Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин

Использование: для определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин. Сущность заключается в том, что способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин содержит определение коэффициента пористости (K_n) исследуемого пласта с использованием 2ННКт, вычисление функции пористости F(K_n) - как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах метода 2ННКт, вычисление функции хлора «жесткая» F(Cl_ж) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, 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_n), F(Cl_м) от F(K_n), F(Cl_ннк) от F(K_n) зависимостей, соответствующих водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП), вычисление функции массы хлора - F[М(Cl_ж)], F[М(Cl_м)], F[М(Cl_ннк)], связанных с содержанием хлора в коллекторе, и вычисление по приведенным формулам коэффициентов нефтенасыщенности и газонасыщенности. Технический результат: расширение области применения и повышение информативности определения сложного состава углеводородов в пластах нефтегазовых скважин. 11 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для определения нейтронными методами состава углеводородов в пластах-коллекторах эксплуатационных обсаженных скважин.

Известен каротажный прибор для определения содержания водорода и хлора в геологической формации, который содержит источник нейтронов для облучения формации, окружающей скважину. Два детектора расположены в корпусе каротажного прибора на некотором расстоянии друг от друга в вертикальном направлении. Каждый детектор обнаруживает гамма-излучение во всем спектре энергии гама-излучения. Окна в этом спектре задаются для разделения двух разных диапазонов энергии, что позволяет формировать четыре независимых набора сигналов, два набора для каждого детектора. Один набор сигналов указывает на содержание водорода и не связан с содержанием хлора в облученной формации. Второй набор сигналов указывает на содержание водорода и хлора в облученной формации. Сравнивая наборы сигналов в двух пропорциональных диапазонах энергии, можно получить каротажную диаграмму, позволяющую определить наличие или отсутствие углеводорода в формации (WO №3023454, пр. 20.03.2002, PCT/US02/08606 // Изобретения стран мира. - 2004. - Вып.86, №3).

Недостаток способа, используемого при работе известного каротажного прибора, заключается в невысокой информативности измерений и ограниченной области применения. Способ работоспособен при одинаковой плотности флюидов (нефть, вода) в поровом пространстве коллекторов. Изменение плотности углеводородных флюидов от газа (0,001-0,02 г/см) до нефти (0,8-1,0 г/см) приводит к увеличению спектральных интенсивностей гамма-излучения, в результате показаний прибора газоносные пласты будут квалифицироваться как водоносные.

Известен способ спектрометрического нейтронного гамма-каротажа по хлору (СНГК-Сl), позволяющий расчленить геологический разрез по нефтенасыщенности в зависимости от содержания в пластах-коллекторах радиационно-активного химического элемента - хлора (Cl), обладающего аномальными свойствами по поглощению тепловых нейтронов и излучению ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов), отсутствующего в нефти и содержащегося в пластовой воде (Лысенков А.И. Хлорный каротаж на базе стационарных нейтронных источников // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2006. - Вып.7-8 (148-149). - С.109-128).

Основа применения СНГК состоит в том, что спектры ГИРЗ индивидуальны для каждого элемента и при достаточно разрешающей способности спектрометров, а также при выборе подходящей схемы спектральной регистрации допускают определение исследуемого элемента. Один из вариантов СНГК - хлорный каротаж (СНГК-Cl) предполагает регистрацию ГИРЗ в области линии водорода 2,2 МэВ и области 2,3-8 МэВ, содержащий линии хлора (Денисов С.В., Еникеев В.Н. и др. Достижения в методах и средствах проведения каротажа // Обзор. информ. Сер.: «Геология, геофизика и разработка нефт. месторождений» / Обзор по материалам 25SPWA и фирм Gearhart и Dresser Atlas (США). - М., ВГИИОЭНГ, 1988 - С.22-25). Лысенков А.И. и др. Результаты опробования спектрометрического нейтронного гамма-каротажа по хлору в обсаженных скважинах Казахстана // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2005. Вып.7 (134). - С.144-150).

