых скважинах по комплексу СНГК, 2ННК.

2. Определение характера насыщения коллекторов методами СНГК-С1, о

2ННКт невозможно при плотности нефти более 0.7-0.8 г/см и минерализации пластовых вод 15-20 г/л. в случае двухфазного насыщения коллектора нефть-вода.

3. Интерпретация СНГК-С1, 2ННКт в комплексе с импульсными нейтронными методами ИНК (ИННК, ИНГК) позволяет повысить достоверность геологической интерпретации на 5-20 % за счет меньшего влияния доломитизации и сульфатизации разреза на комплекс СНГК-С1, 2ННКт.

5. Интерпретация комплекса СНГК-С1, 2ННКт и ИНК позволяет дать характеристику состояния заколонного пространства эксплуатационной скважины как наиболее подверженной влиянию процессов техногенного, геохимического и термобарического характера.

6. Интерпретация методов СНГК-С1, 2ННКт в комплексе с С/О каротажем в условиях пресных пластовых вод позволяет однозначно выделять пласты, насыщенные легкой нефтью, конденсатом, газом. По результатам С/О каротажа эти пласты будут характеризоваться как нефтеводонасыщенные и водонасы-щенные, а по СНГК-С1, 2ННКт они будут характеризоваться как пласты с повышенным эквивалентным содержанием хлора. Представляется целесообразным обязательное комплексирование методов при исследовании эксплуатационных скважин, в которых идет добыча нефти с высоким газовым фактором. При понижении давления в нефтеносных пластах ниже давления насыщения из нефти начинает выделяться попутный газ. По результатам С/О каротажа пласты с частично выделившимся попутным газом будут характеризоваться как водоносные, а по комплексу СНГК-С1, 2ННКт - как пласты с повышенным эквивалентным содержанием хлора.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. На основе обобщения геологической информации сформулированы требования к погрешностям определения хлора в породе с целью определения коэффициента нефтенасыщенности.

2. Выполнен цикл экспериментальных работ, в результате которых установлено:

- Характер зависимости функции хлора от функции пористости инверсный. Наиболее сильно это проявляется для функции хлора, рассчитанной по «мягкой» части спектра F(CIm), и пресного заполнения скважины. Исключение составляет экспериментальная зависимость для функции хлора, рассчитанной по «жесткой» части спектра F(Clptc), для случая обсаженной скважины, заполненной соленой водой с минерализацией 150 г/л. В области малых значений пористости с увеличением Кп функции F(CIm) и F(CIdic) убывают (особенно при пресном насыщении пластов). При пористости, превышающей значения Кп> 10-20 %, функции хлора возрастают. При этом точка инверсии определяется минерализацией воды в порах и пористостью моделей. С увеличением минерализации воды в порах точка инверсии смещается в сторону уменьшения пористости.

- Величина «хлорного эффекта» как соотношение показаний между пресной и соленой водой (200 г/л), заполняющей поровое пространство, для F(Cljnc) увеличивается с увеличением пористости и достигает 600-700 % при Кп=30-35 % для кварцевого песчаника и практически не зависит от скважинных условий (заполнение скважины, наличие обсадной колонны).

- Литология модели оказывает существенное влияние на характер зависимости между геологическими и аналитическими параметрами, особенно при I низких значениях пористости для функции хлора, рассчитанной по «мягкой» части спектра и пресном заполнении скважины. Точки начальных координат для известняка и кварца, соответствующие Кп= 0,6 % и С=0 г/л, определяются скважинными условиями (заполнение скважины, наличие обсадной колонны). При малых значениях пористости влияние литологического фактора существенно, особенно для функции хлора, рассчитанной по «мягкой» части спектра и заполнения скважины пресной водой. Влияние литологии уменьшается при заполнении скважины соленой водой, что характерно для большинства нефтегазовых месторождений Урало-Поволжья, Восточной Сибири и т.д. Дифференциация показаний функции хлора для литологии известняка меньше, чем для литологии кварца на 30-50 %. Изменение литологии известняка на литологию кварца при низких значениях пористости (Кп < 10-15 %) будет приводить к увеличению эквивалентного содержания «хлора» в породе, а при высоких значениях пористости (Кп > 15-20 %) к эквивалентному уменьшению содержания «хлора». Эти закономерности наиболее характерны для функции хлора, рассчитанной по «мягкой» части спектра и пресном заполнении скважины.

- Изменение состава насыщающего флюида от пресной воды к дизельному топливу также приводит к увеличению эквивалентного содержания «хлора» в породе примерно на 15-20 г/л и определяется различием ядерно-физических свойств воды и нефти, а также конструктивными особенностями зондового устройства.

