Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов



Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов
Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейронных методов

Владельцы патента RU 2692088:

Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные нефтегазовые технологии" (ООО "ИНГТ") (RU)
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" (ООО "Газпром добыча Ямбург") (RU)

Использование: для геофизических исследований нейтронными методами обсаженных нефтегазоконденсатных скважин (НГКС), а именно для оценки фазового состояния легких углеводородов в поровом пространстве коллекторов. Сущность изобретения заключается в том, что применяют нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННКнт) в комплексе с СНГК - спектрометрическим нейтронным гамма-каротажем, позволяющим определять фазовое состояние углеводородов в поровом пространстве коллекторов на разном радиальном удалении от стенки эксплуатационной колонны (ЭК) - «дальняя», «средняя», «ближняя», «скважина». По результатам измерения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКнт и спектральной интенсивности ГИРЗ метода СНГК в поровом пространстве коллектора производят вычисление функции пористости коллектора - функции насыщения «дальней» зоны , функции насыщения «средней» зоны F(Hcp), функции насыщения «ближней» зоны F(Hб), функции насыщения «скважина» F(Hc) и осуществляют построение на кросс-плотах зависимостей от F(Hcp) от F(Hб) от F(Hc) от с помощью которых осуществляют определение геологических параметров насыщения порового пространства на каждой заданной глубине коллектора: - коэффициента газонасыщенности, КОГн - коэффициента объемной газонасыщенности по прилагаемым формулам. Технический результат: расширение функциональных возможностей нейтронных методов и повышение информативности исследований. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, к области геофизических исследований нейтронными методами обсаженных нефтегазоконденсатных скважин (НГКС) и предназначено для оценки фазового состояния легких углеводородов в поровом пространстве коллекторов залежей нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ).

НГКМ характеризуются рядом особенностей, проявляющихся при разработке НГКМ в виде интенсивных фазовых превращений углеводородных смесей, которые приводят к значительному изменению состава и свойств углеводородных флюидов, насыщающих поровое пространство коллекторов [см. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М., «Недра», 1974, с. 224.].

Многопараметрические зависимости фазовых соотношений легких углеводородных флюидов и их физические свойства определяются в основном давлением и температурой в скважине.

Существуют месторождения природных углеводородов, обладающие значительными размерами залежи по вертикали, высокими пластовыми давлениями, сложным составом пластовой смеси. Вследствие большой протяженности по вертикали компонентный состав в них существенно изменяется по разрезу залежи. В пластах-коллекторах месторождений указанного типа флюид находится в термодинамическом состоянии, близком к предельно насыщенному, поэтому снижение давления в той части залежи, где находится смесь газа и конденсата, приводит к выпадению жидкого конденсата и блокированию выхода газа из дальней зоны коллектора в скважину.

Основные сложности и особенности разработки залежей НГКМ заключаются в совместном залегании в них нефти, газа и конденсата, находящегося в растворенном состоянии в пластовом газе, которые различаются по компонентному составу и физическим свойствам, и связаны с вторжением газа в поровое пространство коллектора с нефтью с последующим его прорывом к перфорированному интервалу, и с дальнейшим блокированием выхода нефти. Указанные особенности приводят к снижению пластовой энергии нефтегазовой залежи и существенному снижению КИН - коэффициента извлечения нефти [см. А.И. Брусиловский Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. - М.: «Грааль», 2002, 575 с.].

Актуальной задачей при разработке НГКМ наряду с оценкой фазового состояния и состава углеводородов в поровом пространстве коллекторов является выделение переходных зон межфлюидных контактов (газоводяного контакта - ГВК, газонефтяного контакта - ГНК).

Решение перечисленных выше задач в обсаженных скважинах возможно только с применением разноглубинных модификаций нейтронных методов измерения и контроля.

Известен способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин путем зондирования прискважинной зоны комплексом разноглубинных нейтронных методов 3СНГК+2ННКт [см. 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.].

Известен способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин [см. Патент РФ №2439622. Лысенков А.И., Лысенков В.А., Осипов А.Д. - №20101357221/28; заяв. 26.08.2010, опуб. 10.01.2012, Бюл. №1.] (Принят за прототип к заявленному способу).

