RU2073894C1 - Method of neutron-neutron interaction logging of oil and gas wells by epithermal neutron using - Google Patents
Method of neutron-neutron interaction logging of oil and gas wells by epithermal neutron using Download PDFInfo
- Publication number
- RU2073894C1 RU2073894C1 SU5043137A RU2073894C1 RU 2073894 C1 RU2073894 C1 RU 2073894C1 SU 5043137 A SU5043137 A SU 5043137A RU 2073894 C1 RU2073894 C1 RU 2073894C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- neutron
- epithermal
- porosity
- sources
- determining
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 230000003993 interaction Effects 0.000 title abstract 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 24
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000000295 emission spectrum Methods 0.000 claims description 2
- 230000001678 irradiating effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 abstract 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 12
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 5
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 3
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000011088 calibration curve Methods 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 239000011888 foil Substances 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 238000000342 Monte Carlo simulation Methods 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 229910052793 cadmium Inorganic materials 0.000 description 1
- BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N cadmium atom Chemical compound [Cd] BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области прикладной ядерной геофизики и может быть использовано для измерений коэффициента пористости горных пород при исследовании нефтегазовых скважин. The invention relates to the field of applied nuclear geophysics and can be used to measure the coefficient of porosity of rocks in the study of oil and gas wells.
Известны способы определения коэффициента пористости (например, 1,2), в которых стенки породы пересекаемой скважины облучают быстрыми нейтронами, например от Ро-Ве источника и измеряют градиент поля надтепловых нейтронов. Для этой цели используют 2 нейтронных детектора, покрытых кадмиевой фольгой для исключения регистрации тепловых нейтронов и расположенных на определенном расстоянии от источника (напр. 20-30 см для ближнего и 40-50 см для дальнего от источника детектора). Known methods for determining the coefficient of porosity (for example, 1.2), in which the rock wall of the intersected well is irradiated with fast neutrons, for example from a Po-Be source, and the field gradient of the epithermal neutrons is measured. For this purpose, 2 neutron detectors coated with a cadmium foil are used to exclude registration of thermal neutrons and located at a certain distance from the source (for example, 20-30 cm for the near and 40-50 cm for the farthest from the detector source).
Недостатком способа является влияние мешающих факторов, одним из которых является влияние минерального состава породы (т.е. переменного химического состава и плотности осадочных пород: песчаников, известняков, доломитов). Для исключения погрешности в оценке пористости из-за этого фактора необходимы точные сведения о литологии, что зачастую затруднено. The disadvantage of this method is the influence of interfering factors, one of which is the influence of the mineral composition of the rock (i.e., variable chemical composition and density of sedimentary rocks: sandstones, limestones, dolomites). To eliminate errors in the estimation of porosity due to this factor, accurate information about lithology is necessary, which is often difficult.
Известны способы определения коэффициента пористости (например, 3) в которых горные породы облучают быстрыми нейтронами и измеряют поток надтепловых нейтронов, значение которой зависит от пористости пород Кп. Для исключения погрешности оценки пористости за счет литологии пород проводят сопоставление значений пористости, определенных по описываемому нейтронному каротажу и другому методу (плотностному гамма-гамма-каротажу ГГКп или акустическому каротажу) по результатам которой определяют тип породы и вносят поправку за него. Недостатком является необходимость проведения двух видов исследования раздельная их обработка и совместная интерпретация. Known methods for determining the porosity coefficient (for example, 3) in which rocks are irradiated with fast neutrons and measure the flux of epithermal neutrons, the value of which depends on the porosity of the rocks Kp. To eliminate the error of porosity estimation due to rock lithology, the porosity values determined by the described neutron logging and another method (density gamma-gamma-ray logging or acoustic logging) are compared using the results of which the rock type is determined and corrected for it. The disadvantage is the need for two types of studies, their separate processing and joint interpretation.
Наиболее близким по технической сущности является способ и устройство для НК [4] использующий два нейтронных источника различной энергии (например, Sb-Be и Pu-Be) и два детектора надтепловых нейтронов, при этом источник малой энергии и один из детекторов расположены на небольшом расстоянии друг от друга, образуя зонд, показания которого зависят главным образом от параметров глинистой корки. Другой источник и детектор образуют зонд, показания которого зависят от пористости пород, а также от глинистой корки. После соответствующей обработки добиваются исключения влияния глинистой корки на оценку коэффициента пористости пород. The closest in technical essence is the method and device for NK [4] using two neutron sources of different energy (for example, Sb-Be and Pu-Be) and two epithermal neutron detectors, while the low energy source and one of the detectors are located at a short distance from each other, forming a probe, the readings of which depend mainly on the parameters of the clay crust. Another source and detector form a probe, the readings of which depend on the porosity of the rocks, as well as on the clay crust. After appropriate treatment, the influence of clay crust on the assessment of the porosity coefficient of the rocks is eliminated.
Недостатком способа является влияние литологии пород при оценке коэффициента пористости. The disadvantage of this method is the influence of lithology of rocks when assessing the coefficient of porosity.
Технической задачей изобретения является повышение точности определения коэффициента пористости Кп при измерениях в нефтегазовых скважинах и достижение этой цели меньшими затратами и более оперативно. An object of the invention is to increase the accuracy of determining the coefficient of porosity Kp when measuring in oil and gas wells and to achieve this goal at a lower cost and more quickly.
Поставленная задача достигается облучением горных пород быстрыми нейтронами с использованием двух источников с разными спектрами излучения (например, Cf-252 и Po-Be), измерением градиентов полей надтепловых нейтронов от каждого источника, с использованием не менее двух детекторов, определением отношения градиентов полей надтепловых нейтронов от этих источников и по отношению градиентов полей надтепловых нейтронов с помощью градуировочной зависимости, полученной на стандартных образцах объемного водородосодержания, определяют пористость горных пород. The task is achieved by irradiating rocks with fast neutrons using two sources with different emission spectra (for example, Cf-252 and Po-Be), measuring the gradients of the epithermal neutron fields from each source, using at least two detectors, determining the ratio of the gradients of the epithermal neutron fields from these sources and with respect to the gradients of the epithermal neutron fields using the calibration curve obtained on standard samples of volumetric hydrogen content, determine the porosity l rocks.
Сущность изобретения изложена на фиг.1, фиг.2 и фиг.3. На фиг.1 приведена зависимость отношения возрастов нейтронов τs для Ро-Ве и τs для Cf-252 источников от пористости песчаника, известняка, доломита. На фиг.2 приведена зависимость отношения градиентов полей надтепловых нейтронов источников Cf-252 и Ро-Ве от пористости песчаников, известняков, доломитов. На фиг.3 приведена схема устройства нейтронного каротажа для осуществления способа.The invention is described in figure 1, figure 2 and figure 3. Figure 1 shows the dependence of the ratio of the neutron ages τ s for Po-Be and τ s for Cf-252 sources on the porosity of sandstone, limestone, dolomite. Figure 2 shows the dependence of the ratio of the gradients of the epithermal neutron fields of the Cf-252 and Po-Be sources from the porosity of sandstones, limestones, dolomites. Figure 3 shows a diagram of a neutron logging device for implementing the method.
Идея изобретения основана на таком, установленном нами, практическом факте: отношение возрастов нейтронов τs (или длин замедления Ls) в песчанике, известняке, доломите для двух источников, существенно отличающихся энергетическими спектрами, зависит от пористости этих пород и практически не зависит от их минерального состава, так как все три зависимости практически совпадают (фиг.1).The idea of the invention is based on this practical fact that we have established: the ratio of neutron ages τ s (or moderation lengths L s ) in sandstone, limestone, dolomite for two sources that differ significantly in energy spectra depends on the porosity of these rocks and practically does not depend on them mineral composition, since all three dependences practically coincide (figure 1).
Как известно [1] параметр А, равный отношению показаний двухзондовых установок нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам
A l1/12
(где l1, l2 скорости счета соответственно ближнего и дальнего от источника детектора) имеет связь с длиной замедления нейтронов Ls. Параметр А представляет собой градиент поля надтепловых нейтронов, образованных источником быстрых нейтронов.As is known [1], parameter A is equal to the ratio of the readings of two-probe neutron logging systems using epithermal neutrons
A l1 / 12
(where l1, l2 are the counting rates, respectively, of the near and far from the detector source) is related to the neutron deceleration length L s . Parameter A represents the gradient of the epithermal neutron field formed by the fast neutron source.
Проведенные исследования математическим моделированием методами Монте-Карло с зондом НК по надтепловым нейтронам (диаметр прибора 90 мм, толщина стального корпуса мм, длина детекторов 10 см, длина ближнего зонда 20-30 см, дальнего 40-50 см; диаметр водозаполненной скважины 190 мм, пористость водонасыщенных песчаника, известняка, доломита равнялась 1% 3% 7% 20% и 100% источник нейтронов Ро-Ве и Cf-252) показали справедливость вышесказанного. Так, зависимость отношения параметров Acf (для зонда с источником Cf-252) и Аро (источник РоВе) от пористости пород оказалась аналогичной отношению нейтронных параметров τsPoBe/τs Сf-252 (фиг.2).Studies carried out by mathematical modeling using Monte Carlo methods with a probe of epithermal neutrons (the diameter of the device is 90 mm, the thickness of the steel case is mm, the length of the detectors is 10 cm, the length of the near probe is 20-30 cm, the distance of 40-50 cm; the diameter of a water-filled well is 190 mm, the porosity of water-saturated sandstone, limestone, dolomite was 1% 3% 7% 20% and a 100% neutron source Ro-Be and Cf-252) showed the validity of the above. So, the dependence of the ratio of the parameters Acf (for the probe with the source of Cf-252) and Apo (source of PoBe) on the porosity of the rocks turned out to be similar to the ratio of the neutron parameters τ s PoBe / τ s Сf-252 (figure 2).
Описываемый способ может быть реализован следующим образом. Устройство для НК содержит скважинный прибор 1, наземный пульт с регистратором 2, соединенные линией связи 3. В скважинном приборе 1 размещены два источника нейтронов 4 с существенно разными спектрами (например, широко используемые на практике Cf-252 и Pu-Be источники) и четыре гелиевых счетчика 5 (например, СНМ-56), покрытых Cd фольгой. Между источниками 4 и между детекторами 5 и источниками помещены экраны 6. Выходы детекторов 5 соединены независимыми линиями связи 7 через телеметрическую систему 8 с регистратором 2. Один из источников и расположенные на расстоянии 20-30 см и 40-5, см два детектора образуют один зонд НК, а другой источник и два других детектора образуют другой зонд НК, расстояние между зондами должно быть не менее 1 м. Регистрируя скорость счета каждого детектора определяют параметр Аро l1/l2 для зонда с источником, имеющим высокую среднюю энергию спектра (в нашем примере Pu-Bе); затем определяют параметр Acf l1/l2 для зонда с источником имеющим низкую среднюю энергию спектра. После этого определяют отношение Acf/Apo, по значению которого с помощью градуировочной зависимости на фиг.2, уточненной для каждого конкретного прибора на стандартных образцах с известным объемным водородосодержанием горных пород, определяют коэффициент пористости исследуемых пород. The described method can be implemented as follows. The NK device includes a downhole tool 1, a ground console with a recorder 2, connected by a
Экономическая эффективность предлагаемого способа состоит из возможности исключения погрешности оценки пористости пород нейтронным каротажем за счет литологии. Литологический фактор дает погрешность в определении пористости нейтронным каротажем 3-5% абсолютного значения пористости [2] То есть оценка пористости предлагаемым способом повысить точность в сложных коллекторах на 3-5%
Другим преимуществом предлагаемого способа является уменьшение погрешности определения коэффициента пористости за счет исключения влияния изменения скважинных условий измерения. Характер влияния изменения скважинных условий измерения (диаметра скважины, плотности промывочной жидкости, минерализации пластовой воды) для нейтронных зондов (даже с разными спектрами источников) одинаков. Поэтому при вычислении отношения параметров Acf/Apo влияние изменений условий измерения исключаются.The economic efficiency of the proposed method consists of the possibility of eliminating the error in estimating the porosity of rocks by neutron logging due to lithology. The lithological factor gives an error in the determination of porosity by neutron logging of 3-5% of the absolute value of porosity [2] That is, the assessment of porosity by the proposed method to increase the accuracy in complex reservoirs by 3-5%
Another advantage of the proposed method is to reduce the error in determining the coefficient of porosity by eliminating the influence of changes in downhole measurement conditions. The nature of the effect of changes in the borehole measurement conditions (borehole diameter, wash fluid density, formation water mineralization) for neutron probes (even with different source spectra) is the same. Therefore, when calculating the ratio of Acf / Apo parameters, the influence of changes in the measurement conditions is excluded.
Источники информации
1. Скважинная ядерная геофизика: Справочник геофизика/под ред. О.Л. Кузнецова, А.Л.Поляченко. М. Недра, 1990.Sources of information
1. Downhole nuclear geophysics: Handbook of geophysics / ed. O.L. Kuznetsova, A.L. Polyachenko. M. Nedra, 1990.
2. Д.Титтмен и др. Каротаж по плотности надтепловых нейтронов с прижимным прибором для определения пористости- В кн. "Промысловая геофизика," Пер. с англ. М. Недра, 1979, с.110-126. 2. D. Tittman et al. Logging by the density of epithermal neutrons with a clamping device for determining porosity - In the book. "Field Geophysics," Per. from English M. Nedra, 1979, pp. 110-126.
3. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. М. Недра, 1978 (Алексеев Д.А. Гулин Ю.А. др.)
4. Патент США N 3823319 от 22.03.1973.3. Nuclear geophysics in the study of oil fields. M. Nedra, 1978 (Alekseev D.A. Gulin Yu.A. et al.)
4. US patent N 3823319 from 03/22/1973.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5043137 RU2073894C1 (en) | 1992-05-21 | 1992-05-21 | Method of neutron-neutron interaction logging of oil and gas wells by epithermal neutron using |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5043137 RU2073894C1 (en) | 1992-05-21 | 1992-05-21 | Method of neutron-neutron interaction logging of oil and gas wells by epithermal neutron using |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2073894C1 true RU2073894C1 (en) | 1997-02-20 |
Family
ID=21604702
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5043137 RU2073894C1 (en) | 1992-05-21 | 1992-05-21 | Method of neutron-neutron interaction logging of oil and gas wells by epithermal neutron using |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2073894C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2166780C1 (en) * | 2000-02-04 | 2001-05-10 | Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики | Method for searching hydrocarbons in oil-source beds |
| RU2199010C2 (en) * | 1997-07-31 | 2003-02-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method and device for measurement of well characteristics and properties of formations |
| RU2199136C2 (en) * | 1998-01-23 | 2003-02-20 | Циньхуа Юниверсити | Neutron generator in sealed tube containing built-in detector of bound alpha particles for hole logging |
| RU2212694C1 (en) * | 2002-05-06 | 2003-09-20 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин | Method establishing content of radiation-active elements |
| EA010582B1 (en) * | 2003-09-08 | 2008-10-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Neutron measurement method for determining porosity of a formation surrounding a borehole |
| RU2693102C1 (en) * | 2018-12-26 | 2019-07-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные нефтегазовые технологии" (ООО "ИНГТ") | Method for determining mineralization of formation fluid in cased oil and gas wells based on stationary neutron methods |
-
1992
- 1992-05-21 RU SU5043137 patent/RU2073894C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1978, с.30-35. Патент США N 3823319, кл. G 01V 5/10, 1973. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2199010C2 (en) * | 1997-07-31 | 2003-02-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method and device for measurement of well characteristics and properties of formations |
| RU2199136C2 (en) * | 1998-01-23 | 2003-02-20 | Циньхуа Юниверсити | Neutron generator in sealed tube containing built-in detector of bound alpha particles for hole logging |
| RU2166780C1 (en) * | 2000-02-04 | 2001-05-10 | Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики | Method for searching hydrocarbons in oil-source beds |
| RU2212694C1 (en) * | 2002-05-06 | 2003-09-20 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин | Method establishing content of radiation-active elements |
| EA010582B1 (en) * | 2003-09-08 | 2008-10-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Neutron measurement method for determining porosity of a formation surrounding a borehole |
| RU2693102C1 (en) * | 2018-12-26 | 2019-07-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные нефтегазовые технологии" (ООО "ИНГТ") | Method for determining mineralization of formation fluid in cased oil and gas wells based on stationary neutron methods |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2244342C (en) | A method and apparatus for measuring well characteristics and formation properties | |
| US7623968B2 (en) | Determination of porosity and fluid saturation of underground formations | |
| RU2518876C2 (en) | Method to define density of subsurface formations using measurements of neutron gamma ray logging | |
| Wahl et al. | The thermal neutron decay time log | |
| Zeng et al. | Detection of reservoirs from normalized full gradient of gravity anomalies and its application to Shengli oil field, east China | |
| Alger et al. | The dual-spacing neutron log-CNL | |
| US7112783B2 (en) | Neutron measurement method for determining porosity of a formation surrounding a borehole | |
| Zhang et al. | A method of determining formation density based on fast-neutron gamma coupled field theory | |
| NO854892L (en) | PROCEDURE AND APPARATUS FOR DETERMINING THE POROSITY IN EARTH FORMS NEAR A BROWN BILL. | |
| RU2073894C1 (en) | Method of neutron-neutron interaction logging of oil and gas wells by epithermal neutron using | |
| US3462600A (en) | Pulsed and continuous neutron well logging technique | |
| Scott et al. | Response of a multidetector pulsed neutron porosity tool | |
| RU2351963C1 (en) | Method of assessment of reservoir bed porosity in horizontal wells by implemeting three-probe neutron survey | |
| Liu et al. | Methods for evaluating elemental concentration and gas saturation by a three-detector pulsed-neutron well-logging tool | |
| Hall et al. | A New Thermal Neutron Decay Logging System--TDT (TM)-M | |
| US3942004A (en) | Dual spaced, borehole compensated neutron well logging instrument | |
| US5272629A (en) | Method for determining the slowing down length and the porosity of a formation surrounding a borehole | |
| CA1049664A (en) | Low-cost but accurate radioactive logging for determining gas saturation in a reservoir | |
| Randall et al. | Time-derived sigma for pulsed neutron capture logging | |
| Zhang et al. | A quantitatively determining gas saturation method using pulsed-neutron element logging in tight gas reservoirs | |
| RU2766063C1 (en) | Method for assessing gas saturation of halitized reservoirs of gas wells during neutron-neutron logging | |
| RU2784205C1 (en) | Method for estimating the gas saturation of halitized reservoirs of gas wells based on measurements by the method for pulsed neutron logging | |
| RU2727091C2 (en) | Method for simultaneous determination of density and porosity of rock | |
| M S et al. | Development and implementation of «logging-while-drilling» technology in Ukraine. Methods and tools for determination of petrophysical parameters of reservoirs while drilling vertical, deviated and horizontal oil-and-gas boreholes | |
| RU2692088C1 (en) | Method of assessing the phase state of hydrocarbon fluids in porous space of oil and gas condensate reservoirs by a complex of neural methods |