- Влияние газа, определяемого как дефицит «плотности и водородосо-держания» эквивалентно увеличению содержания хлора в коллекторе по сравнению с пластами, заполненными пресной водой. При этом следует отметить, что относительная величина влияния газа по функцию F(CIm) больше, чем на функцию F(CIjhc).

- Влияние пресного или соленого (затворенного на воде с минерализацией 180 г/л) цементного камня'на зависимость типа F(Cl)=F(Ktl) в первом приближении, аналогично влиянию заполнения скважины и заколонного пространства пресной или соленой водой.

3. Разработана комплексная скважинная аппаратура, обеспечивающая одновременное измерение пористости с погрешностью, достигнутой на базе ши-I роко применяемой в производственных геофизических организациях аппаратуры ДРСТ-3, СРК, РКП и др., и содержания хлора в водонасыщенных пластах-коллекторах с абсолютной погрешностью по эквиваленту плотности пластовой воды не более 0,0015 г/см3:

Высокая точность определения минерализации по хлору достигается по алгоритму, учитывающему влияние хлора на показания двух зондов нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам и интенсивности спектральных потоков ГИРЗ в различных частях спектра.

Реализована эффективная система автоматической подстройки энергетической шкалы по спектру нейтронного гамма-излучения экрана конвертора из бора, окружающего сцинтилляционный счетчик из кристалла (Т1).

Единство и достоверность измерений физических параметров различными приборами хлорного каротажа обеспечивается за счет их калибровки в емкостях, заполненных водными растворами различной минерализации.

На основе экспериментальных работ предложены схемы геолого-геофизической интерпретации методов СНГК, 2ННКт с целью определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности и состава углеводородов в коллекторах.

В основу геологической интерпретации положены кросс-плоты с анализом распределений значений функций хлора Р(С1ж), Р(С1м), Е(С1ннк) от функции пористости Р(К„} и имеющейся геолого-геофизической и промысловой информации.

По результатам аппроксимации координат точек, соответствующих реальному характеру насыщения, на кросс-плотах строятся зависимости, соответствующие водонасыщенным, нефтенасыщенным и газонасыщенным пластам. Исходные зависимости вводятся в программу обработки и производится автоматическое определение коэффициентов Кг и Кн.

4. По результатам геологической интерпретации хлорного каротажа в комплексе ГИС установлена:

- возможность определения характера насыщения и состава углеводородов в коллекторах обсаженных нефтегазовых скважин;

- определение характера насыщения коллекторов невозможно при плото ности нефти 0,7-0,8 г/см и минерализации пластовых вод 15-20 г/л;

- интерпретация в комплексе с импульсными нейтронными методами ИНК (ИННК, ИНГК) позволяет повысить достоверность геологической интерпретации на 5-20 % за счет меньшего влияния доломитизации и сульфатизации разреза на комплекс СНГК-С1, 2ННКт;

- интерпретация комплекса СНГК-С1, 2ННКт и ИНК позволяет дать характеристику состояния заколонного пространства эксплуатационной скважины как наиболее подверженной влиянию процессов техногенного, геохимического и термобарического характера;

- интерпретация в комплексе с С/О каротажем в условиях пресных пластовых вод позволяет однозначно выделять пласты, насыщенные легкой нефтью, конденсатом, газом. По результатам С/О каротажа эти пласты будут характеризоваться как нефтеводонасыщенные и водонасыщенные, а по СНГК-С1, 2ННКт они будут характеризоваться как пласты с повышенным эквивалентным содержанием хлора. Представляется целесообразным обязательное комплексиI рование методов при исследовании эксплуатационных скважин, в которых идет добыча нефти с высоким газовым фактором. При уменьшении давления в нефтеносных пластах ниже давления насыщения из нефти начинает выделяться попутный газ. По результатам С/О каротажа пласты-коллекторы с попутным газом будут характеризоваться как водоносные, а по комплексу СНГК-С1, 2ННКт I

- как пласты с повышенным эквивалентным содержанием хлора.