В известном способе используют спектрометрический нейтронный гамма-каротаж и двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (СНГК+2ННКт), с помощью которых производят измерения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах метода 2ННКт, с последующим определением функции пористости как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКт:, вычисляют функцию хлора «жесткая» - спектральные интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, функцию хлора «мягкая» - спектральные интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ, вычисляют функцию с использованием интенсивностей потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКт, производят построение на кросс-плотах зависимостей от от от соответствующих водонасыщенным пластам - ВП, нефтенасыщенным пластам - НП и газонасыщенным пластам - ГП, вычисление функций массы хлора - , связанных с содержанием хлора в коллекторе, и осуществляют вычисление по формулам коэффициента нефтенасыщенности - по функции , коэффициента нефтенасыщенности - по функции , в условиях минерализованных пластовых вод, при этом функцию 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» вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт: , функцию хлора «мягкая» вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности гамма-излучения радиационного захвата нейтронов - ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт: .

Недостатками известных способов является то, что на показания метода нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - ННКт существенное влияние оказывают химические элементы, входящие в состав различных технических жидкостей, находящихся в скважинах (промывочная жидкость, жидкость глушения), и химические элементы с аномальными поглощающими свойствами, находящиеся в горных породах и в насыщающих их флюидах, обладающие высокими свойствами поглощения нейтронов, а также химические элементы с высокой гамма-активностью, возникающей при поглощении тепловых нейтронов, которые влияют на показания метода СНГК.

Перечисленные выше факторы искажают связь между истинными геологическими величинами насыщения порового пространства коллекторов легкими углеводородами и вычисляемыми параметрами по тепловым нейтронам, что снижает информативность и точность оценки состава углеводородов в поровом пространстве коллекторов обсаженных НГКС.

Техническим результатом, достигаемым применением заявленного способа оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов НГКМ комплексом нейтронных методов, является расширение функциональных возможностей нейтрон-нейтронного каротажа и повышение информативности исследований за счет применения нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам в комплексе с СНГК, позволяющим определять фазовое состояние углеводородов в поровом пространстве коллекторов на разном удалении от стенки колонны НГКС.

Указанный технический результат достигается тем, что способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов НГКМ комплексом нейтронных методов, включает измерение спектральной интенсивности гамма-излучения радиационного захвата нейтронов (ГИРЗ) спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК) в комплексе с измерением интенсивностей потоков нейтронов и на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа. Для этого применяют двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - 2ННКнт в комплексе с СНГК (2ННКнт+СНГК).

Для проведения исследований выделяют четыре зоны коллектора с разной глубиной радиального удаления от стенки эксплуатационной колонны скважины: «дальняя», «средняя», «ближняя», «скважина». По результатам измерения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов и на малом и большом зондах 2ННКнт и спектральной интенсивности ГИРЗ метода СНГК в поровом пространстве коллектора (коллектор) НГКМ производят вычисление функции пористости коллектора - как отношения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКнт: . Так же вычисляют функцию насыщения «дальней» зоны коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более 2,3 МэВ - к интенсивности потока надтепловых нейтронов большого зонда метода 2ННКнт - . Вычисляют функцию насыщения «средней» зоны коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более 2,3 МэВ - к интенсивности потока надтепловых нейтронов малого зонда - метода 2ННКнт - . Вычисляют функцию насыщения «ближней» зоны F(Hб) коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ - в области энергий более 0,05 МэВ - к интенсивности потока надтепловых нейтронов малого зонда - метода 2ННКнт - . Вычисляют функцию насыщения «скважина» как обратную величину произведения потоков надтепловых нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКнт - . Используя результаты вычислений, осуществляют построение на кросс-плотах зависимостей от , от , F(Hб) от , от в декартовых координатах (X, Y) в условных единицах, где по оси абсцисс X назначаются аналитические параметры функции пористости а по оси ординат Y - функции насыщения F(H). Следующим этапом аппроксимируют облако точек построенных зависимостей прямыми линиями, паралельными оси Y, позволяющими выделить на указанных кросс-плотах области, характеризующие насыщение порового пространства коллектора легкими углеводородами: газом , смесью газа и конденсата , конденсатом . Кроме этого, на основе результатов анализа экспериментальных работ, математического моделирования и скважинных исследований, точки с минимальными значениями насыщения F(Нн) аппроксимируют квадратичной функцией , определяющей область насыщения порового пространства коллектора нефтью или водой с низкой минерализацией, которые по нейтронным свойствам практически эквивалентны. Используя полученные данные, осуществляют определение геологических параметров насыщения порового пространства на каждой заданной глубине коллектора: - коэффициента газонасыщенности, - коэффициента объемной газонасыщенности. Это определение базируется на дефиците плотности коллекторов, насыщенных легкими углеводородами, относительно нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод, и одинаково для каждой группы кросс-плотов: от от F(Hб) от от . Указанные коэффициенты рассчитывают из соотношений:

где:

- максимальные значения функции пористости нефтенасыщенного или водонасыщенного коллектора с низкой минерализацией пластовых вод;

- текущее значение функции пористости коллектора;

- минимальное значение функции пористости коллектора, насыщенного чистым газом;

- текущее значение функции насыщения в газонасыщенном коллекторе: ;

- максимальное значение функции насыщения в газонасыщенном коллекторе: ;

- принятый коэффициент газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным;

F(Нн) - значение функции насыщения, соответствующее нефтенасыщенномуили водонасыщенному коллектору в точке текущих измерений: ;

- текущие значения для функций насыщения: ;

- принятое максимальное значение объемной газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным;

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

Оценку распределения насыщения порового пространства коллектора легкими углеводородами производят по четырем зонам коллектора с разной глубиной радиального удаления от стенки эксплуатационной колонны: «дальняя» зона - 30-40 см, «средняя» зона - 20-30 см, «ближняя» зона - 10-20 см, «скважина» - 5-10 см, путем сопоставления вычисленных значений и с ранжированием их по выделенным радиальным зонам. При ранжировании:

- коллектор считается насыщенным газом, если вычисленные геологические параметры и в «дальней» зоне коллектора имеют максимальные значения относительно геологических параметров нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод и увеличиваются при переходе по радиальным зонам, расположенным в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя», при этом, чем выше значения и , тем лучше фильтрационно-емкостные свойства коллектора;

- коллектор считается насыщенным смесью газа и конденсата, если вычисленные геологические параметры и в «дальней» зоне коллектора имеют средние значения относительно геологических параметров нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод и увеличиваются при переходе по радиальным зонам, расположенным в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя», при этом, чем выше величина средних значений и , тем лучше фильтрационно-емкостные свойства коллектора;

- коллектор считается насыщенным конденсатом, если вычисленные значения и в дальней зоне коллектора имеют незначительное превышение относительно геологических параметров нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод и увеличиваются при переходе по радиальным зонам, расположенным в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя», при этом чем выше величина значений и , тем лучше фильтрационно-емкостные свойства коллектора.

На фиг. 1 представлены результаты интерпретации по оценке фазового состояния и состава углеводородов в поровом пространстве коллекторов по скважине НГКМ.

На фиг. 2 представлены кросс-плот от с аппроксимацией облака точек построенных зависимостей с минимальными значениями функций насыщения F(Нн) квадратичной функцией , определяющей область насыщения порового пространства коллектора нефтью или водой с низкой минерализациейи (кривая 4), с ограничительными линиями областей кросс-плотного распределения точек от соответствующих различному насыщению порового пространства коллектора: газом (прямые 1-2), смесью газа и конденсата (прямые 2-3), конденсатом (прямые 3-4).

Отличительной особенностью заявленного способа является использование возможностей нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам, как более чувствительного к водородосодержанию горных пород и менее чувствительного к содержанию находящихся в горных породах и насыщающих их флюидах химических элементов с аномальными свойствами поглощения нейтронов [Резванов Р.А. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. М., Недра, 1982, 368 с.].

В основу применения комплекса нейтронных методов 2ННКнт+СНГК для диагностики фазового состояния углеводородов в поровом пространстве коллектора заложена высокая чувствительность показаний метода 2ННКнт к дефициту плотности и водородосодержанию коллекторов, содержащих легкие углеводороды (газ, смесь газа и конденсата, конденсат) относительно нефтенасыщенных или водонасыщенных с низкой минерализацией пластовых вод (при равной пористости).

Применение зондов различной длины и различных модификаций - 2ННКнт+СНГК позволяет обеспечить разноглубинность исследований с ранжированием углеводородов по фазовому состоянию в поровом пространстве коллекторов на различном удалении от стенки колонны.

При определении фазового состояния углеводородов используют отличительные особенности нейтронных свойств углеводородов, находящихся в жидком, смешанном и газообразном состоянии, по дефициту плотности и водородосодержания углеводородов, насыщающих поровое пространство коллекторов, относительно нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод при одинаковой пористости. Дефицит плотности и водородосодержания возрастает по мере изменения фазового состояния углеводородов в следующей последовательности: нефть, конденсат, смесь газа и конденсата, газ.

