Способ оценки фазового состояния углеводородов и их насыщения в пластах-коллекторах обсаженных газовых и нефтегазовых скважин

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны коллекторов с целью определения насыщения и фазового состояния углеводородов в пластах-коллекторах газовых и нефтегазовых скважин комплексом разноглубинных нейтронных методов. Технический результат заключается в расширении функциональных возможностей нейтронных методов для определения фазового состояния углеводородов и оценки параметров насыщения (ПН) пластов-коллекторов углеводородами на различном удалении от стенки эксплуатационной колонны нефтегазовых скважин путем применения многозондового нейтронного каротажа. В способе, включающем измерение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на двух зондах нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам 2ННКт и на двух зондах по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, и спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа СНГК, вычисление функции пористости F(Kпт) и F(Kпнт), вычисление функции по хлору F(Cl), производят построение на кросс-плотах F(Cl_жт) от F(Kпт), F(Cl_мт) от F(Kпт), F(Cl_ннкт) от F(Kпт) зависимостей и вычисляют функции насыщения по хлору F(CI_ннкт) и F(CI_ннкнт), а ПН пластов вычисляют по указанным функциям отдельно для комплекса СНГК+2ННКнт и СНГК+2ННКт по прилагаемым формулам. 7 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны коллекторов с целью определения насыщения и фазового состояния углеводородов в пластах-коллекторах газовых и нефтегазовых скважин комплексом разноглубинных нейтронных методов.

Известен способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин путем зондирования прискважинной зоны комплексом разноглубинных нейтронных методов 3СНГК+2ННКт (Лысенков А.И., Даниленко В.Н., Иванов Ю.В., Судничникова Е.В., Борисова Л.К., Егурцов С.А. Определение неоднородностей флюидного состава углеводородов в прискважинной зоне путем зондирования комплексом нейтронных методов в скважинах старого фонда. НТВ «Каротажник», Тверь: изд. АИС, 2015, вып. 4 (250), с. 3-6.).

Недостатком этого способа является существенное влияние ядерно-физических свойств химических элементов, обладающих высокими поглощающими нейтронными свойствами, на показания зондов ННКт (нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам) и гамма-излучающих свойств химических элементов при захвате тепловых нейтронов, находящихся в промывочной жидкости или жидкости глушения, на показание зондов СНГК (спектрометрический нейтронный гамма каротаж).

Известен способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин (Патент РФ №2439622. / Лысенков А.И., Лысенков В.А., Осипов А.Д., заяв. 26.08.2010; опуб. 10.01.2012, Бюл. №1.).

В известном способе используют спектрометрический нейтронный гамма каротаж и двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (СНГК+2ННКт) для измерения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом J_мз и большом J_бз зондах метода 2ННКт, с последующим определением функции пористости F(K_п) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах F(K_п)=J_мз : J_бз 2ННКт, осуществляют вычисление функции хлора «жесткая» F(Cl_ж) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, вычисление функции хлора «мягкая» F(Cl_м) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ, вычисление функции F(Cl_ннк) с использованием интенсивностей потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКт, построение на кросс-плотах F(Cl_ж) от F(K_п), F(Cl_м) от F(K_п), F(Cl_ннк) от F(K_п) зависимостей, соответствующих водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП), вычисление функций, связанных с содержанием хлора в коллекторе, и вычисление по формулам коэффициента нефтенасыщенности К_н - по функции F(Cl_ж), коэффициента нефтенасыщенности К_н - по функции F(Cl_м) в условиях минерализованных пластовых вод, при этом функцию F(Cl_ннк) вычисляют как обратную величину произведения потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах с использованием метода спектрометрического нейтронного гамма-каротажа по хлору (СНГК-Cl): , функцию хлора «жесткая» F(Cl_ж) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - J_ж к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт: , функцию хлора «мягкая» F(Cl_м) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - J_м к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт: .

В известном способе частично используются данные вычисления аналитических параметров нейтронных методов для оценки геологических параметров насыщения.

Недостатком известного способа является не полностью раскрытые потенциальные аналитические возможности комплекса нейтронных методов по зондированию прискважинной зоны для определения фазового состояния углеводородов с вычислением геологических параметров насыщения пластов-коллекторов на различном удалении от стенки эксплуатационной колонны.

