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 Jмз и большом Jбз зондах метода 2ННКт, с последующим определением функции пористости F(Kп) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах F(Kп)=Jмз : Jбз 2ННКт, осуществляют вычисление функции хлора «жесткая» F(Clж) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, вычисление функции хлора «мягкая» F(Clм) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ, вычисление функции F(Clннк) с использованием интенсивностей потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКт, построение на кросс-плотах F(Clж) от F(Kп), F(Clм) от F(Kп), F(Clннк) от F(Kп) 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 Кн - по функции F(Clж), коэффициента нефтенасыщенности Кн - по функции F(Clм) в условиях минерализованных пластовых вод, при этом функцию F(Clннк) 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(Clж) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - Jж к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт: , функцию хлора «мягкая» F(Clм) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - Jм 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 Jмз и Jбз 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(Kпт) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКт: F(Kпт) - Jмз : Jбз и вычисление функции насыщения по хлору F(Clннкт) как обратной величины произведения измеренных потоков Jмз, Jбз на малом и большом зондах 2ННКт: , вычисляют функцию хлора «жесткая» F(Clжт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - Jж к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов 2ННКт: , функцию хлора «мягкая» F(Clмт) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - Jм к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов 2ННКт: , производят построение на кросс-плотах F(Clжт) от F(Kпт), F(Clмт) от F(Kпт), F(Clннкт) от F(Kпт) зависимостей с последующим кросс-плотным анализом F(Kпт) и F(Clннкт) в декартовой системе координат (XY), в которой ось абсцисс X - функция пористости F(Kпт), а ось ординат Y - функция насыщения по хлору F(Clннкт), 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 Jмзн и Jбзн на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам 2ННКнт и спектральной интенсивности ГИРЗ производят вычисление функции пористости F(Kпнт) как отношения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКнт: F(Kпнт)=Jмзн : Jбзн, вычисляют функцию насыщения по хлору F(Clннкнт) как обратную величину произведения измеренных потоков Jмзн, Jбзн на малом и большом зондах 2ННКнт: , вычисляют функцию хлора «жесткая» F(Clжнт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - Jжн к произведению потоков интенсивностей надтепловых нейтронов большого и малого зондов 2ННКнт: , вычисляют функцию хлора «мягкая» F(Clмнт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - Jмн к произведению потоков интенсивностей надтепловых нейтронов большого и малого зондов метода 2ННКнт: , осуществляют построение на кросс-плотах F(Clжт) от F(Kпт) и F(Clжнт) от F(Kпнт), F(Clмт) от F(Kпт) и F(Clмнт) от F(Kпнт), F(Clннкт) от F(Kпт) и F(Clннкнт) от F(Kпнт), зависимостей в декартовых координатах, в услов. ед., где по оси абсцисс X назначаются аналитические параметры функции пористости F(Kп), а по оси ординат Y - функции хлора F(Cl), вычисляют функции насыщения по хлору F(Clннкт) и F(Clннкнт), соответствующие водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП), и газонасыщенным пластам (ГП), а коэффициенты нефтенасыщенности Кн, нефтегазонасыщенности Кнг, газонасыщенности Кг, объемной нефтенасыщенности Кн×Кп, объемной нефтегазонасыщенности Кнг×Кп и объемной газонасыщенности Кг×Кп, вычисляют по функциям насыщения: F(Clннкт) и F(Clннкнт) 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(Clннкт) и F(Clннкнт) 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 Кн и Кн×Кп, 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(Clннкт) или F(Clннкнт),

F(Clвп) - значения для функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Clннкт) или F(Clннкнт),

F(Clнп) - значения для функций насыщения, соответствующих нефтенасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Clннкт) или F(Clннкнт),

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

где

F(Clвп) - значение функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Clннкт) или F(Clннкнт),

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

F(Cl)тек - текущие значения для функций насыщения: F(Clннкт) или F(Clннкнт),

Кнтб×Кптб - принятая максимальная объемная нефтенасыщенность для нефтенасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

при этом функцию насыщения F(Clнп), соответствующую нефтенасыщенным коллекторам, вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(Kп)2±b⋅F(Kп) точек указанного кросс-плота (X-Y) с минимальными значениями функции хлора F(Cl), а функцию насыщения F(Clвп), соответствующую водонасыщенным коллекторам с минерализованными пластовыми водами, вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(Kп)2±b⋅F(Kп) 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 (Kп) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННКт,