В пластовых водах хлор - доминирующий химический элемент. При известной из промысловых данных минерализации пластовой воды по хлору, дефицит хлора в пласте-коллекторе, вычисленный по «хлорному каротажу», свидетельствует о нефтенасыщенности пласта, так как нефть не содержит хлора.

Газоносные и газоконденсатные пласты характеризуются повышенным содержанием хлора, так как дефицит плотности и водородосодержания в этих пластах приводит к увеличению спектральных интенсивностей ГИРЗ по сравнению с водоносными и нефтеносными пластами.

Наряду с характером насыщения на функцию хлора F(Cl) существенно играет пористость. Известный метод не учитывает влияние коэффициента пористости, что снижает точность измерений.

Известна аппаратура СПРК (спектрометрический прибор радиоактивного каротажа), в которой реализованы - спектрометрическая модификация метода НГК (нейтронный гамма-каротаж) на хлор - СНГК-Cl, а также метод 2ННКт - двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (Лысенков А.И. Хлорный каротаж на базе стационарных нейтронных источников // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2006. Вып.7-8 (148-149). - С.109-128). Прибор позволяет определить массовое содержание хлористого натрия М(Cl) в пластовой воде, которое отражает водонасыщенную пористость в нефтеносном коллекторе, и коэффициент пористости, определяемый по результатам 2ННКт, через которые вычисляется коэффициент нефтенасыщенности.

В качестве аналитических параметров, отражающих содержание хлора, в аппаратуре используются комплексные функционалы F(Ck), включающие распределение интенсивности потоков ГИРЗ в различных энергетических областях и интенсивности потоков тепловых нейтронов на двух зондах. Функционалы подобраны из расчета минимальной чувствительности к влиянию мешающих факторов (заполнение скважины и заколонного пространства, эксцентриситет колонны и т.д.) и максимального влияния содержания хлора (Лысенков А.И. Хлорный каротаж на базе стационарных нейтронных источников // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2006. Вып.7-8 (148-149). - С.109-128).

Зависимости двух типов функционалов F(Cl) (функции хлора) от функции пористости F(K_n) представляют собой отношение потоков нейтронов малого к большому зонду, нормированных на показаниях в пресной воде: функция хлора «жесткая» F(Cl_ж), функция хлора «мягкая» F(Сl_м). Отличие заключается в том, что в первом случае используется диапазон энергий более 2.3 МэВ, во втором - менее 2.3 МэВ, т.е. включает в себя энергетические линии фотопиков водорода.

Наряду с характером насыщения на зависимость F(Cl)=f[F(Cl)] cyщественно играет пористость. Для исключения влияния пористости для нефтеносных пластов в первом приближении функцию Р(Сl_нn) вычисляют следующим образом:

где: F(Cl_нn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта;

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

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

Функция, связанная с содержанием хлора в коллекторе, обозначается функцией массы хлора - F[M(Cl)].

где: F(Сl_нn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта;

F(Cl_тек)=F(Cl)-F(K_n) - текущее значение функции хлора.

Величина коэффициента нефтенасыщенности К_н (при К_н=100%) в нефтеносном пласте рассчитывается следующим образом:

где: F(Cl_нn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта;

F(Cl_тек) - текущее значение функции хлора;

F(Cl_вn) - функция хлора водонасыщенного пласта.

К_н нефтенасыщенного пласта в среднем составляет 70%, поэтому текущее значение К_н вычисляется следующим образом:

где: параметр (F(Cl_вn)-F(Сl_нn))0,3 в первом приближении учитывает коэффициент нефтенасыщенности нефтенасыщенного пласта и «хлорный эффект», связанный с отличием ядерно-физических свойств пресной воды и нефти.

Таким образом, известный способ определения состава углеводородов в пластах нефтегазовых скважин по содержанию хлористого натрия - М(Cl) в пластовой воде включает вычисление зависимостей двух типов функционалов F(Cl) (функции хлора), представляющих собой отношение потоков интенсивности нейтронов, измеряемых малым зондом и большим зондом, нормированных на показаниях в пресной воде: функция хлора «жесткая» F(Сl_ж) с использованием диапазона энергий более 2,3 МэВ, функция хлора «мягкая» F(Сl_м) с использованием диапазона энергии менее 2,3 МэВ, определение коэффициента пористости методом двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт). Затем на кросс-плотах F(Сl_ж) от F(K_n), F(Сl_м) от F(K_n), F(Сl_ннк) от F(K_n) строят зависимости, соответствующие водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщеннм пластам (ГП). Вычисляют функции массы хлора - F[М(Сl_ж)], F[М(Сl_м)], F[М(Сl_ннк)], связанные с содержанием хлора в коллекторе (условные единицы).