В области геологических возможностей метода перспективным направлением является применение метода для выявления интервалов осолонения пресноводного бассейна верхних частей разрезов в старых районах нефтедобычи. Метод в комплексе с ИНК может быть использован для выявления интервалов заколонных (межколонных) скоплений газа, а также в водоносных пластах-коллекторах, залегающих в верхних частях разрезов. Эта проблема актуальна для предупреждения возможных выходов газа на дневную поверхность с образованием грифонов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Лысенков, Виталий Александрович, Екатеринбург

1. Холин, А. И. Разделение нефтеносных и водоносных пластов в обсаженных скважинах радиоактивными методами исследований. / А. И. Холин // Тр. сессии АН СССР по мирному использованию атомной энергии. М.: Гостоп-техиздат, 1955. - 237с.I

2. Алексеев, Ф. А. Состояние и перспективы использования радиоактивных методов для поисков и разведки нефтяных месторождений. / Ф. А. Алексеев // Применение радиоактивных изотопов в нефтяной промышленности. М.: Гостоптехиздат, 1957. С.8-18.

3. Барсуков О. А. К вопросу о физических основах нейтронных методов разделения нефтеносных пластов от водоносных. / О. А. Барсуков // Применение радиоактивных изотопов в нефтяной промышленности. М.: Гостоптехиздат, 1957.-С. 147-150.

4. Дворкин, Б. Д. Опыт применения радиоактивного каротажа для определения положения водонефтяного контакта. / Б. Д. Дворкин, А. Ш. Галявич, Б. М. Орлинский. // Нефтяное хозяйство. 1959. - № 6. - С.50-55.

5. Одиноков, В. П. Определение местоположения водонефтяного контакта по данным нейтронного гамма метода со сцинтилляционным счетчиком (НГМ-ЛС) и нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам (ННМ-Т). /

6. B. П. Одиноков, С. А. Денисик, Ю. С. Шимелевич // Ядерная геофизика. М.: Гостоптехиздат, 1959. С. 154-169.

7. Ларионов, В. В. Оценка пористости и нефтенасыщенности песчано-глинистых коллекторов по хлорсодержанию. / В. В. Ларионов // Разведка и разработка полезных ископаемых. М.: Гостоптехиздат, 1958. С. 118-122.

8. Дворкин, И. Л. Применение радиоактивного каротажа для определения скорости подъема водонефтяного контакта. / И. Л. Дворкин // Геофизическая разведка на нефть и газ. М.: Гостоптехиздат, 1959. С.44-49.

9. Пирсон, Дж. Справочник по интерпретации данных каротажа. Пер. с англ. А. С. Петухова, И.К. Купалова-Ярополка. Под ред. С. Т. Комарова. М.: Недра, 1966. -413с.

10. Дворкин, И. Л. О радиусе зоны исследования нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам в обсаженных скважинах. / И. Л. Дворкин, В. Н. Стариков // Изв. АН СССР Физика земли. 1972, - № 12. - С.101-104.

11. Еникеева, Ф. X. Влияние излучения скважины на характер зависимости показаний НТК от пористости и хлорсодержания пластовых вод. / Ф. X.I

12. Еникеева, Д. А. Кожевников //Нефтегазовая геология и геофизика. ЭИ: ВНИИОЭНГ, 1974. № 4. - С.13-18.

13. Дядькин, И. Г. Изучение влияния поглощающих нейтронных свойств горных пород на показания стационарных нейтронных методов. / И. Г. Дядькин, Ф. X. Еникеева, В. Н. Стариков // Изв. АН СССР. Физика Земли. 1971. -№9. - С.100-103.

14. Кожевников, Д. А. Нейтронные характеристики горных пород и их использование в нефтепромысловой геологии. / Д. А. Кожевников; Изд. 2-е, пе-рераб. и доп. М.: Недра, 1982. 221с.

15. Орлинский, Б. Н. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. / Б. Н. Орлинский М.: Недра, 1997. 236с.

16. Алексеев, Ф. А. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. / Ф. А. Алексеев, И. В. Головацкая, Ю. А. Гулин, И. Л. Дворкин, И. Г. Дядькин, Д. М. Сребровский. М.: Недра, 1978. 359с.

17. Блюменцев, А. М. О методике "хлорного" каротажа./ А. М. Блюмен-цев, Н. К Кухаренко // Ядерная геофизика : Тр. ВНИИЯГГ. М.: Недра, 1968. -Вып.З. С. 137-144.

18. Шимелевич, Ю. С. "Корни" радиометрии скважин. / Ю. С. Шимеле-вич // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС, 2007. Вып. 7. - С.22-37.

19. Выделение продуктивных пластов геофизическими методами в обсаженных скважинах при доразведке месторождений нефти и газа (временное методическое пособие). Москва-Саратов: Изд. ОНТИВНИИЯГГ, 1971. 160с.

20. Дахнов, В. Н. Расчленение коллекторов по нефтенасыщению в обсаженных скважинах нейтронными гамма методами. / В. Н. Дахнов, А. И. Холин, О. А. Барсуков // Нефтяное хозяйство. 1955. - №8. - С.50-56.