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

определение Кнг и Кг, Кнг×Кп и Кг×Кп, 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(Kп) - максимальные значения функции пористости водонасыщенного коллектора,

F(Kп)тек - текущее значение функции пористости,

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

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

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

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

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

где

F(Clвп) - значение функции насыщения, соответствующее водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Clннкт) или F(Clннкнт),

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

F(Cl)тек - текущие значения для функций насыщения: F(Clннкт) или F(Clннкнт),

maxКнгтб×Кптб - принятое максимальное значение объемной нефтегазонасыщенности для нефтегазонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

maxКгтб×Кптб - 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 Кн и Кп×Кн 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 Кг, Кгп, Кнг, Кп×Кнг 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 Кг, Кг×Кп, Кнг, Кнг×Кп 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 Кн и Кн×Кп производят по результатам измерений комплекса СНГК+2ННКт по формулам:

В условиях газонаполненных скважин для вычисления геологических параметров насыщения Кг, Кг×Кп 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(Clжт) от F(Kпт) и F(Clжнт) от F(Kпнт), F(Clмт) от F(Kпт) и F(Clмнт) от F(Kпнт); F(Clннкт) от F(Kпт) и F(Clннкнт) от F(Kпнт) и функции насыщения для условий низкой минерализации пластовых вод.

На фиг. 2 представлены кросс-плоты: F(Clжт) от F(Kпт) и Р(Сlжнт) от F(Kпнт); F(Clмт) от F(Kпт) и F(Clмнт) от F(Kпнт); F(Clннкт) от F(Kпт) и F(Clннкнт) от F(Kпнт) 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 Сн.

Для осадочных газонасыщенных пород с двухфазным насыщением Сн 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 Кп выражается в %; Кг - в долях единицы, a W - в %. Водородосодержание среды Сн≈W линейно и в равной степени возрастает при увеличении Кп или уменьшении газонасыщенности Кг.

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

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

Сн≠W=Кв×Кп=(1-Кн)*Кп.

При двухфазном насыщении влияние плотности Р уменьшается с ростом пористости Кп и газонасыщенности Кг.

Газонасыщенные коллектора водонаполненных скважин характеризуются одновременно двумя параметрами: дефицит водородосодержания - W (основной) и дефицит плотности - Р (слабый). Рост газонасыщения Кг 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 Jмз и Jбз 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(Clжт) от F(Kпт) и F(Clжнт) от F(Kпнт), F(Clмт) от F(Kпт) и F(Clмнт) от F(Kпнт), F(Clинкт) от F(Kпт) и F(Clинкт) от F(Kпнт), 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 Fн(Cl)) или функция по дефициту плотности и водородосодержания (в научно-технической литературе эта функция обозначается как (Pdd).

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(Сlжт) от F(Kпт), F(Clмт) от F(Kпт);

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

F(Сlжт) от F(Kпт) и F(Сlжнт) от F(Kпнт), F(Clмт) от F(Kпт) и F(Clмнт) от F(Kпнт), F(Clннкт) от F(Kпт) и F(Clннкнт) от F(Kпнт);

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

F(Clжнт) от F(Kпнт), и F(Clмнт) от F(Kпнт), и F(Clннкнт) от F(Kпнт);

- для газовых водонаполненных скважин с высокой минерализацией пластовых вод оптимальными кросс-плотами являются: F(Clжт) от F(Knm) и Р(Clжнт) от F(Kпнт), F(Clмт) от F(Kпт) и F(Clмнт) от F(Kпнт), F(Clннкт) от F(Kпт) и F(Clннкнт) от F(Kпнт);

- для газовых газонаполненных скважин с высокой минерализацией пластовых вод оптимальными кросс-плотами являются: F(Clжт) от F(Kпт) и F(Clжнт) от F(Kпнт), F(Clмт) от F(Kпт) и F(Clмнт) от F(Kпнт), F(Clннкт) от F(Xпт) и F(Clннкнт) от F(Kпнт);

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

F(Clжнт) от F(Kпнт), и F(Clмнт) от F(Kпнт), и F(Clннкнт) от F(Kпнт).