По формулам (3-4)определяют коэффициенты нефтенасыщенности К_н.

Известный метод характеризуется недостаточной информативностью при определении сложного состава насыщающих пластов-коллекторов, так как он применим для двухкомпонентных сред по составу коллекторов, типа: нефть-минерализованная вода, что ограничивает область применения способа.

Задачей заявляемого способа является расширение области применения и повышение информативности определения сложного состава углеводородов (трехкомпонентных сред, типа: вода-нефть-газ) в пластах нефтегазовых скважин.

Поставленная задача решается тем, что в способе определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин, содержащем определение коэффициента пористости (К_n) исследуемого пласта с использованием двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт), вычисление функции пористости F(K_n) - как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах методом 2ННКт, вычисление функции хлора «жесткая» F(Cl_ж) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, функции хлора «мягкая» F(Сl_м) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ методом СНГК-Cl, вычисление функции F(Сl_ннк) с использованием интенсивностей потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах методом 2ННКт, построение на кросс-плотах F(Сl_ж) от F(K_n), F(Сl_м) от F(K_n), F(Сl_ннк) от F(K_n) зависимостей, соответствующих водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП), вычисление функции массы хлора - F[М(Сl_ж)], F[M(Cl_м)], F[M(Cl_ннк)], связанных с содержанием хлора в коллекторе, и вычисление по формулам коэффициента нефтенасыщенности К_н - по функции F(Сl_ж), коэффициента нефтенасыщенности К_н - по функции F(Сl_м) в условиях минерализованных пластовых вод,

где: К_н - коэффициент нефтенасыщенности, в процентах,

F(Cl_нn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, в условных единицах,

F(Cl_тек) - текущее значение функции хлора, в условных единицах,

F(Cl_вn) - функция хлора водонасыщенного пласта, в условных единицах,

согласно изобретению, функцию F(Сl_ннк) вычисляют как обратную величину произведения потоков нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКт:

где: F(Сl_ннк) - функция хлора, в условных единицах,

J_мз - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, в условных единицах,

J_бз - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, в условных единицах,

функцию хлора «жесткая» F(Сl_ж) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов:

где: J_ж - спектральная интенсивность ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, в условных единицах,

J_мз - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, в условных единицах,

J_бз - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, в условных единицах,

функцию хлора «мягкая» F(Сl_м) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов:

где: J_м - спектральная интенсивность ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ, в условных единицах,

J_мз - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, в условных единицах,

J_бз - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, в условных единицах,

а коэффициент газонасыщенности вычисляют по формуле:

где: К_г - коэффициент газонасыщенности, в процентах,

F(K_n.гn) - функция пористости газонасыщенного пласта, в условных единицах,

F(K_{n. вn}) - функция пористости водонасыщенного пласта, в условных единицах,

F(K_n.тек) - текущее значение функции пористости, в условных единицах,

в случае насыщения пласта пресными пластовыми водами коэффициент нефтенасыщенности определяют по формуле:

,

где: К_н - коэффициент нефтенасыщенности, в процентах,

F(Cl_нn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, в условных единицах,

Р(Сl_тек) - текущее значение функции хлора, в условных единицах,

F(Cl_вn) - функция хлора водонасыщенного пласта, в условных единицах.

На фиг.1 приведен кросс-плот определения характера насыщения (состава) коллекторов в условиях минерализованных вод.

На фиг.2 приведен кросс-плот определения коэффициента нефтенасыщенности в условиях пресных вод.

На фиг.3 приведен кросс-плот определения состава углеводородов в сложном коллекторе в условиях пресных пластовых вод.