Наиболее чувствительным к дефициту плотности и водородосодержания является метод ННКнт, при этом на показания метода практически не сказывается наличие в окружающей среде химических элементов с аномальными свойствами поглощения нейтронов. Способ наиболее информативен в условиях низкой минерализации пластовых вод, что характерно для НГКМ Западной Сибири.

В способе одновременно используют следующие виды взаимодействия нейтронов с горными породами и насыщающими их флюидами: рассеивание надтепловых нейтронов, регистрируемое по методу - ННКнт, и гамма-излучение радиационного захвата тепловых нейтронов химических элементов, входящих в состав скелета горных пород и насыщающих их флюидов, определяющих спектральный состав регистрируемого гамма-излучения методом - СНГК. Указанные методы могут быть реализованы в одной зондовой установке в виде комплекса 2ННКнт+СНГК.

Суть способа.

Оценка фазового состояния углеводородов в поровом пространстве коллекторов обсаженных НГКС производится на основе зондирования прискважинной зоны коллекторов комплексом разноглубинных нейтронных методов 2ННКнт+СНГК и вычислении аналитических параметров нейтронных методов, тесно связанных с характером насыщения порового пространства коллектора, через дефицит плотности и водородосодержания коллекторов, содержащих легкие углеводороды относительно нефтенасыщенных или водонасыщенных с низкой минерализацией пластовых вод при одной и той же пористости.

Показания любых методов и модификаций нейтронного каротажа (ННКнт, СНГК) в основном зависят от общего объемного водородосодержания порового пространства коллектора .

В поровом пространстве коллекторов с изменяющимся фазовым состоянием углеводородов концентрация водорода в флюидах уменьшается в следующей последовательности: нефть или вода низкой минерализации, конденсат, смесь газа и конденсата, газ. В первом приближении плотность пластового флюида напрямую связанна с его водородосодержанием и меняется от большего к меньшему в следующей последовательности: нефть 0.6-0,95 г/см3, конденсат 0,6-0,2, г/см3, смесь газа и конденсата 0,1-0,03 г/см3, газ 0.04-0.005 г/см3. В этом случае плотность ядер водорода в жидком состоянии примерно в 100-200 раз превышает ядерную плотность водорода в газообразном при давлениях в залежи не более 350 атм и температуре не более 100°C и изменяется в первом приближении пропорционально плотности углеводородного флюида.

Влиянием водородосодержания газа на показания нейтронных методов в этом диапазоне термобарических условий практически можно пренебречь и в этом случае показания зондов нейтронных методов в газонасыщенных коллекторах будут характеризоваться высокими значениями, превышающими показания в плотных породах с низкой пористостью, при этом показания в коллекторах, с такой же пористостью и насыщенных жидкими углеводородами, будут характеризоваться предельно низкими значенями.

Общее водородосодержание породы в первом приближении полностью определяется жидким углеводородным флюидом в поровом пространстве коллектора W, равным:

Здесь и ниже (коэффициент пористости) выражается в %; - в долях единицы, a W - в %. Водородосодержание среды линейно и в равной степени возрастает при увеличении - или уменьшении газонасыщенности .

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

В этом отношении газонасыщенные коллектора принципиально отличаются от коллекторов, насыщенных жидкими углеводородными флюидами, где влияние водорода на показания НК определяется одним геологическим параметром - пористостью , которая формирует общее водородосодержание коллектора , здесь .

Газонасыщенные коллектора в водонаполненных скважинах характеризуются одновременно двумя параметрами: дефицит водородосодержания - W (основной) и дефицит плотности - Р (слабый). Рост газонасыщения усиливает оба дефицита, что всегда приводит к возрастанию скоростей счета зондов 2ННКнт, СНГК и носят заинверсионный характер.

Зависимости показаний зондов 2ННКнт в газонасыщенных коллекторах имеют доинверсный характер вне зависимости от фазового состояния углеводородного флюида, заполняющего поровое пространство коллектора. С ростом водородосодержания W и плотности Р показания зондов уменьшаются. В то время как показания зонда СНГК практически всегда носят заинверсионный характер.

При этом в независимости от заполнения скважины газом или водой функция пористости будет монотонно увеличиваться с увеличением водородосодержания флюида, заполняющего поровое пространство коллектора.

Разноглубинность исследований прискважинной зоны (удаление от стенки обсадной колонны) обеспечивается возможностью разных нейтронных методов, применяемых в комплексе. Малой глубинностью исследований, при прочих равных условиях, обладает малый зонд метода ННКнт, большей - большой зонд ННКнт и наиболее глубинным является зонд СНГК. В методе СНГК глубинность исследований растет с увеличением энергетического порога регистрации гамма-излучения радиационного захвата надтепловых нейтронов. Отсюда следует, что глубинность исследований применяемых нейтронных методов СНГК+2ННКнт определяется средними значениями глубинностей исследований зондов и порога энергий регистрируемых интенсивностей гамма-излучения радиационного захвата надтепловых нейтронов, при этом радиус исследований при регистрации потока гамма-излучения с энергией более 0,05 МэВ меньше, чем при регистрации потока ГИРЗ с энергией выше 2.3 МэВ (выше энергии излучения ГИРЗ водорода).

При реализации способа производят измерение спектральной интенсивности ГИРЗ спектрометрического нейтронного гамма-каротажа - СНГК в комплексе с измерением интенсивностей потоков нейтронов и на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам в поровом пространстве коллекторов обсаженных НГКС. Для исследования на разных, заранее заданных глубинах каждого коллектора выделяют четыре зоны, радиально удаленные от стенки эксплуатационной колонны скважины в следующем порядке: «дальняя», «средняя», «ближняя», «скважина».

Для каждой зоны производят вычисление функции пористости как отношения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКнт: , вычисляют функцию насыщения «дальней» зоны коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более 2,3 МэВ - к интенсивности потока надтепловых нейтронов большого зонда метода 2ННКнт - , вычисляют функцию насыщения «средней зоны» коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более 2,3 МэВ - к интенсивности потока надтепловых нейтронов малого зонда - метода 2ННКнт - , вычисляют функцию насыщения «ближней зоны» коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более 0,05 МэВ - к интенсивности потока надтепловых нейтронов малого зонда - метода 2ННКнт - , вычисляют функцию насыщения «скважина» как обратную величину произведения потоков надтепловых нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКнт - .

Используя результаты вычислений, осуществляют построение на кросс-плотах от от F(Hб) от от зависимостей в декартовых координатах (X, Y) в услов. ед., где по оси абсцисс X назначаются аналитические параметры функции пористости , а по оси ординат Y - функции насыщения F(H), и аппроксимируют облако точек построенных зависимостей прямыми линиями, паралельными оси Y, позволяющими выделить на указанных кросс-плотах области, характеризующие насыщение порового пространства коллектора газом , смесью газа и конденсата , конденсатом , кроме того, аппроксимируют облако точек построенных зависимостей с минимальными значениями функций насыщения F(Нн) квадратичной функцией , определяющей область насыщения порового пространства коллектора нефтью или водой с низкой минерализацией.

Осуществляют по формулам 1 и 2 определение геологических параметров насыщения порового пространства коллектора - коэффициента газонасыщенности, - коэффициента объемной газонасыщенности, которое базируется на дефиците плотности и водородосодержания пластов-коллекторов, насыщенных легкими углеводородами, относительно нефтенасыщенных или водонасыщенных с низкой минерализацией пластовых вод, одинаково для каждой группы кросс-плотов: от от F(Hб) от от .

Вычисления и - геологических параметров насыщения пласта производят на разном удалении от стенки колонны, при этом условно выделяют 4 зоны коллектора, радиально удаленные от стенки эксплуатационной колонны: «дальняя» зона - 30-40 см, «средняя зона» - 20-30 см, «ближняя зона» - 10-20 см, «скважина» - 5-10 см.

Производят определение насыщения порового пространства коллектора легкими углеводородными флюидами путем сопоставления вычисленных значений и по глубинности исследований от стенки колонны с ранжированием их по выделенным радиальным зонам, при этом

- коллектор считается насыщенным газом, если вычисленные значения и увеличиваются по радиальным зонам в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя» и достигают максимального значения в дальней зоне, относительно показаний для нефтенасыщенных или водонасыщенных с низкой минерализацией пластовых вод,

- коллектор считается насыщенным смесью газа и конденсата, если вычисленные значения и увеличиваются по радиальным зонам в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя» и достигают среднего значения в «дальней» зоне, относительно показаний для нефтенасыщенных или водонасыщенных с низкой минерализацией пластовых вод,

- коллектор считается насыщеннным конденсатом, если вычисленные значения и в «дальней» зоне коллектора имеют незначительное превышение относительно геологических параметров нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод и увеличиваются по радиальным зонам в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя», при этом, чем выше величина значений и , тем лучше фильтрационно-емкостные свойства коллектора.

Определение областей насыщения порового пространства коллектора углеводородами: нефть, конденсат, смесь газа и конденсата, газ производится путем проведения на кросс-плотах от от F(Hб) от от ограничительных прямых линий параллельных оси Y, соответствующих разному заполнению порового пространства углеводородными флюидами с учетом положения точек по оси , при этом крайние левые точки на кросс-плотах будут соответствовать насыщению коллектора «чистым» газом, крайние правые точки будут соответствовать насыщению «чистым» конденсатом или нефтью, при этом точки, соответствующие насыщению порового пространства коллектора газом, будут находится в области значений от до , смесью газа и конденсата - от , до , конденсатом - от до (зависимости выведены экспериментальным путем).

Нефтенасыщенные коллектора будут характеризоваться минимальными значениями функции насыщения F(H), при этом функции насыщения нефтенасыщенных (водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод) или их геологических эквивалентов глин и глинистых пород F(Нн) вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью точек указанного кросс-плота (X-Y) с минимальными значениями функции насыщения F(H) (кривая 4), (фиг. 2).

На кросс-плоте (фиг. 2) указаны ограничительные прямые линии, параллельные оси Y, аппроксимирующие облако кросс-плотного распределения точек, соответствующих различному насыщению порового пространства коллектора: газом (прямые 1-2), смесью газа и конденсата (прямые 2-3), конденсатом (3-4).

Область распределения точек на кросс-плоте между прямыми 1-2 соответствует интервалу коллектора, насыщенного газом, область распределения точек на кросс-плоте между прямыми 2-3 соответствует интервалу коллектора, насыщенного смесью газа и конденсата, область распределения точек на кросс-плоте между прямыми 3-4 соответствует интервалу коллектора, насыщенного конденсатом.

Значения функции насыщения F(Нн), аппроксимированные кривой 4, соответствуют интервалу нефтенасыщенных коллекторов или коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод.

На прилагаемых фигурах 1 и 2 указанные распределения обозначены стрелками, которые определяют интервалы коллектора, насыщенные газом, смесью газа и конденсата, конденсатом.

Все математические расчеты, необходимые для получения конечных результатов, заложены в алгоритмах программ обработки и интерпретации, реализуемых в комплексе СНГК+2ННКнт.

1. Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейтронных методов, включающий измерение спектральной интенсивности ГИРЗ - гамма-излучение радиационного захвата нейтронов спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК) в комплексе с измерением интенсивностей потоков нейтронов Jмз и Jбз на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа, в качестве которого применяют двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - 2ННКнт в комплексе с СНГК, при этом для исследования выделяют четыре зоны коллектора с разной глубиной радиального удаления от стенки эксплуатационной колонны скважины: «дальняя», «средняя», «ближняя», «скважина», и по результатам измерения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов Jмз и Jбз на малом и большом зондах 2ННКнт и спектральной интенсивности ГИРЗ метода СНГК в поровом пространстве коллектора нефтегазоконденсатного месторождения производят вычисление функции пористости как отношения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах вычисляют функцию насыщения «дальней» зоны коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более к интенсивности потока надтепловых нейтронов большого зонда Jбз метода вычисляют функцию насыщения «средней» зоны F(Hcp) коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более к интенсивности потока надтепловых нейтронов малого зонда - Jмз метода вычисляют функцию насыщения «ближней» зоны F(Hб) коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более к интенсивности потока надтепловых нейтронов малого зонда - Jмз метода вычисляют функцию насыщения «скважина» F(Hc) как обратную величину произведения потоков надтепловых нейтронов на большом и малом зондах метода осуществляют построение на кросс-плотах зависимостей от F(Hcp) от F(Hб) от F(Hс) от в декартовых координатах (X, Y) в услов. ед., где по оси абсцисс X назначаются аналитические параметры функции пористости а по оси ординат Y - функции насыщения F(H), и аппроксимируют облако точек построенных зависимостей прямыми линиями, паралельными оси Y, позволяющими выделить на указанных кросс-плотах области, характеризующие насыщение порового пространства коллектора легкими углеводородами: газом F(Hг), смесью газа и конденсата F(Hгк), конденсатом F(Hк), кроме того, аппроксимируют облако точек построенных зависимостей с минимальными значениями функций насыщения F(Hн) квадратичной функцией определяющей область насыщения порового пространства коллектора нефтью или водой с низкой минерализацией, осуществляют определение геологических параметров насыщения порового пространства коллектора - коэффициента газонасыщенности, КОГн - коэффициента объемной газонасыщенности, которое основано на дефиците плотности коллекторов, насыщенных легкими углеводородами, относительно нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод, одинаково для каждой группы кросс-плотов: от F(Hcp) от F(Hб) от F(Hс) от из расчета:

где - коэффициент газонасыщенности,

КОГн - коэффициент объемной газонасыщенности,

- максимальные значения функции пористости нефтенасыщенного или водонасыщенного коллектора с низкой минерализацией пластовых вод,

- текущее значение функции пористости,

- минимальное значение функции пористости коллектора, насыщенного чистым газом,

- текущее значение функции насыщения в газонасыщенном коллекторе: F(Hcp), F(Hб), F(Hc),

- максимальное значение функции насыщения в газонасыщенном коллекторе: F(Hcp), F(Hб), F(Hc),

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

F(Hн) - значение функции насыщения, соответствующее нефтенасыщенным или водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Hcp), F(Hб), F(Hc),

- текущие значения для функций насыщения: F(Hcp), F(Hб), F(Hc),

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

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

2. Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов обсаженных скважин нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейтронных методов по п. 1, отличающийся тем, что оценку распределения насыщения порового пространства коллектора легкими углеводородами производят по четырем зонам коллектора с разной глубиной радиального удаления от стенки эксплуатационной колонны скважины: «дальняя» зона - 30-40 см, «средняя» зона - 20-30 см, «ближняя» зона - 10-20 см, «скважина» - 5-10 см.

3. Способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов обсаженных скважин нефтегазоконденсатных месторождений комплексом нейтронных методов по п. 1 и 2, отличающийся тем, что производят определение насыщения порового пространства коллектора легкими углеводородами путем сопоставления вычисленных значений и КОГн с ранжированием их по выделенным радиально удаленным зонам от стенки эксплуатационной колонны, при этом:

- коллектор считается насыщенным газом, если вычисленные геологические параметры и КОГн в «дальней» зоне коллектора имеют максимальные значения относительно геологических параметров нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод и увеличиваются при переходе по радиальным зонам, расположенным в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя», при этом, чем выше величина значений и КОГн, тем лучше фильтрационно-емкостные свойства коллектора,

- коллектор считается насыщенным смесью газа и конденсата, если вычисленные геологические параметры и КОГн в «дальней» зоне коллектора имеют средние значения относительно геологических параметров нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод и увеличиваются при переходе по радиальным зонам, расположенным в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя», при этом, чем выше величина средних значений и КОГн, тем лучше фильтрационно-емкостные свойства коллектора,

- коллектор считается насыщенным конденсатом, если вычисленные значения и КОГн в «дальней» зоне коллектора имеют незначительное превышение относительно геологических параметров нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод и увеличиваются при переходе по радиальным зонам, расположенным в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя», при этом, чем выше величина значений и КОГн, тем лучше фильтрационно-емкостные свойства коллектора.



 

Похожие патенты:

Использование: для определения параметров насыщения углеводородами пластов-коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют измерение спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа в комплексе с измерением интенсивностей потоков нейтронов и в области более 500 кэВ на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам, вычисляют функции пористости функции насыщения «дальней зоны» вычисляют функци насыщения «ближней зоны» вычисляют функции насыщения «скважина» с построением на кросс-плотах от зависимостей, по которым вычисляют функции насыщения, соответствующие водонасыщенным пластам - нефтенасыщенным пластам - и газонасыщенным пластам - используемых для вычисления коэффициентов нефтенасыщенности, нефтегазонасыщенности, газонасыщенности, объемной нефтенасыщенности, объемной нефтегазонасыщенности и объемной газонасыщенности.

Использование: для импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. Сущность изобретения заключается в том, что облучают породу импульсным потоком быстрых нейтронов, регистрируют временные распределения потоков тепловых и эпитепловых нейтронов, регистрируют заряд, образованный по крайней мере в одном детекторе тепловых нейтронов потоком падающих на него нейтронов с момента начала нейтронного импульса и до начала следующего нейтронного импульса, дополнительно обеспечивая тем самым регистрацию временного распределения заряда, вызванного быстрыми нейтронами, а также регистрацию временных распределений потоков эпитепловых и тепловых нейтронов при частоте следования регистрируемых событий, приводящей к просчетам в счетном режиме регистрации, сохраняют полученное временное распределение заряда, повторяют процесс регистрации для N≥1 нейтронных импульсов, при этом каждое последующее временное распределение заряда суммируют с сохраненным, сравнивают полученное временное распределение с набором временных распределений из базы данных, заранее рассчитанных для скважинного прибора при различных влажности горной породы, параметрах скважины, промывочной жидкости и аттестованных путем измерения временных распределений заряда данным способом на геофизических моделях горных пород, в базе данных находят временное распределение, соответствующее по критериями сравнения зарегистрированному временному распределению, влажность горной породы, параметры скважины, промывочной жидкости считают совпадающими с влажностью горной породы, параметрами скважины и промывочной жидкости, использованными при расчете временного распределения, соответствующего зарегистрированному временному распределению.

Изобретение относится к средствам измерения в скважине, и может быть использовано для обеспечения нейтронных измерений в радиальном направлении. В частности, предложено устройство для осуществления пространственно-направленных измерений формации радиально на 360° вокруг ствола скважины для использования в направленном бурении, содержащее: кожух, характеризующийся размерами для размещения в стволе скважины, а также наличием продольной оси вращения; неэкранированный источник нейтронов, расположенный внутри кожуха; и основанный на использовании нейтронов неэкранированный детектор, указанный неэкранированный детектор, основанный на использовании нейтронов, расположен со смещением от и ассиметрично вдоль продольной оси вращения кожуха относительно источника нейтронов.

Изобретение относится к средствам измерения в скважине, и может быть использовано для обеспечения нейтронных измерений в радиальном направлении. В частности, предложено устройство для осуществления пространственно-направленных измерений формации радиально на 360° вокруг ствола скважины для использования в направленном бурении, содержащее: кожух, характеризующийся размерами для размещения в стволе скважины, а также наличием продольной оси вращения; неэкранированный источник нейтронов, расположенный внутри кожуха; и основанный на использовании нейтронов неэкранированный детектор, указанный неэкранированный детектор, основанный на использовании нейтронов, расположен со смещением от и ассиметрично вдоль продольной оси вращения кожуха относительно источника нейтронов.

Использование: для геофизических исследований нефтегазовых скважин методами ядерного каротажа. Сущность изобретения заключается в том, что комплексная спектрометрическая аппаратура (КСА) нейтронного каротажа выполнена на базе стационарного нейтронного источника.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей технике и может быть использовано для диагностики состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин. Техническим результатом, получаемым от применения изобретения, является расширение аналитических возможностей известных нейтронных способов.

Использование: для диагностики прискважинных зон пластов-коллекторов. Сущность изобретения заключается в том, что аппаратура нейтронного каротажа включает установленные в охранном кожухе по его оси общий источник нейтронов, два детектора гамма-излучения радиационного захвата тепловых нейтронов спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК), два детектора тепловых нейтронов, формирующие малый и большой зонды нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННКт), и дополнительно содержит два детектора надтепловых нейтронов, формирующие малый и большой зонды нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (ННКнт), детекторы СНГК разделены между собой свинцовым экраном и помещены в общий экран-конвертор из кадмия, а детекторы зондов ННКнт помещены в кадмиевые экраны и отделены от детекторов зондов ННКт экранами из полиамида, и зазоры между экранами пропитаны высокотемпературным силиконовым герметиком, при этом все зонды СНГК, ННКт и ННКнт расположены по одну сторону от источника нейтронов.

Использование: для определения характера насыщения и элементного состава горных пород и насыщающих их флюидов нейтронными методами. Сущность изобретения заключается в том, что аппаратура содержит импульсный генератор нейтронов, зонды импульсного нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ИННКт) и зонды импульсного нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (ИННКнт), которые расположены по одну сторону от импульсного генератора нейтронов, при этом аппаратура дополнительно содержит спектрометрический зонд гамма-излучения радиационного захвата тепловых нейтронов (ИНГК-С) с детектором, помещенным в борный экран и защищенным свинцовым экраном от сопутствующего гамма-излучения, и расположенный с обратной стороны от генератора нейтронов и удаленный от него спектрометрический зонд гамма-активности (НАК), регистрирующий спектральное распределение наведенной гамма-активности от химических элементов, входящих в состав горных пород и насыщающих их флюидов.

Использование: для диагностики прискважинной зоны коллекторов с целью оценки их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и степени подвижности углеводородов комплексом разноглубинных нейтронных методов на этапе строительства нефтегазовых скважин.

Изобретение относится к проведению гидравлического разрыва пласта (ГРП) и может быть применено для определения ориентации трещины в горизонтальном стволе скважины, полученной в результате ГРП.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2018-07-09 2019-06-21T07:00:05
Наверх