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: Кн, Кг, Кнг, Кн×Кп, Кг×Кп, Кнг×Кп по формулам (1-6).

Вычисленные значения Кн, Кг, Кнг, Кн×Кп, Кг×Кп, Кнг×Кп, 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 Кн, Кг, Кнг, Кн×Кп, Кг×Кп, Кнг×Кп, 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 Кн, Кг, Кнг, Кн×Кп, Кг×Кп, Кнг×Кп (за истинное насыщение принимается значение, вычисленное для «дальней зоны» коллектора);

- коллектор считается водонасыщенным, если с повышением глубинности исследований уменьшаются вычисленные значения Кн, Кг, Кнг, Кн×Кп, Кг×Кп, Кнг×Кп (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 (Кн, Кг, Кнг) и объемное содержание (Кн×Кп, Кг×Кп, Кнг×Кп) 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(С1жт) от F(Kпт) - обозначена «а», F(Сlжнт) от F(Kпнт) - обозначена «г», F(Clмт) от F(Kпт) - обозначена «б», F(Clмнт) от F(Kпнт) - обозначена «д», F(Clннкт) от F(Kпт) - обозначена «в», F(Clннкнт) от F(Kпнт) - 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(Kп), а по оси Y назначены функции насыщения по хлору F(Cl).

Функции насыщения нефтенасыщенных коллекторов F(Clнп) (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(Clвп) (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 Кг×Кп, Кн×Кп имеют близкую конфигурацию.

На фиг. 2 представлены кросс-плоты: F(Clжт) от F(Kпт) обозначена «а», F(Clжнт) от F(Kпнт) обозначена «г», F(Clмт) от F(Kпт) обозначена «б», F(Clмнт) от F(Kпнт) обозначена «д», F(Clннкт) от F(Kпт) обозначена «в», F(Clннкнт) от F(Kпнт) 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(Kп), а по оси Y назначены функции насыщения по хлору F(Cl).

Функцию насыщения нефтенасыщенных коллекторов F(Clнп) (кривая 3), вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(Kп)2±b⋅F(Kп) точек указанного кросс-плота (X-Y) с минимальными значениями функции хлора F(Cl), а функцию насыщения водонасыщенных коллекторов F(Clвп) (кривая 2), вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(Kп)2±b⋅F(Kп) 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 Кг×Кп, Кн×Кп 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 Jмз и Jбз 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(Kпт) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах: F(Kпт)=Jмз:Jбз 2ННКт и вычисление функции насыщения по хлору F(Clннкт) как обратной величины произведения измеренных потоков Jмз, Jбз на малом и большом зондах 2ННКт: вычисляют функцию хлора «жесткая» F(Clжт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - Jж к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт: функцию хлора «мягкая» F(Clмт) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - Jм к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт: производят построение на кросс-плотах F(Clжт) от F(Kпт), F(Clмт) от F(Kпт), F(Clннкт) от F(Kпт) зависимостей с последующим кросс-плотным анализом F(Kпт) и F(Clннкт) в декартовой системе координат (XY), в которой ось абсцисс X - функция пористости F(Kпт), а ось ординат Y - функция насыщения по хлору F(Clннкт), отличающийся тем, что дополнительно проводят двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - 2ННКнт в комплексе с СНГК и по результатам измерения интенсивностей потоков нейтронов Jмзн и Jбзн на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам 2ННКнт и спектральной интенсивности ГИРЗ производят вычисление функции пористости F(Kпнт) как отношения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах: F(Kпт)=Jмзн:Jбзн 2ННКнт, вычисляют функцию насыщения по хлору F(Clннкнт) как обратную величину произведения измеренных потоков Jмзн, Jбзн на малом и большом зондах 2ННКнт: вычисляют функцию хлора «жесткая» F(Clжнт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - Jжн к произведению потоков интенсивностей надтепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКнт: вычисляют функцию хлора «мягкая» F(Clмнт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - Jмн к произведению потоков интенсивностей надтепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКнт: осуществляют построение на кросс-плотах F(Clжт) от F(Kпт) и F(Clжнт) от F(Kпнт), F(Clмт) от F(Kпт) и F(Clмнт) от F(Kпнт), F(Clннкт) от F(Kпт) и F(Clннкнт) от F(Kпнт) зависимостей в декартовых координатах, в услов. ед., где по оси абсцисс X назначаются аналитические параметры функции пористости F(Kп), а по оси ординат Y - функции хлора F(Cl), вычисляют функции насыщения по хлору F(Clннкт) и F(Clннкнт), соответствующие водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП), а коэффициенты нефтенасыщенности Кн, нефтегазонасыщенности Кнг, газонасыщенности Кг, объемной нефтенасыщенности Кн×Кп, объемной нефтегазонасыщенности Кнг×Кп и объемной газонасыщенности Кг×Кп вычисляют по функциям насыщения: F(Clннкт) и F(Clннкнт) 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(Clннкт) и F(Clннкнт) 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 Кн и Кн×Кп, 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(Clннкт) или F(Clннкнт),

F(Clвп) - значения для функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Clннкт) или F(Clннкнт),

F(Clнп) - значения для функций насыщения, соответствующих нефтенасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Clннкт) или F(Clннкнт),

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

где

F(Clвп) - значение функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Clннкт) или F(Clннкнт),

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

F(Cl)тек - текущие значения для функций насыщения: F(Clннкт) или F(Clннкнт),

Кптб×Кнтб - принятая максимальная объемная нефтенасыщенность для нефтенасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

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

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

F(Cl)=a⋅F(Kп)2±b⋅F(Kп) 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(Kп) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННКт,

- для условий нефтегазонасыщенных и газонасыщенных коллекторов с низкой или высокой минерализацией пластовых вод определение Кнг и Кг, Кнг×Кп и Кг×Кп, 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(Kп) - максимальные значения функции пористости водонасыщенного коллектора,

F(Kп)тек - текущие значение функции пористости,

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

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

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

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

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

где

F(Clвп) - значение функции насыщения, соответствующее водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Clннкт) или F(Clннкнт),

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

F(Cl)тек - текущие значения для функций насыщения: F(Clннкт) или F(Clннкнт),

maxКнгтб×Кптб - принятое максимальное значение объемной нефтегазонасыщенности для нефтегазонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

maxКгтбптб - 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 Кн и Кн×Кп 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 Кг, Кг×Кп, Кнг, Кнг×Кп 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 Кг, Кг×Кп, Кнг, Кнг×Кп 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 Кн и Кн×Кп 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 Кг и Кг×Кп 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к системам, устройствам и способам осуществления измерений свойств формации. Техническим результатом является повышение эффективности определения параметров формации.

Изобретение относится к нефтегазовой геологии, включая поисковую геохимию на нефть, газ и рудные, и может быть использовано при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ для выявления в разрезах интервалов осадочных пород пластовых вод и нефти, обогащенных попутными ценными промышленно значимыми металлами, и их площадного распространения.

Изобретение относится к исследованию скважин геофизическими методами и может найти применение при определении геомеханических параметров горных пород для выбора оптимальных участков при проведении гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Использование: для определения содержания ванадия и редкоземельных элементов по гамма-активности осадочных пород глубоких скважин. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют отбор образцов керна из скважин, исследуют образцы проб методом гамма-каротажа и определяют гамма-активность урана по керну, при этом из исследованных образцов отбирают образцы керна с наибольшими значениями характеристики гамма-каротажа, которые затем исследуют на гамма-спектрометре на остаточную активность по урану и торию, по величине соотношения гамма-активности урана и тория f определяют тип породы, по типу породы определяют значение коэффициента корреляции по урану и редкоземельным элементам для образца fi, в соответствии с литотипом пород выбирают коэффициенты корреляции Кuv (урана - ванадия) и КThTr (тория - редкоземельных элементов) для данного типа отложений, далее определяют количество рудного компонента с учетом поинтервального и площадного распространения.

Изобретение относится к области геофизики, к интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) на стадиях разведки и разработки месторождений углеводородов и предназначено для обнаружения трещин.

Использование: для определения компонентного состава пород хемогенных отложений. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют геофизические исследования акустическим, гамма-плотностным, нейтронным и гамма-спектральным методами по стволу скважины в разрезе хемогенных отложений с шагом дискретизации по глубине 0.1 м и на каждой точке глубины путем алгоритмического решения системы уравнений при четырех измеренных геофизических параметрах и известных физических свойствах скелетной части пород определяют количественное содержание преобладающих 5-ти компонент породы, включающей галит, ангидрит, сильвинит, кальцит и глины.

Использование: для оценки перспективности территорий распространения нефтематеринских пород на нефть и газ. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют отбор образцов керна из скважин, выделение из образцов проб нерастворимого органического вещества НОВ, исследование образцов методом гамма-каротажа и оптической микроскопии, при этом в отобранных образцах керна определяют гамма-активность урана по керну, затем определяют значения показателя r по соотношению значений гамма-активности по каротажу к гамма-активности урана по керну, по этим значениям устанавливают тип отложений, различающихся по содержанию органического углерода Сорг для доманикоидов, доманикитов и сланцев, отбирают для дальнейших исследований пробы керна из интервалов с наибольшими значениями гамма-активности по каротажу, из отобранных проб выделяют нерастворимое органическое вещество (НОВ), определяют в нем содержание урана, рассчитывают коэффициент корреляции ki между радиоактивностью НОВ и значением гамма-активности каротажа, сравнивают его со значениями k соответствующего типа отложений и определяют перспективную зону генерации углеводородов, затем в отобранных пробах НОВ проводят оценку зрелости органического вещества на уровне градаций катагенеза методом микроскопии и ИК-спектроскопии и по данным зрелости органического вещества выявляют перспективные зоны генерации углеводородов.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для выделения в разрезах скважин продуктивных коллекторов, в частности коллекторов, насыщенных газогидратами.

Настоящее изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения пористости пласта, окружающего скважину. Согласно заявленному предложению буровой раствор проникает в пласт на определенное расстояние, представляющее собой функцию времени.

Изобретение относится к области прикладной ядерной геофизики, группе геофизических методов, предназначенных для оценки технического состояния ствола газовых скважин, и может быть использовано в газодобывающей отрасли при решении вопросов эксплуатации и ремонта газовых скважин месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ).

Изобретение используется для токоподвода и двухсторонней передачи сигналов с устья скважины на системы телеметрии низа буровой колонны в процессе бурения. Электрический кабель подают внутрь бурильной трубы БТ(1) секциями С (2), длина которых равна длине БТ (1).

Изобретение относится к геофизическим измерениям в стволе скважины, в том числе к телеметрическим системам передачи сигналов между наземным блоком управления и скважинным инструментом, размещенным в стволе скважины, проходящей через геологический пласт.

Изобретение относится к средствам передачи и приема сигналов. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств для передачи сигналов в скважине.

Изобретение относится к средствам передачи и приема сигналов. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств для передачи сигналов в скважине.

Группа изобретений относится к предотвращению прихвата скважинных инструментов. Скважинное регулировочное воздействующее устройство (СРВУ) механически присоединено между противоположными первой и второй частями бурового снаряда, в котором буровой снаряд может транспортироваться внутри ствола скважины, проходящего между поверхностью в месте расположения скважины и подземной формацией.

Изобретение относится к бурению скважин для добычи углеводородов. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств для направленного бурения скважин.

Изобретение относится к электротехнике. Технический результат состоит в повышении надежности.

Группа изобретений относится к области исследования, передачи данных и электроэнергии в буровых скважинах. Система содержит электроприводной скважинный прибор, спусковую колонну гибких труб, прикрепленную к скважинному прибору, для размещения скважинного прибора в пустотелом стволе скважины, трубу-кабель, размещенную внутри колонны гибких труб и функционально связанную со скважинным прибором.

Изобретение относится к области направленного бурения и может быть использовано для передачи данных. Техническим результатом является увеличение пропускной способности при передаче данных.

Изобретение относится к бурению скважины, в частности к соединительным устройствам для использования совместно с бурильной колонной, и может быть использовано для передачи сигналов по электромагнитному каналу связи.

Группа изобретений относится к измерительному устройству для измерения характеристик текущей среды в скважине, внутрискважинному инструменту и способу для перфорирования отверстий в скважинной обсадной колонне и измерения характеристик текучей среды.

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 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 спектрометрического нейтронного гамма каротажа СНГК, вычисление функции пористости F и F, вычисление функции по хлору F, производят построение на кросс-плотах F от F, F от F, F от F зависимостей и вычисляют функции насыщения по хлору F и F, 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.

Наверх