21. Дворкин, И. Л. Интерпретация нейтронных исследований в действующих скважинах. / И. Л. Дворкин, Д. А. Шапиро //М.: ЦНИИ ТЭНефтегаз, 1965. 43с.

22. Цлав, Л. 3. Использование комплекса радиоактивных методов для определения положения водонефтяного раздела в карбонатных коллекторах. / Л. 3. Цлав, В. В. Лаптев // Ядерная геофизика. М.: Недра, 1968. Вып.1. - С.226-234.

23. Цлав, Л. 3. К вопросу определения положения водо-нефтяного контакта в карбонатных отложениях в условиях обсаженных скважин. / Л. 3. Цлав // Сб. «Ядерная геофизика». М.: Гостоптехиздат. 1959. С.228-237.

24. Губерман, Ш. А. О возможности комплексной интерпретации данныхIнейтрон-нейтронного и нейтронного гамма методов исследования скважин. / Ш. А. Губерман // Сб. «Ядерная геофизика при поисках полезных ископаемых». М.: Гостоптехиздат, 1960. С.86-93.

25. Денисов, С. Б. Достижения в методах и средствах проведения каротажа скважин. / С. Б. Денисов, Б. Н. Еникеев, Б. Е. Лухминский. // Обзор, ин-форм. сер. : Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. № 17. - С.1-17.

26. Борисова, JI. К. Цифровая многоканальная аппаратура спектрометрического нейтронного гамма каротажа. / Л. К. Борисова, А. А. Крысов, H. М. За-раменских, В. Н. Даниленко, Г. С. Кулешова // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 1996, Вып. 29. - С.80-86.

27. Заявка 3023454 РСТ, GO IV 5/10. Каротажный прибор для определения содержания водорода и хлора в геологической формации. / R. Е. Bothner; Nuclear Reservoir Evaluation, Inc. Заявл. US 10.09.2001, №949596. Опубл. 20.03.2003.

28. Пат. 3389258 США, кл 250-108. .Защитная система хлорного каротажного зонда, в которой используются элементы для защиты от нейтронов и гамма-лучей. The Atlantic Refining Со. Заявл. 22.07. 1964, №384365. Опубл. 18.06.1968.

29. Пат. 3247381 США, кл. 250-83.3. Метод «хлорного» каротажа в безжелезном окружении. Method of chlorine logging in a non-ferrous environment. / R. L. Caldwell, G. N. Salaita; Socony Mobil Oil Co., Inc. Заявл. 29.12.1960, №79453. Опубл. 19.04.1966.

30. Пат. 3219820 США, кл. 250-83.3. Радиоактивный каротаж для выделения водорода и хлора. Radioactivity well logging for detecting hydrogen and chlorine. / Hall Hugh E., Jr.; Texaco Inc. №; Заявл. 15.06.1959, 820241. Опубл. 23.11.1965.I

31. Tripathi, S. N. Low-resistivity sand evaluation with the chlorine log. Оценка песчаника с низким удельным сопротивлением при помощи каротажа по хлору. / S. N. Tripathi, Е. J. Domangue, В. Т. Murdoch // SPWLA-25. June 1013, 1984. "N".

32. Пат. 3219821 США, CIF кл. 250-83.3. Радиоактивный каротаж для выделения водорода и хлора. / A. S. McKay, Hall Hugh Е., Jr.; Texaco Inc. . Заявл. 15.06.1959, №820241. Опубл. 23.11.1965.

33. Разведочная ядерная геофизика: Справочник геофизика / под ред. В. М. Запорожца. М.: Недра, 1977. 296с.

34. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР: Справочник / под ред. JI. М. Зорькина. М.: Недра, 1989. 382с.

35. Подземные воды Татарии / под ред. Е.М. Королева. Казань.: Каз. Гос. Университет,. 1987. 189с.

36. Рассохин, Г. В. Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений. / Г. В. Рассохин, И .А. Леонтьев, В. И. Петренко, Н. И. Белый, С. П. Омесь М.: Недра, 1979. - 272с.

37. Хисамутдинов, Н. И. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии. / Н. И. Хисамутдинов, Р. X. Гильманова. // Геология и разработка нефтяной залежи в поздней стадии. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. Том.1. - С. 110-117.

38. Антипин, Ю. В. Проблема борьбы с отложениями неорганических солей в скважинах : методическое руководство / Ю. В Антипин; Уфа: Уфимский нефтяной институт, 1976. - 123с.