На фиг.4 приведен пример определения характера насыщения и фракционного состава углеводородов в коллекторах по комплексу СНГК-Сl и 2ННКт: К_n - полученного методом 2ННКт, интенсивности ГК, величин М(Сl_ж), М(Сl_м), М(Сl_ннк), рассчитанных по кросс-плотам, и коэффициента нефтенасыщенности К_н - по функции F(Сl_ж), коэффициента нефтенасыщенности К_н - по функции F(Сl_м), рассчитанных по формулам (5, 10).

На фиг.5, 6, 7 представлены примеры кросс-плотов F(Сl_ж) от F(K_n), F(Cl_м) от F(K_n), F(Cl_ннк) от F(K_n), зависимостей, соответствующих водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП).

На фиг.8 приведен пример определения характера насыщения и фракционного состава углеводородов в коллекторах по комплексу СНГК-Cl и 2ННКт.

На фиг.9, 10, 11 представлен пример определения состава нефти «легкая нефть - тяжелая нефть» в коллекторе по комплексу СНГК-Cl и 2ННКт.

Суть заявляемого способа.

По методу 2ННКт определяют коэффициент пористости К_п, в процентном содержании (%), рассчитывают функцию пористости F(K_n) в условных единицах (у.е.). При этом, функцию пористости определяют как отношение интенсивностей потоков на малом и большом зондах метода 2ННКт соответственно в условных единицах: .

По методу СНГК-Cl рассчитывают: функцию хлора «жесткая» F(Cl_ж) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, функцию хлора «мягкая» F(Cl_м) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ и функцию F(Сl_ннк), в условных единицах (у.е.). При этом, функцию хлора «жесткая» определяют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов, в условных единицах: ;

функцию хлора «мягкая» определяют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов, в условных единицах: ;

функцию F(Cl_ннк) определяют как обратную величину произведения потоков нейтронов на большом и малом зондах, в условных единицах: .

Указанные соотношения выведены экспериментальным путем и являются наиболее оптимальными.

Строят кросс-плоты F(Сl_ж) от F(К_n), F(Сl_м) от F(K_n), F(Сl_ннк) от F(K_n), зависимостей, соответствующих водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП) (фиг.5, 6, 7).

Вычисляют по этим кросс-плотам функции массы хлора - F[М(Сl_ж)], F[M(Cl_м)], F[M(Cl_ннк)], связанные с содержанием хлора в коллекторе (у.е.).

Для исключения влияния пористости для нефтенасыщенных пластов в первом приближении функцию F(Cl_нn) вычисляют следующим образом:

F(Cl_нn)=a·F(K_n)²±b·F(K_n),

где: F(Cl_нn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта;

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

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

Функция, связанная с содержанием хлора в коллекторе, обозначается функцией массы хлора - F[M(Cl)].

F[M(Cl)]=F(Cl_тек)-F(Cl_нn),

где: F(Cl_нn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, описывающая положение точек, соответствующих насыщению пластов нефтью (крайних нижних на кросс-плоте F(Cl)-F(K_n), (кривая - а),

Р(Сl_тек) - текущее значение функции хлора.

Величина коэффициента нефтенасыщенности К_н (при К_н=100%) в нефтеносном пласте рассчитывается следующим образом:

;

где: F(Cl_нn) - значение функции хлора нефтенасыщенного пласта;

F(Cl_тек) - текущее значение функции хлора;

F(Cl_вn) - значение функции хлора водонасыщенного пласта,

которые соответствуют пластам, насыщенным нефтью, водой и текущему значению, при одной и той же величине пористости.

К_н нефтенасыщенного пласта в среднем составляет 70%, поэтому текущее значение К_н вычисляется следующим образом:

;

где: параметр (F(Cl_вn)-F(Cl_нn))0,3 в первом приближении учитывает коэффициент нефтенасыщенности нефтенасыщенного пласта и «хлорный эффект», связанный с отличием ядерно-физических свойств пресной воды и нефти (1).

Коэффициент газонасыщенности определяется по формуле:

где: F(К_n.гn) - функция пористости газонасыщенного пласта, в условных единицах,

F(K_{n. вn}) - функция пористости водонасыщенного пласта, в условных единицах,

F(К_n.тек) - текущее значение функции пористости, в условных единицах.

(F(K_n.гn)-F(K_{n. вn}))0,15 - экспериментально установленный параметр, учитывающий коэффициент газонасыщенности чисто газовых скважин.

Определение коэффициентов а и b для функции хлора, соответствующих водонасыщенным, нефтенасыщенным и газонасыщенным пластам, производится для конкретных геолого-технических условий по фактическим кросс-плотам F(Cl_ж)=F(K_n), вычисление которых осуществляется согласно методики интерпретации плотностного гамма-гамма метода (Д.А.Кожевников, К.В.Коваленко. Адаптивная петрофизическая интерпретация плотностного гамма-гамма метода // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд-во АИС. - 2010. - 1(190), стр.68).

На фиг.1 приведен кросс-плот определения характера насыщения (состава) коллекторов в условиях минерализованных вод.

На фиг.2 приведен кросс-плот определения коэффициента нефтенасыщенности в условиях пресных вод.

На фиг.3 приведен кросс-плот определения состава углеводородов в сложном коллекторе в условиях пресных пластовых вод.

Вычисление коэффициентов содержаний газоконденсата (К_гк) и легкой нефти (К_лн) производится по формуле (5), только вместо функции хлора водоносного пласта F(Cl_вn) вычисляются функции F(Сl_гк) и F(Cl_лн), которые являются аппроксимирующими зависимостями для крайних верхних точек (3-4 точки) на кросс-плотах F(К_n)=F(Сl_гк) и F(K_n)=F(Cl_лн), соответствующие пластам, насыщенным газоконденсатом или легкой нефтью.

,

,

где: F(Cl_гк) - функция хлора пласта, насыщенного газоконденсатом,

F(Сl_лн) - функция хлора пласта, насыщенного легкой нефтью.

В случае минерализованных пластовых вод функция F(Cl_вn) является аппроксимирующей зависимостью точек известных водонасыщенных пластов (3-4 точки), что на кросс-плоте соответствует максимальным значениям функции F(Cl) (фиг.1).

Функция нефтенасыщенного пласта F(Cl_нn)=F(K_n), соответствующая нефтенасыщенным пластам, вычисляется по известным нефтенасыщенным пластам, а также по их геологическим эквивалентам: глинистым неразмытым пластам-коллекторам (в глинах нет хлора), что соответствует минимальным значениям F(Cl) на кросс-плоте (3-4 точки) (фиг.2).

Точка пересечения двух зависимостей F(Cl_вn)=F(K_n) и F(Cl_нn)=F(K_n), соответствующая геологическому эквиваленту К_n≈0%, определяется по известным плотным пластам с К_n≈0%.

В случае отсутствия в разрезе плотных пластов, точка определяется теоретически - как точка пересечения двух зависимостей F(Cl_вn)=F(K_n) и F(Сl_нn)=F(К_n), с привлечением результатов экспериментальных работ для соответствующих геолого-технических условий.

В случае наличия в разрезе нефтегазовых скважин газонасыщенных пластов на кросс-плоте в F(Cl)=F(K_n) в области низких значений функции F(K_n) (слабо реагирующих на объемное содержание газа) формируется облако точек с высокими значениями F(Cl), сильно дифференцированных в зависимости от объемного содержания газа. В первом приближении, газонасыщенные пласты с максимальным коэффициентом газонасыщенности будут иметь минимальные значения F(K_n) и максимальные значения F(CI_ж). Для геологических условий газовых скважин коэффициент газонасыщенности К_г составляет 80-90%. Пласты с промежуточным газонасыщением будут располагаться в области между газонасыщенными и водонасыщенными пластами (кросс-плот на фиг.1). В этом случае при вычислении К_г целесообразно пользоваться зависимостями F(K_n)=F(Cl) для описаний уравнений для водонасыщенных F(K_{n вn}) и газонасыщенных F(K_{n гn}) пластов. Газонасыщенные пласты на кросс-плоте F(Cl)=F(K_n) будут соответствовать крайним нижним точкам, водонасыщенные пласты - крайним верхним точкам.

Коэффициент газонасыщенности К_г определяется так:

где: F(K_n.гn) - функция пористости газонасыщенного пласта, в условных единицах,

F(K_{n. вn}) - функция пористости водонасыщенного пласта, в условных единицах,

F(K_n.тек) - текущее значение функции пористости, в условных единицах.

В случае пресных пластовых вод формула определения коэффициента нефтенасыщенности следующая:

,

где: F(Cl_нn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, в условных единицах,

F(Сl_тек) - текущее значение функции хлора, в условных единицах,

F(Cl_вn) - функция хлора водонасыщенного пласта, в условных единицах.

Вычисление функции F(Cl_вn), соответствующей водонасыщенным пластам, производится по известным водонасыщенным пластам или глинистым неразмытым пластам-неколлекторам, что соответствует максимальным значениям функции F(Cl) на кросс-плоте F(Cl_ж)=F(K_n) (фиг.2).

В случае пресных вод и сложном составе углеводородов в коллекторе (тяжелая нефть, легкая нефть, конденсат, газ) определение характера углеводородов производится по кросс-плоту, представленному на фиг.3.

Пример выполнения способа.

Способ осуществляется с помощью аппаратуры СПРК-90 (разработана ОАО НПП «ВНИИГИС» совместно с ЗАО НПО «ГИТАС»), в которой реализована спектрометрическая модификация метода НТК на хлор (СНГК-С1) и метод 2ННКт.

С помощью двухзондовой аппаратуры 2ННКт определяют коэффициент пористости К_n, в процентном содержании (%), записывают функцию F(K_n) - функцию пористости в условных единицах (у.е.).

При этом, определяют функцию пористости как отношение интенсивностей потоков на малом и большом зондах метода 2ННКт соответственно, в процентном соотношении (Переход от пористости к функции пористости - известная операция и представлена, например, в стандартной методике, согласно Альбома палеток и номограмм для интерпретации промыслово-геофизических данных. - М.: Недра, 1984 г.); по методу СНГК-Cl записывают: функцию хлора «жесткая» F(Cl_ж) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, функцию хлора «мягкая» F(Cl_м) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ, функцию F(Cl_ннк) в условных единицах (у.е.).

При этом согласно изобретению определяют по экспериментально установленным зависимостям:

- функцию хлора «жесткая» - как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов, в условных единицах;

- функцию хлора «мягкая» - как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов, в условных единицах;

- функцию - как обратную величину произведения потоков нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКт, в условных единицах.

На кросс-плотах F(Cl_ж) от F(K_n), F(Cl_м) от F(K_n), F(Сl_ннк) от F(K_n), строят зависимости, соответствующие водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП). Пример записи зависимостей приведен на фиг.5, 6, 7.

Вычисляют функции массы хлора - F[М(Сl_ж)], F[М(Сl_м)], Р[М(Сl_ннк)], связанные с содержанием хлора в коллекторе (у.е.).

Для исключения влияния пористости для нефтеносных пластов в первом приближении функцию F(Сl_нn) вычисляют следующим образом:

F(Cl_нn)=a·F(K_n)²±b·F(K_n),

где: F(Cl_нn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта;

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

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

Определение коэффициентов а и b для функции хлора, соответствующих водонасыщенным, нефтенасыщенным и газонасыщенным пластам, производится для конкретных геолого-технических условий по фактическим кросс-плотам F(Сl_ж)=F(K_n), вычисление которых осуществляется согласно известной методики интерпретации плотностного гамма-гамма метода (Д.А.Кожевников, К.В.Коваленко. Адаптивная петрофизическая интерпретация плотностного гамма-гамма метода // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд-во АИС, 2010. - 1(190). - С.68).

Функция, связанная с содержанием хлора в коллекторе, обозначается функцией массы хлора - F[M(Cl)].

F[M(Cl)]=F(Cl_тек)-F(Cl_нn),

где: F(Cl_нn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта;

F(Сl_тек) - текущее значение функции хлора.

На фиг.5, 6, 7 представлены кросс-плоты с записями F(Cl_нn) - функции хлора нефтенасыщенного пласта (кривая - a); F(Cl_вn) - функции хлора водонасыщенного пласта (кривая - б), F(Cl_гn) - функции хлора газонасыщенного пласта (кривая - в).

Для вычисления коэффициента нефтенасыщенности К_н (при К_н=100%) в нефтеносном пласте по формуле:

;

необходимо знание величины F(Cl_вn) - функции хлора водонасыщенного пласта, которая может быть вычислена как огибающая кривая верхних точек на кросс-плоте F(Cl)=F(K_n),

где: F(Cl_нn) - функция хлора нефтенасыщенного пласта;

F(Сl_тек) - текущее значение функции хлора;

F(Cl_вn) - функция хлора водонасыщенного пласта.

К_н нефтенасыщенного пласта в среднем составляет 70%, поэтому текущее значение К_н вычисляется следующим образом:

,

где: (F(Cl_вn)-F(Cl_нn))0,3 экспериментально установленный параметр, учитывающий коэффициент нефтенасыщенности нефтенасыщенного пласта и «хлорный эффект», связанный с отличием ядерно-физических свойств пресной воды и нефти.

Коэффициент газонасыщенности определяется по формуле:

,

где: [F(Кn.гn)-(F(Кn.гn)-F(Кn.вn]·0,15 - экспериментально установленный параметр, учитывающий коэффициент газонасыщенности чисто газовых скважин,

F(K_n.гn) - функция пористости газонасыщенного пласта, в условных единицах,

F(K_{n вn}) - функция пористости водонасыщенного пласта, в условных единицах,

F(К_n.тек) - текущее значение функции пористости, в условных единицах.

Все математические расчеты, необходимые для получения конечных результатов, заложены в алгоритмах программ, используемых в аппаратуре СПРК-90.

Способ определения состава углеводородов в пластах - коллекторах нефтегазовых скважин, содержащий определение коэффициента пористости (K_п) исследуемого пласта с использованием двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт), вычисление функции пористости F(K_п) как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах метода 2ННКт, вычисление функции хлора «жесткая» F(Cl_ж) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, 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 функции массы хлора - F[М(Cl_ж)], F[М(Cl_м)], F[М(Cl_ннк)], 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:

где К_н - коэффициент нефтенасыщенности, в процентах,
F(Cl_нп) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, в условных единицах;
F(Cl_тек) - текущее значение функции хлора, в условных единицах;
F(Cl_вп) - функция хлора водонасыщенного пласта, в условных единицах,
отличающийся тем, что 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):

где: F(Cl_ннк) - функция хлора, в условных единицах;
J_мз - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда, в условных единицах;
J_бз - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда, в условных единицах,
функцию хлора «жесткая» F(Cl_ж) 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:

где J_ж - спектральная интенсивность ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, в условных единицах;
J_мз - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда метода 2ННКт, в условных единицах;
J_бз - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда метода 2ННКт, в условных единицах,
функцию хлора «мягкая» F(Cl_м) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт:

где J_м - спектральная интенсивность ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ, в условных единицах;
J_мз - интенсивность потоков тепловых нейтронов малого зонда методом 2ННКт, в условных единицах;
J_бз - интенсивность потоков тепловых нейтронов большого зонда методом 2ННКт, в условных единицах,
а коэффициент газонасыщенности вычисляют по формуле:

где К_г - коэффициент газонасыщенности, в процентах;
F(K_п.гп) - функция пористости газонасыщенного пласта, в условных единицах;
F(K_п.вп) - функция пористости водонасыщенного пласта, в условных единицах;
F(K_п.тек) - текущее значение функции пористости, в условных единицах,
в случае насыщения пласта пресными пластовыми водами коэффициент нефтенасыщенности определяют по формуле:

где К_н - коэффициент нефтенасыщенности, в процентах;
F(Cl_нп) - функция хлора нефтенасыщенного пласта, в условных единицах;
F(Cl_тек) - текущее значение функции хлора, в условных единицах;
F(Cl_вп) - функция хлора водонасыщенного пласта, в условных единицах.