Техническим результатом, достигаемым применением заявляемого способа оценки фазового состояния углеводородов и их насыщения в пластах-коллекторах обсаженных газовых и нефтегазовых скважин, является расширение функциональных возможностей нейтронных методов для определения фазового состояния углеводородов и оценки насыщения пластов-коллекторов углеводородами на различном удалении от стенки эксплуатационной колонны газовых и нефтегазовых скважин путем применения многозондового нейтронного каротажа с последующим вычислением комплексных параметров, тесно связанных с аномальными нейтронными свойствами углеводородных флюидов, насыщающих поровое пространство пластов-коллекторов.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе оценки фазового состояния углеводородов и их насыщения в пластах-коллекторах обсаженных газовых и нефтегазовых скважин, содержащем измерение интенсивностей потоков тепловых нейтронов J_мз и J_бз на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам 2ННКт и спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа СНГК, вычисление функции пористости F(K_пт) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКт: F(K_пт) - J_мз : J_бз и вычисление функции насыщения по хлору F(Cl_ннкт) как обратной величины произведения измеренных потоков J_мз, J_бз на малом и большом зондах 2ННКт: , вычисляют функцию хлора «жесткая» F(Cl_жт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - J_ж к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов 2ННКт: , функцию хлора «мягкая» F(Cl_мт) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - J_м к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов 2ННКт: , производят построение на кросс-плотах F(Cl_жт) от F(K_пт), F(Cl_мт) от F(K_пт), F(Cl_ннкт) от F(K_пт) зависимостей с последующим кросс-плотным анализом F(K_пт) и F(Cl_ннкт) в декартовой системе координат (XY), в которой ось абсцисс X - функция пористости F(K_пт), а ось ординат Y - функция насыщения по хлору F(Cl_ннкт), в отличие от известного дополнительно проводят двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - 2ННКнт в комплексе с СНГК и по результатам измерения интенсивностей потоков нейтронов J_мзн и J_бзн на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам 2ННКнт и спектральной интенсивности ГИРЗ производят вычисление функции пористости F(K_пнт) как отношения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКнт: F(K_пнт)=J_мзн : J_бзн, вычисляют функцию насыщения по хлору F(Cl_ннкнт) как обратную величину произведения измеренных потоков J_мзн, J_бзн на малом и большом зондах 2ННКнт: , вычисляют функцию хлора «жесткая» F(Cl_жнт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - J_жн к произведению потоков интенсивностей надтепловых нейтронов большого и малого зондов 2ННКнт: , вычисляют функцию хлора «мягкая» F(Cl_мнт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - J_мн к произведению потоков интенсивностей надтепловых нейтронов большого и малого зондов метода 2ННКнт: , осуществляют построение на кросс-плотах F(Cl_жт) от F(K_пт) и F(Cl_жнт) от F(K_пнт), F(Cl_мт) от F(K_пт) и F(Cl_мнт) от F(K_пнт), F(Cl_ннкт) от F(K_пт) и F(Cl_ннкнт) от F(K_пнт), зависимостей в декартовых координатах, в услов. ед., где по оси абсцисс X назначаются аналитические параметры функции пористости F(K_п), а по оси ординат Y - функции хлора F(Cl), вычисляют функции насыщения по хлору F(Cl_ннкт) и F(Cl_ннкнт), соответствующие водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП), и газонасыщенным пластам (ГП), а коэффициенты нефтенасыщенности К_н, нефтегазонасыщенности К_нг, газонасыщенности К_г, объемной нефтенасыщенности К_н×К_п, объемной нефтегазонасыщенности К_нг×К_п и объемной газонасыщенности К_г×К_п, вычисляют по функциям насыщения: F(Cl_ннкт) и F(Cl_ннкнт) для каждой группы кросс-плотов отдельно для комплекса СНГК+2ННКнт и СНГК+2ННКт, обеспечивающих исследование прискважинных зон коллектора с разной глубинностью в радиальном направлении (на различном удалении) от стенки эксплуатационной колонны нефтегазовых скважин, при этом определение геологических параметров насыщения F(Cl_ннкт) и F(Cl_ннкнт) производят с учетом фазового состояния углеводородов в поровом пространстве коллектора и минерализации пластовых вод, следующим образом:

- для условий минерализованных пластовых вод и нефти с низким газовым фактором определение К_н и К_н×К_п, основанное на дефиците содержания хлора в нефтенасыщенных коллекторах относительно водонасыщенных, производят одинаково для комплекса СНГК+2ННКнт или СНГК+2ННКт из расчета:

где

F(Cl)тек - текущие значения для функций насыщения: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

F(Cl_вп) - значения для функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

F(Cl_нп) - значения для функций насыщения, соответствующих нефтенасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

К_нтб - принятый максимальный коэффициент нефтенасыщенности для нефтенасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

где

F(Cl_вп) - значение функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

maxF(Cl_вп) - максимальное значение функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам,

F(Cl)тек - текущие значения для функций насыщения: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

К_нтб×К_птб - принятая максимальная объемная нефтенасыщенность для нефтенасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

при этом функцию насыщения F(Cl_нп), соответствующую нефтенасыщенным коллекторам, вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(K_п)²±b⋅F(K_п) точек указанного кросс-плота (X-Y) с минимальными значениями функции хлора F(Cl), а функцию насыщения F(Cl_вп), соответствующую водонасыщенным коллекторам с минерализованными пластовыми водами, вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(K_п)²±b⋅F(K_п) точек указанного кросс-плота с максимальными значениями функции хлора F(Cl),

где

F(Cl) - функция хлора нефтенасыщенного или водонасыщенного коллектора,

a и b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине,

F (K_п) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННКт,

- для условий нефтегазонасыщенных и газонасыщенных коллекторов с низкой или высокой минерализацией пластовых вод

определение К_нг и К_г, К_нг×К_п и К_г×К_п, основанное на дефиците хлора, плотности и водородосодержания нефтегазонасыщенных и газонасыщенных пластов-коллекторов относительно водонасыщенных, производят одинаково для комплекса СНГК+2ННКнт или СНГК+2ННКт из расчета:

где

maxF(K_п) - максимальные значения функции пористости водонасыщенного коллектора,

F(K_п)тек - текущее значение функции пористости,

minF(K_п) - минимальное значение функции насыщения в нефтегазонасыщенном или газонасыщенном коллекторе,

F(Cl_гп) - текущее значение функции насыщения в газонасыщенном или нефтегазонасыщенном коллекторе,

max F(Cl_гп) - максимальное значение функции насыщения в газонасыщенном или нефтегазонасыщенном коллекторе,

К_нгтб - принятый коэффициент нефтегазонасыщенности для нефтегазонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

К_гтб - принятый коэффициент газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

где

F(Cl_вп) - значение функции насыщения, соответствующее водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

maxF(C_гп) - максимальное значение функции насыщения, соответствующее газонасыщенным коллекторам,

F(Cl)тек - текущие значения для функций насыщения: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

maxК_нгтб×К_птб - принятое максимальное значение объемной нефтегазонасыщенности для нефтегазонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

maxК_гтб×К_птб - принятое максимальное значение объемной газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

при этом функцию насыщения по хлору для газонасыщенных и нефтегазонасыщенных коллекторов аппроксимируют прямой линией, перпендикулярной оси X в указанных декартовых координатах (X-Y).

Кроме того, вычисление геологических параметров насыщения К_н и К_п×К_н в нефтяных скважинах с высокой минерализацией пластовых вод и с низким газовым фактором нефти производят по результатам измерений комплекса СНГК+2ННКт по формулам:

Вычисление геологических параметров насыщения К_г, К_г*К_п, К_нг, К_п×К_нг в газовых и нефтегазовых скважинах с низкой минерализацией пластовых вод и с высоким газовым фактором нефти производят по результатам измерений комплекса СНГК+2ННКнт по формулам:

Вычисление геологических параметров насыщения К_г, К_г×К_п, К_нг, К_нг×К_п в нефтегазовых скважинах с высокой минерализацией пластовых вод и с высоким газовым фактором нефти производят по результатам измерений комплекса СНГК+2ННКнт по формулам:

а вычисление К_н и К_н×К_п производят по результатам измерений комплекса СНГК+2ННКт по формулам:

В условиях газонаполненных скважин для вычисления геологических параметров насыщения К_г, К_г×К_п используют результаты измерений комплекса СНГК+2ННКнт:

Для вычисления геологических параметров насыщения пласта на разном удалении от стенки эксплуатационной колонны для исследования методом 2ННКт условно выделяют зоны по глубинности исследований - «ближняя зона» с радиусом исследований 10-15 см, «средняя зона» с радиусом исследований 15-30 см, где применяют метод 2ННКт+мягкая часть нейтронного гамма излучения СНГК, «дальняя зона» с радиусом исследований 30-50 см, где применяют метод 2ННКт+жесткая часть нейтронного гамма излучения СНГК, при этом за истинное насыщение коллектора принимают значения для «дальней зоны», а для исследования методом 2ННКнт условно выделяют радиусы исследований - «ближняя зона» 7-12 см, «средняя зона» 12-20 см, где применяют метод 2ННКнт+мягкая часть нейтронного гамма излучения СНГК, «дальняя зона» 20-30 см, где применяют метод 2ННКнт+жесткая часть нейтронного гамма излучения СНГК, при этом за истинное насыщение коллектора принимают значения для «дальней зоны».

Для анализа насыщения порового пространства коллектора углеводородами одновременно используют два диагностических признака, основанные на резком отличии нейтронных свойств углеводородов в жидком и газообразном состоянии - дефицит плотности и водородосодержания газообразной фазы относительно жидкой фазы и различном содержании хлора в нефтенасыщенных коллекторах и водонасыщенных коллекторах при высокой миненерализации пластовых вод - хлорный каротаж.

Для анализа насыщения порового пространства коллектора углеводородами одновременно используют основные виды взаимодействия нейтронов с горными породами, вскрытыми скважиной, рассеивание нейтронов - ННКнт, поглощение нейтронов - ННКт, гамма-излучение радиационного захвата тепловых нейтронов - СНГК с использованием многозондовых измерительных установок типа 2ННКт+2ННКнт+2СНГК.

На фиг. 1 представлены кросс-плоты: F(Cl_жт) от F(K_пт) и F(Cl_жнт) от F(K_пнт), F(Cl_мт) от F(K_пт) и F(Cl_мнт) от F(K_пнт); F(Cl_ннкт) от F(K_пт) и F(Cl_ннкнт) от F(K_пнт) и функции насыщения для условий низкой минерализации пластовых вод.

На фиг. 2 представлены кросс-плоты: F(Cl_жт) от F(K_пт) и Р(Сl_жнт) от F(K_пнт); F(Cl_мт) от F(K_пт) и F(Cl_мнт) от F(K_пнт); F(Cl_ннкт) от F(K_пт) и F(Cl_ннкнт) от F(K_пнт) и функции насыщения для условий высокой минерализации пластовых вод.

На фиг. 3 предствлены результаты интерпретации комплексов СНГК+2ННКт и СНГК+2ННКнт в условиях высокой минерализации пластовых вод.

На фиг. 4 представлены результаты интерпретации комплексов СНГК+2ННКт и СНГК+2ННКнт в условиях низкой минерализации пластовых вод.

Суть способа

Диагностика прискважинной зоны коллекторов на содержание углеводородных флюидов и их флюидодинамики основана на вычислении аналитических параметров нейтронных методов, тесно связанных с характером насыщения порового пространства коллектора, через содержание хлора при высокой минерализации пластовых вод и дефицит плотности и водородосодержания коллекторов, содержащих углеводороды, относительно водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод.

Показания любых методов и модификаций стационарного нейтронного каротажа (ННКнт, ННКт, СНГК) в водонаполненных скважинах в основном зависят от общего объемного водородосодержания коллектора С_н.

Для осадочных газонасыщенных пород с двухфазным насыщением С_н складывается из концентрации водорода в воде, нефти и в газе. Учитывая, что плотность жидкого флюида составляет обычно 0.7-1.2 г/см³ с нефтью или минерализованной водой, а типичная плотность газа составляет 0.005-0.04 г/см³, то плотность ядер водорода в жидком флюиде обычно в 20-100 раз превышает ядерную плотность водорода в газе, даже при его высоких давлениях. Поэтому водородосодержанием газа с точностью в несколько процентов можно пренебречь и считать, что общее водородосодержание породы Сн полностью определяется жидким водонефтяным флюидом, а оно приближенно выражается эквивалентным объемным водосодержанием породы W, равным:

Здесь и ниже К_п выражается в %; К_г - в долях единицы, a W - в %. Водородосодержание среды С_н≈W линейно и в равной степени возрастает при увеличении К_п или уменьшении газонасыщенности К_г.

В газонасыщенных коллекторах величина общего водородосодержания С_н определяет влияние водорода на показания зондов нейтронного каротажа (НК), и на равной основе формируется двумя независимыми геологическими параметрами К_п и К_г.

В этом отношении газовые объекты принципиально отличаются от нефтяных, где влияние водорода на показания НК определяется одним геологическим параметром - водонасыщенной пористостью К_п, которая формирует общее водородосодержание пласта С_н, но здесь

С_н≠W=К_в×К_п=(1-К_н)*К_п.

При двухфазном насыщении влияние плотности Р уменьшается с ростом пористости К_п и газонасыщенности К_г.

Газонасыщенные коллектора водонаполненных скважин характеризуются одновременно двумя параметрами: дефицит водородосодержания - W (основной) и дефицит плотности - Р (слабый). Рост газонасыщения К_г усиливает оба дефицита, что всегда приводит к возрастанию скоростей счета любых зондов ННКнт, ННКт, СНГК.

Зависимости показаний зондов ННКнт, ННКт в газонаполненных скважинах имеют доинверсный характер. С ростом водородосодержания W и плотности Р показания зондов уменьшаются.

Наличие в пластовых водах хлора в средне- и высокопористых коллекторах также обычно ведет к незначительному повышению интенсивности СНГК за счет ГИРЗ хлора, но одновременно и к значительному снижению скорости счета зондов ННКт и практически не влияет на показания зондов ННКнт.

Поэтому высокая минерализация пластовых вод эквивалентна по знаку влияния некоторому дефициту плотности и/или водородосодержания на показания СНГК, что подобно проявлению газонасыщенности. Здесь возможна неоднозначная интерпретация СНГК. Однако, одновременное измерение показаний ННК+СНГК позволяет однозначно разрешить эту ситуацию, поскольку большая минерализация пластовых вод ведет к значимому снижению показаний ННКт, в то время как наличие газа в нем ведет к столь же значимому увеличению показаний ННКт и ННКнт.

Нефтенасыщенные коллектора при высокой минерализации пластовых вод характеризуются дефицитом содержания хлора относительно водонасыщенных коллекторов. Показания модификаций стационарного нейтронного каротажа ННКт, СНГК в основном зависят от общего объемного водородосодержания пласта, а также от объемного содержания хлора в пластовом флюиде. В скелете породы для большинства газовых и нефтегазовых месторождений хлор не содержится.

Разноглубинность исследований прискважинной зоны (удаление от стенки эксплуатационной колонны) обеспечивается разной глубинностью исследования применяемых нейтронных методов. Малой глубинностью исследований, при прочих равных условиях, обладает метод ННКнт, средней - ННКт, большей - СНГК.

С увеличением длины зондов растет глубинность исследований. В методе СНГК глубинность исследований растет с увеличением энергии гамма излучения радиационного захвата тепловых нейтронов. Отсюда следует, что глубинность исследований с применением комплексных аналитических параметров для комплекса СНГК+2ННКт выше, чем для СНГК+2ННКнт. При этом глубинность исследований разными комплексами можно менять путем использования спектральных интенсивностей в различных областях спектра гамма излучения радиационного захвата тепловых нейтронов.

При реализации способа по результатам измерений интенсивностей потоков тепловых нейтронов J_мз и J_бз на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам 2ННКт и на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам 2ННКнт, а также спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа СНГК, строят кросс-плоты.

Кросс-плоты строят отдельно для комплексов (2ННКт+СНГК) и (2ННКнт+СНГК): F(Cl_жт) от F(K_пт) и F(Cl_жнт) от F(K_пнт), F(Cl_мт) от F(K_пт) и F(Cl_мнт) от F(K_пнт), F(Cl_инкт) от F(K_пт) и F(Cl_инкт) от F(K_пнт), связанных с объемным содержанием хлора и объемным эквивалентным влиянием дефицита плотности и водородосодержания нефтегазонасыщенного коллектора относительно водонасыщенного и вычисляемых одинаково для каждой группы кросс-плотов.

При вычислении функции насыщения по хлору для простоты изложения рассматривается только функция насыщения по хлору (в научно-технической литературе эта функция обозначается как F_н(Cl)) или функция по дефициту плотности и водородосодержания (в научно-технической литературе эта функция обозначается как (P_dd).

При этом набор кросс-плотов определяется геолого-техническими условиями скважин:

- для нефтяных скважин с высокой минерализацией пластовых вод и низким газовым фактором нефти оптимальными кросс-плотами являются: F(Сl_жт) от F(K_пт), F(Cl_мт) от F(K_пт);

- для нефтяных скважин с высокой минерализацией пластовых вод и высоким газовым фактором нефти оптимальными кросс-плотами являются:

F(Сl_жт) от F(K_пт) и F(Сl_жнт) от F(K_пнт), F(Cl_мт) от F(K_пт) и F(Cl_мнт) от F(K_пнт), F(Cl_ннкт) от F(K_пт) и F(Cl_ннкнт) от F(K_пнт);

- для нефтяных скважин с низкой минерализацией пластовых вод и высоким газовым фактором нефти оптимальными кросс-плотами являются:

F(Cl_жнт) от F(K_пнт), и F(Cl_мнт) от F(K_пнт), и F(Cl_ннкнт) от F(K_пнт);

- для газовых водонаполненных скважин с высокой минерализацией пластовых вод оптимальными кросс-плотами являются: F(Cl_жт) от F(K_nm) и Р(Cl_жнт) от F(K_пнт), F(Cl_мт) от F(K_пт) и F(Cl_мнт) от F(K_пнт), F(Cl_ннкт) от F(K_пт) и F(Cl_ннкнт) от F(K_пнт);

- для газовых газонаполненных скважин с высокой минерализацией пластовых вод оптимальными кросс-плотами являются: F(Cl_жт) от F(K_пт) и F(Cl_жнт) от F(K_пнт), F(Cl_мт) от F(K_пт) и F(Cl_мнт) от F(K_пнт), F(Cl_ннкт) от F(X_пт) и F(Cl_ннкнт) от F(K_пнт);

- для газовых газонаполненных скважин с низкой минерализацией пластовых вод оптимальными кросс-плотами являются:

F(Cl_жнт) от F(K_пнт), и F(Cl_мнт) от F(K_пнт), и F(Cl_ннкнт) от F(K_пнт).

Далее вычисляют для каждой группы кросс-плотов отдельно для комплексов СНГК+2ННКнт и СНГК+2ННКт, с учетом фазового состояния углеводородов в поровом пространстве коллектора и минерализации пластовых вод коэффициенты: К_н, К_г, К_нг, К_н×К_п, К_г×К_п, К_нг×К_п по формулам (1-6).

Вычисленные значения К_н, К_г, К_нг, К_н×К_п, К_г×К_п, К_нг×К_п, по аналитическим параметрам разноглубинных модификаций нейтронных методов характеризуют насыщение прискважинной зоны коллектора на разном удалении в радиальном направлении от стенки эксплуатационной колонны, при этом большей глубинностью характеризуются вычисленные значения геологических параметров насыщения на основе комплекса СНГК+2ННКт, меньшей - на основе комплекса СНГК+2ННКнт.

Сопоставление однотипных вычисленных значений К_н, К_г, К_нг, К_н×К_п, К_г×К_п, К_нг×К_п, по разным комплексам позволяет производить зондирование прискважинной зоны коллектора по характеру насыщения углеводородными флюидами в радиальном направлении от стенки эксплуатационной колонны.

По результатам исследований делаются следующие аналитические выводы:

- коллектор считается насыщенным углеводородами, если с повышением глубинности исследований увеличиваются вычисленные значения К_н, К_г, К_нг, К_н×К_п, К_г×К_п, К_нг×К_п (за истинное насыщение принимается значение, вычисленное для «дальней зоны» коллектора);

- коллектор считается водонасыщенным, если с повышением глубинности исследований уменьшаются вычисленные значения К_н, К_г, К_нг, К_н×К_п, К_г×К_п, К_нг×К_п (за истинное насыщение принимается значение, вычисленное для «дальней зоны» коллектора).

Например, применение 6-ти зондового нейтрон-нейтронного каротажа, включающего методы 2ННКнт, 2ННКт, 2СНГК с последующим вычислением комплексных параметров, тесно связанных с аномальными нейтронными свойствами углеводородных флюидов, насыщающих поровое пространство коллектора через содержание хлора, плотность, водородосодержание, позволяет ранжировать коллектора по содержанию жидкой и газовой фазы относительно водонасыщенных коллекторов. Таким образом, основными диагностическими признаками определения насыщения коллекторов являются дефициты содержание хлора, плотности и водородосодержания коллекторов, насыщенных углеводородными флюидами относительно водонасыщенных. По результатам обработки одновременно вычисляются геологические параметры насыщения, характеризующие относительное (К_н, К_г, К_нг) и объемное содержание (К_н×К_п, К_г×К_п, К_нг×К_п) углеводородных флюидов в поровом пространстве коллектора. Величины и распределение вычисленных значений, характеризующих насыщение коллектора углеводородными флюидами на разном удалении от стенки эксплуатационной колоны являются дополнительным критерием в оценке характера насыщения коллектора.

Можно выделить три зоны по глубинности исследований комплексом 2ННКт+СНГК с условными названиями «ближняя зона» с радиусом исследований 10-15 см (метод 2ННКт), «средняя зона» с радиусом исследований 15-30 см (метод 2ННКт+мягкая часть нейтронного гамма излучения СНГК), «дальняя зона» (метод 2ННКт+жесткая часть нейтронного гамма излучения СНГК) с радиусом исследований 30-50 см. За истинное насыщение коллектора принимают значения для «дальней зоны».

По комплексу 2ННКнт+СНГК радиусы исследований составляют «ближняя зона» 7-12 см (метод 2ННКт), «средняя зона» 12-20 см (метод 2ННКнт+мягкая часть нейтронного гамма излучения СНГК), «дальняя зона» (метод 2ННКнт+жесткая часть нейтронного гамма излучения СНГК) 20-30 см. За истинное насыщение коллектора принимают значения для «дальней зоны».

Коллектор насыщен углеводородами если с увеличением глубинности исследований возрастают вычисленные значения величин, характеризующих насыщение коллектора углеводородами.

На фиг. 1 представлены кросс-плоты: F(С1_жт) от F(K_пт) - обозначена «а», F(Сl_жнт) от F(K_пнт) - обозначена «г», F(Cl_мт) от F(K_пт) - обозначена «б», F(Cl_мнт) от F(K_пнт) - обозначена «д», F(Cl_ннкт) от F(K_пт) - обозначена «в», F(Cl_ннкнт) от F(K_пнт) - обозначена «е» и функции насыщения (прямая 1, кривые 2 и 3) для условий низкой минерализации пластовых вод.

На фиг. 1 кросс-плотов «а», «г», «б», «д», «в», и «е» функции насыщения газонасыщенных коллекторов (прямая 1), аппроксимированы прямой линией, перпендикулярной оси X в декартовых координатах (X-Y), где по оси X назначены функции F(K_п), а по оси Y назначены функции насыщения по хлору F(Cl).

Функции насыщения нефтенасыщенных коллекторов F(Cl_нп) (кривая 3), вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(Kn)²±b⋅F(Kn) точек указанного кросс-плота (X-Y) с минимальными значениями функции хлора F(Cl), а функцию насыщения водонасыщенных коллекторов F(Cl_вп) (кривая 2), вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(Kn)²±b⋅F(Kn) точек указанного кросс-плота с максимальными значениями функции хлора F(Cl).

На фиг. 4 представлена интерпретация результатов измерений комплексами СНГК+2ННКт и СНГК+2ННКнт в условиях низкой минерализации пластовых вод. На фиг. 4 наглядно видно, что кривые К_г×К_п, К_н×К_п имеют близкую конфигурацию.

На фиг. 2 представлены кросс-плоты: F(Cl_жт) от F(K_пт) обозначена «а», F(Cl_жнт) от F(K_пнт) обозначена «г», F(Cl_мт) от F(K_пт) обозначена «б», F(Cl_мнт) от F(K_пнт) обозначена «д», F(Cl_ннкт) от F(K_пт) обозначена «в», F(Cl_ннкнт) от F(K_пнт) обозначена «е» и функции насыщения для условий высокой минерализации пластовых вод.

На фиг. 2 кросс-плотов «а», «г», «б», «д», «в», и «е» функции насыщения газонасыщенных коллекторов (прямая 1), аппроксимированы прямой линией, перпендикулярной оси X в декартовых координатах (X-Y), где по оси X назначены функции F(K_п), а по оси Y назначены функции насыщения по хлору F(Cl).

Функцию насыщения нефтенасыщенных коллекторов F(Cl_нп) (кривая 3), вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(K_п)²±b⋅F(K_п) точек указанного кросс-плота (X-Y) с минимальными значениями функции хлора F(Cl), а функцию насыщения водонасыщенных коллекторов F(Cl_вп) (кривая 2), вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(K_п)²±b⋅F(K_п) точек указанного кросс-плота с максимальными значениями функции хлора F(Cl).

На фиг. 3 представлена интерпретация результатов измерений комплексами СНГК+2ННКт и СНГК+2ННКнт в условиях высокой минерализации пластовых вод. На фиг. 3 наглядно видно, что кривые К_г×К_п, К_н×К_п имеют близкую конфигурацию.

Все математические расчеты, необходимые для получения конечных результатов, закладываются в алгоритмы программ, используемых в 6-ти зондовом нейтрон-нейтронном каротаже, включающем методы 2ННКнт, 2ННКт, 2СНГК.

1. Способ оценки фазового состояния углеводородов и их насыщения в пластах-коллекторах обсаженных газовых и нефтегазовых скважин, содержащий измерение интенсивностей потоков тепловых нейтронов J_мз и J_бз на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам 2ННКт и спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа СНГК, вычисление функции пористости F(K_пт) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах: F(K_пт)=J_мз:J_бз 2ННКт и вычисление функции насыщения по хлору F(Cl_ннкт) как обратной величины произведения измеренных потоков J_мз, J_бз на малом и большом зондах 2ННКт: вычисляют функцию хлора «жесткая» F(Cl_жт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - J_ж к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт: функцию хлора «мягкая» F(Cl_мт) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - J_м к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт: производят построение на кросс-плотах F(Cl_жт) от F(K_пт), F(Cl_мт) от F(K_пт), F(Cl_ннкт) от F(K_пт) зависимостей с последующим кросс-плотным анализом F(K_пт) и F(Cl_ннкт) в декартовой системе координат (XY), в которой ось абсцисс X - функция пористости F(K_пт), а ось ординат Y - функция насыщения по хлору F(Cl_ннкт), отличающийся тем, что дополнительно проводят двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - 2ННКнт в комплексе с СНГК и по результатам измерения интенсивностей потоков нейтронов J_мзн и J_бзн на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам 2ННКнт и спектральной интенсивности ГИРЗ производят вычисление функции пористости F(K_пнт) как отношения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах: F(K_пт)=J_мзн:J_бзн 2ННКнт, вычисляют функцию насыщения по хлору F(Cl_ннкнт) как обратную величину произведения измеренных потоков J_мзн, J_бзн на малом и большом зондах 2ННКнт: вычисляют функцию хлора «жесткая» F(Cl_жнт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - J_жн к произведению потоков интенсивностей надтепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКнт: вычисляют функцию хлора «мягкая» F(Cl_мнт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - J_мн к произведению потоков интенсивностей надтепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКнт: осуществляют построение на кросс-плотах F(Cl_жт) от F(K_пт) и F(Cl_жнт) от F(K_пнт), F(Cl_мт) от F(K_пт) и F(Cl_мнт) от F(K_пнт), F(Cl_ннкт) от F(K_пт) и F(Cl_ннкнт) от F(K_пнт) зависимостей в декартовых координатах, в услов. ед., где по оси абсцисс X назначаются аналитические параметры функции пористости F(K_п), а по оси ординат Y - функции хлора F(Cl), вычисляют функции насыщения по хлору F(Cl_ннкт) и F(Cl_ннкнт), соответствующие водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП), а коэффициенты нефтенасыщенности К_н, нефтегазонасыщенности К_нг, газонасыщенности К_г, объемной нефтенасыщенности К_н×К_п, объемной нефтегазонасыщенности К_нг×К_п и объемной газонасыщенности К_г×К_п вычисляют по функциям насыщения: F(Cl_ннкт) и F(Cl_ннкнт) для каждой группы кросс-плотов отдельно для комплекса СНГК+2ННКнт и СНГК+2ННКт, обеспечивающих исследование прискважинных зон коллектора на различном удалении от стенки эксплуатационной колонны нефтегазовых скважин, при этом определение геологических параметров насыщения F(Cl_ннкт) и F(Cl_ннкнт) производят с учетом фазового состояния углеводородов в поровом пространстве коллектора и минерализации пластовых вод, следующим образом:

- для условий минерализованных пластовых вод и нефти с низким газовым фактором определение К_н и К_н×К_п, основанное на дефиците содержания хлора в нефтенасыщенных коллекторах относительно водонасыщенных, производят одинаково для комплекса СНГК+2ННКнт или СНГК+2ННКт из расчета:

где

F(Cl)_тек - текущие значения для функций насыщения: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

F(Cl_вп) - значения для функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

F(Cl_нп) - значения для функций насыщения, соответствующих нефтенасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

К_нтб - принятый максимальный коэффициент нефтенасыщенности для нефтенасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

где

F(Cl_вп) - значение функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

max F(Cl_вп) - максимальное значение функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам,

F(Cl)тек - текущие значения для функций насыщения: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

К_птб×К_нтб - принятая максимальная объемная нефтенасыщенность для нефтенасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

при этом функцию насыщения F(Cl_нп), соответствующую нефтенасыщенным коллекторам, вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl) от F(K_п):

F(Cl)=a⋅F(K_п)²±b⋅F(K_п) точек указанного кросс-плота (X-Y) с минимальными значениями функции хлора F(Cl), а функцию насыщения F(Cl_вп), соответствующую водонасыщенным коллекторам с минерализованными пластовыми водами, вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl) от F(K_п):

F(Cl)=a⋅F(K_п)²±b⋅F(K_п) точек указанного кросс-плота с максимальными значениями функции хлора F(Cl),

где

F(Cl) - функция хлора нефтенасыщенного или водонасыщенного коллектора;

a и b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине;

F(K_п) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННКт,

- для условий нефтегазонасыщенных и газонасыщенных коллекторов с низкой или высокой минерализацией пластовых вод определение К_нг и К_г, К_нг×К_п и К_г×К_п, основанное на дефиците хлора, плотности и водородосодержания нефтегазонасыщенных и газонасыщенных пластов-коллекторов относительно водонасыщенных, производят одинаково для комплекса СНГК+2ННКнт или СНГК+2ННКт из расчета:

где

maxF(K_п) - максимальные значения функции пористости водонасыщенного коллектора,

F(K_п)тек - текущие значение функции пористости,

minF(K_п) минимальное значение функции насыщения в нефтегазонасыщенном или газонасыщенном коллекторе,

F(Cl_гп) - текущее значение функции насыщения в газонасыщенном или нефтегазонасыщенном коллекторе,

max F(Cl_гп) - максимальное значение функции насыщения в газонасыщенном или нефтегазонасыщенном коллекторе,

К_нгтб - принятый коэффициент нефтегазонасыщенности для нефтегазонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

К_гтб - принятый коэффициент газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

где

F(Cl_вп) - значение функции насыщения, соответствующее водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

max F(Cl_гп) - максимальное значение функции насыщения, соответствующее газонасыщенным коллекторам,

F(Cl)тек - текущие значения для функций насыщения: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

maxК_нгтб×К_птб - принятое максимальное значение объемной нефтегазонасыщенности для нефтегазонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

maxК_гтб*К_птб - принятое максимальное значение объемной газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

при этом функцию насыщения по хлору для газонасыщенных и нефтегазонасыщенных коллекторов аппроксимируют прямой линией, перпендикулярной оси X в указанных декартовых координатах (X-Y).

2. Способ оценки фазового состояния углеводородов и их насыщения в пластах-коллекторах обсаженных газовых и нефтегазовых скважин по п. 1, отличающийся тем, что вычисление геологических параметров насыщения К_н и К_н×К_п в нефтяных скважинах с высокой минерализацией пластовых вод и с низким газовым фактором нефти производят по результатам измерений комплекса СНГК+2ННКт по формулам:

3. Способ оценки фазового состояния углеводородов и их насыщения в пластах-коллекторах обсаженных газовых и нефтегазовых скважин по п. 1, отличающийся тем, что вычисление геологических параметров насыщения К_г, К_г×К_п, К_нг, К_нг×К_п в газовых и нефтегазовых скважин с низкой минерализацией пластовых вод и с высоким газовым фактором нефти производят по результатам измерений комплекса СНГК+2ННКнт по формулам:

4. Способ оценки фазового состояния углеводородов и их насыщения в пластах-коллекторах обсаженных газовых и нефтегазовых скважин по п. 1, отличающийся тем, что вычисление геологических параметров насыщения К_г, К_г×К_п, К_нг, К_нг×К_п в нефтегазовых скважинах с высокой минерализацией пластовых вод и с высоким газовым фактором нефти производят по результатам измерений комплекса СНГК+2ННКнт по формулам:

а вычисление К_н и К_н×К_п производят по результатам измерений комплекса СНГК+2ННКт по формулам:

5. Способ оценки фазового состояния углеводородов и их насыщения в пластах-коллекторах обсаженных газовых и нефтегазовых скважин по п. 1, отличающийся тем, что в условиях газонаполненных скважин для вычисления геологических параметров насыщения К_г и К_г×К_п используют результаты измерений комплекса СНГК+2ННКнт:

6. Способ оценки фазового состояния углеводородов и их насыщения в пластах-коллекторах обсаженных газовых и нефтегазовых скважин по п. 1, отличающийся тем, что для вычисления геологических параметров насыщения пласта на разном удалении от стенки эксплуатационной колонны для исследования методом 2ННКт условно выделяют зоны по глубинности исследований - «ближняя зона» с радиусом исследований 10-15 см, «средняя зона» с радиусом исследований 15-30 см, где применяют метод 2ННКт + мягкая часть нейтронного гамма излучения СНГК, «дальняя зона» с радиусом исследований 30-50 см, где применяют метод 2ННКт + жесткая часть нейтронного гамма излучения СНГК, при этом за истинное насыщение коллектора принимают значения для «дальней зоны», а для исследования методом 2ННКнт условно выделяют радиусы исследований - «ближняя зона» 7-12 см, «средняя зона» 12-20 см, где применяют метод 2ННКнт + мягкая часть нейтронного гамма излучения СНГК, «дальняя зона» 20-30 см, где применяют метод 2ННКнт + жесткая часть нейтронного гамма излучения СНГК, при этом за истинное насыщение коллектора принимают значения для «дальней зоны».

7. Способ оценки фазового состояния углеводородов и их насыщения в пластах-коллекторах обсаженных газовых и нефтегазовых скважин по п. 1, отличающийся тем, что для анализа насыщения порового пространства коллектора углеводородами одновременно используют два диагностических признака, основанные на контрастном отличии нейтронных свойств углеводородов в жидком и газообразном состоянии - дефицит плотности и водородосодержания газообразной фазы относительно жидкой фазы и различном содержании хлора в нефтенасыщенных коллекторах и водонасыщенных коллекторах при высокой минерализации пластовых вод - хлорный каротаж.

8. Способ оценки фазового состояния углеводородов и их насыщения в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин по п. 1, отличающийся тем, что для анализа насыщения порового пространства коллектора углеводородами одновременно используют основные виды взаимодействия нейтронов с горными породами, вскрытыми скважиной, рассеивание нейтронов - ННКнт, поглощение нейтронов - ННКт, гамма-излучение радиационного захвата тепловых нейтронов - СНГК с использованием многозондовых измерительных установок типа 2ННКт+2ННКнт+2СНГК.