39. Добрынин, В. М. Петрофизика (физика горных пород). / В. М. Добрынин, Б. Ю. Венделыптейн.; М.: изд. «Нефть и газ», 2004. С.280-281.

40. Кузнецов, О. Л. Скважинная ядерная геофизика. / О. Л. Кузнецов, А. Л. Поляченко; М.: Недра, 1979. С. 259-260.

41. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти, и газа. / А. А. Ханин; М.: Недра, 1969.-С.148-151.

42. Кантор, С;. А. Теория нейтронных методов исследования скважин. / С. А. Кантор, Д. А. Кожевников, А. Л. Поляченко, Ю. С. Шимелевич; М.: Недра. 1985. 224с.

43. Булашевич, Ю. П. Теория нейтронного каротажа в применении к разведке нефтяных и угольных месторождений. / Ю. П. Булашевич // Изв. АН СССР. Сер. Геоф., 1948. Т.ХП. - № 2. - С. 155-168; - Т.1. № 3. - С.31-36.

44. Кожевников, Д. А. Влияние параметров ближней зоны на показания стационарных нейтронных методов. / Д. А. Кожевников, В. И. Мархасин, Н. Н. Марьенко // Нефтегазовая геология и геофизика. М.: изд. ВНИИОЭНГ, 1971. -№ 10. С.30-33.

45. Крапивский, Е. И. О моделировании нейтрон-нейтронного каротажа на поглощающие элементы. / Е. И. Крапивский, А. А. Брем // Труды ВНИИГе-офизики. Л.: Недра, 1975. Вып. 25. - С.7-15.

46. Орлинский, Б. М. Контроль за обводнением продуктивных пластов методами промысловой геофизики. / Б. М. Орлинский, В. М. Арбузов; М.: Недра, 1971. 153с.

47. Султанов, С. А. Контроль за обводнением нефтяных пластов. / С. А. Султанов; М.: Недра, 1974. 223с.

48. Хуснулин, М. X. Применение методов промысловой геофизики для определения нефтеотдачи пластов. / М. X. Хуснулин, С. А. Султанов, В. И. Зайцев //Нефтяное хозяйство. М.: 1975. № 11. - С.36-39!

49. Хавкрон В. С. Глубинность исследования горных пород нейтронныIми методами. / В. С. Хавкрон, Д. А. Кожевников // Материалы IV Научно-технической конференции молодых геофизиков Украины. Киев.: Наукова думка, 1971. С.387-389.

50. Кантор, С. А. Основы теории нейтронного каротажа. / С. А. Кантор // Прикладная геофизика. М.: Гостоптехиздат, 1955. Вып.13. С.3-22.

51. Якубсон, К. И. Изучение элементного состава горных пород и насыщающих их флюидов нейтронными методами ядерной геофизики. / К. И. Якубсон, В. В. Стрельченко, В. В. Муравьев и др. // Тр. МИНХ и ГП. 1974. -Вып.111.-С.136-204.

52. Крылов, Д. А. Исследование качества цементирования скважин на различных этапах разработки месторождения. / Д. А. Крылов, Е. Н. Таламанов //РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. Вып. 6. - С.16-19.

53. Лысенков В.А. Геологические основы и результаты применения хлорного каротажа. / В.А. Лысенков, А.И Лысенков., Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2007. № 5. С. 62-70.

54. Лысенков, А. И. Применение комплекса нейтронных методов на нефтегазовых месторождениях Пермской области. / А. И. Лысенков, В. А. Лысенков, А. И. Губина // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2007. - Вып.З. -С.22-37.

55. Лысенков А. И. Развитие радиоактивных методов для решения геологических задач при добыче нефти и газа. / А. И. Лысенков, В. А. Лысенков, Ш.

56. B. Габбасов, Л. К. Борисова, В. Н. Даниленко. // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2008. - Вып.6 (171). - С.3-15.

57. Лысенков, В. А. Калибровка аппаратуры хлорного каротажа. / В. А. Лысенков, 3. 3. Ханипов // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2008. -Вып.6 (171). - С.60-67.

58. Талалай, А. Г. Геологические основы и результаты применения хлорного каротажа. / А. Г. Талалай, В. А. Лысенков // Молодые — наукам о Земле: Материалы межвузовской научной конференции студентов и молодых ученых. М.: СНТО, 2008. С.277.

Информация о работе

Лысенков, Виталий Александрович
кандидата геолого-минералогических наук
Екатеринбург, 2011
ВАК 25.00.10

Диссертация

Определение характера насыщения коллекторов в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Определение характера насыщения коллекторов в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы