Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин

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. Сущность изобретения заключается в том, что осуществляют измерение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на зондах нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам 2ННКт и на 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 вычисление функции по хлору F(С1), производят построение на кросс-плотах функции хлора «жесткая» F(С1жт) от F(Kпт), функции хлора «мягкая» F(С1мт) от F(Kпт), F(С1ннкт) от F(Kпт) зависимостей и вычисляют функции насыщения по хлору F(С1ннкт) и F(С1ннкнт), а геологические параметры (ГП) насыщения пластов вычисляют по функциям насыщения: F(С1ннкт) и F(С1ннкнт) отдельно для комплекса СНГК+2ННКнт и СНГК+2ННКт по прилагаемым формулам, при этом в зависимости от изменения ГП насыщения пластов устанавливают ФЕС коллекторов и степень подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин. Технический результат: расширение функциональных возможностей нейтронных методов по зондированию прискважинной зоны с вычислением геологических параметров (ГП) насыщения пластов с последующим определением ФЕС и степени подвижности углеводородов. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности и предназначено 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.

Известны (Берман Л.Б., Нейман B.C. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. - М.: Недра, 1972.) и широко применяемые для выделения газонасыщенных коллекторов временные измерения на базе больших зондов ННКт, НГК, которые позволяют частично решать задачу выделения коллекторов и прогнозировать их проницаемость (Берман Л.Б., Нейман B.C. и др. Промысловая геофизика при ускоренной разведке газовых месторождений - М.: Недра, 1987.).

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 известных методов является существенное влияние ядерно-физических свойств химических элементов, обладающих высокими поглощающими нейтронными свойствами на показания зондов ННКт и гамма - излучающих свойств химических элементов при захвате тепловых нейтронов, находящихся в промывочной жидкости или жидкости глушения.

Известны способы определения характера насыщения пластов коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (Патент РФ №2476671 /Лысенков А.И., Лысенков В.А., Гуляев П.Н. - заяв. 07.07.2011; опуб. 27.02.2013, Бюл. №6.) В рассматриваемом патенте предлагается два варианта способа определения характера насыщения, рекомендуемые для необсаженных (после подъема инструмента через 2-4 часа), обсаженных нефтегазовых скважин после цементирования колоны через 2-4 суток.

Известный способ предусматривает определение коэффициента пористости (Кп) исследуемого пласта с использованием двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам, и измерения спектральных интенсивностей радиационного захвата нейтронов (ГИРЗ), построение кросс-плотов зависимостей типа Iснгк/Iмзннкт от Iмзннкт/Iбзннкт, где Iснгк - спектральная интенсивность ГИРЗ в области энергий менее 500 Мэв, Iмзннкт, Iбзннкт интенсивности потоков тепловых нейтронов на малом (МЗ) и большом зондах (БЗ) метода 2ННКт, затем на указанном кросс-плоте проводят аппроксимацию нижних точек квадратичной зависимостью, отражающей дефицит плотности и водородосодержания в ближней зоне F(нвп), и вычисляют разность между текущими значениями Iснгк/Iмзннкт и F(нвп), при этом максимальной разности соответствуют газонасыщенные пласты, средней - нефтенасыщенные, минимальной - водонасыщенные.

Способ применим для исследования ближней части прискважинной зоны и не позволяет производить ее зондирование на глубину в радиальном направлении, и применим только на газовых и нефтегазовых скважинах, содержащих в поровом пространстве коллектора нефть с высоким газовым фактором.

Известен способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин (Патент РФ №2439622. Лысенков А.И., Лысенков В.А., Осипов А.Д. - №20101357221/28; 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), с помощью которых производят измерения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом J_мз и большом J_бз зондах метода 2ННКт, с последующим определением функции пористости F(K_п) как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах F(K_п)=J_мз : J_бз 2ННКт, вычисляют 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, вычисляют функцию F(Cl_ннк) с использованием интенсивностей потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКт, производят 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), определяют функции массы хлора - F[М(Сl_ж)], F[M(Cl_м)], F[M(Cl_ннк)], связанных с содержанием хлора в коллекторе, и производят вычисление по формулам коэффициента нефтенасыщенности К_н - по функции F(Cl_ж), коэффициента нефтенасыщенности К_н - по функции F(Cl_м) в условиях минерализованных пластовых вод, при этом функцию F(Cl_ннк) вычисляют как обратную величину произведения потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах с использованием метода спектрометрического нейтронного гамма-каротажа по хлору (СНГК-С1): , функцию хлора «жесткая» F(Cl_ж) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - J_ж к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт: , функцию хлора «мягкая» F(Cl_м) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - J_м к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт:

.

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

Недостатком этого способа являются не раскрытые потенциальные аналитические возможности по зондированию прискважинной зоны с вычислением геологических параметров насыщения на разном удалении от стенки скважины.

Техническим результатом, достигаемым применением заявленного способа оценки ФЕС коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин, является расширение функциональных возможностей нейтронных методов по зондированию прискважинной зоны с вычислением геологических параметров насыщения на разном удалении от стенки (колонны) нефтегазовых скважин на этапе строительства с последующим определением ФЕС коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях в зависимости от изменений во времени геологических параметров насыщения.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе оценки ФЕС коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин, содержащем измерение интенсивностей потоков тепловых нейтронов J_мз и J_бз на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам 2ННКт и спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа СНГК (комплекс 2ННКт + СНГК), вычисление функции пористости F(K_пт) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКт: F(K_пт)=J_мз : J_бз и вычисление функции насыщения по хлору F(CI_ннкт) как обратной величины произведения измеренных потоков J_мз, J_бз на малом и большом зондах 2ННКт:

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

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

где:

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

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

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

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

где:

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

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

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

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

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

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

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

где:

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

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

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

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

где:

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

F(K_п)_тeк - текущие значение функции пористости,

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

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

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

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

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

где:

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

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

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

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

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

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

Кроме того, вычисления геологических параметров насыщения пластов-коллекторов К_н, К_г, К_нг, и К_н×К_п, К_нг×К_п и К_г×К_п производят в результате временных исследований (временных замеров) комплексами СНГК + 2ННКнт и СНГК + 2ННКт в продуктивных отложениях в скважине с открытым стволом, а также, последующих временных замеров после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны, и на основе сопоставления изменений во времени указанных параметров насыщения устанавливают в прямой зависимости от этих изменений критерии прогноза ФЕС и степень подвижности углеводородных флюидов в нефтенасыщенном или нефтегазонасыщенном коллекторе.

На первом этапе строительства для оперативного выделения коллекторов, содержащих подвижные углеводороды, временные замеры выполняют в открытом стволе и на 3-4 сутки после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны.

На втором этапе временные замеры выполняют в обсаженной скважине через 2-3 месяца после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны.

На третьем этапе временные замеры выполняют в обсаженной скважине через 6-12 месяцев после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны.

Для вычисления геологических параметров насыщения пласта на разном удалении от стенки скважины 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, 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.

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

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

На фиг. 3 дана общая схема геолого-геофизической интерпретации по прогнозированию фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора, на основе анализа распределения вычисленных значений К_г, К_п×К_г в радиальном направлении для газовых залежей в обсаженной газовой скважине.

На фиг. 4 дана схема интерпретации временных замеров в открытом стволе и после обсадки и цементирования колоны в скважине для выделения и оценки газонасыщенности коллекторов и прогнозу их проницаемости при вариациях пористости коллектора.

Суть способа.

В процессе бурения и спускоподъемных операций происходит мощное виброакустическое и знакопеременное изменение давления столба промывочной жидкости на нефтегазонасыщенные коллектора. Прискважинная зона коллекторов нефтегазовых скважин подвергается воздействию различных техногенных факторов, приводящих к нарушению термобарического, геохимического, физико-механического и других видов равновесий и сопровождается перераспределением флюидов в коллекторах прискважинной зоны относительно их первоначального состояния.

Состав и распределение углеводородных флюидов в прискважинной зоне коллектора в процессе бурения существенно изменяются относительно первоначального состояния и определяются в первую очередь их подвижностью. Основными свойствами, определяющими подвижность флюидов в коллекторе, являются вязкость, плотность, температура, пластовое давление.

Из флюидов, насыщающих коллектор, наиболее подвижен газ. В пластовых условиях среднее содержание газа в нефти составляет 20-50 м³/т, для некоторых 500 м³/т и более. Среднее содержание газа в воде не превышает 2-3 м³/т. [Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для ВУЗов. ИЗД. 3-е перераб. и доп., М., Недра, 1982, 311 с.]. Следовательно, при техногенном воздействии в процессе бурения объем скоплений свободного газа, выделившегося из нефти в прискважинной зоне нефтегазового коллектора, будет значительно выше, чем в водоносной части пласта. В низкопористых и низкопроницаемых коллекторах (из-за большой удельной поверхности зерен) или трещиноватых (из-за малой раскрытости трещин) количество выделившегося свободного газа будет более существенное по сравнению с коллекторами с хорошими коллекторскими свойствами.

Применение полимерных промывочных жидкостей значительно повышает эффективность освоения нефтегазовых скважин, но значительно снижает информативность комплекса ГИС. Отсутствие глинистых корок и малая глубина проникновения фильтрата промывочной жидкости в коллектор, и обычно высокая минерализация полимерных растворов создают проблемы по выделению коллекторов классическими методами ГИС (микрозонды, каверномер, ПС и др.). Появление свободного газа в прискважинной зоне является (особенно в коллекторах, содержащих нефть с высоким газовым фактором) одной из основных причин снижения информативности ГИС.

Скоплению газа, особенно при бурении на полимерных промывочных жидкостях, способствуют полимерная низкопроницаемая пленка (корка) на границе скважины и пласта-коллектора, увеличение удельной поверхности твердых частиц за счет механического разрушения коллектора, физико-химические процессы, происходящие в прискважинной зоне из-за нарушения равновесия и т.д.

При обсадке и цементировании скважины снимается репрессия. При отвердевании тампонажной смеси происходит уменьшение ее объема [А.И. Булатов. Формирование и работа цементного камня в скважине. М., Недра, 1990, с. 4-16.], что приводит к возникновению репрессии на коллектора и продвижению наиболее подвижного флюида (в нефтегазовых скважинах это газ) к стенке скважины.

Углеводородные флюиды существуют как в жидком, так и в газообразном состоянии, что сильно отражается на их физических и ядерно-физических свойствах.

Применение зондирования прискважинной зоны разноглубинными нейтронными методами в этих условиях позволит наиболее достоверно определить характер насыщения коллекторов и оценить проницаемость коллектора.

Нейтронные методы исследования скважин чувствительны к дефициту плотности и водородосодержания, который образуется в нефтегазонасыщенных коллекторах по сравнению с водонасыщенными при одной и той же пористости.

Применение комплекса разноглубинных нейтронных методов для временных замеров в открытом стволе и в обсаженной скважине после цементирования эксплуатационной колонны позволяет определять фазовое состояние углеводородного флюида в коллекторе и его гидродинамику.

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

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

При вычислении функции насыщения по хлору для простоты изложения рассматриваются 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 P_dd).

Далее вычисляют для каждой группы кросс-плотов отдельно для комплексов СНГК + 2ННКнт и СНГК + 2ННКт коэффициенты насыщенности: К_н, К_г, К_нг, К_н×К_п, К_г×К_п, К_нг×К_п по формулам (1-6).

На фиг. 1 представлен пример построения кросс-плотов F(Cl_жт) от F(K_пт) и F(Сl_жнт) от F(K_пнт); F(Cl_мт) от F(K_пт) и F(Cl_мнт) от F(K_пнт); F(Cl_ннкт) от F(K_пт) и F(Cl_ннкнт) от F(K_пнт) и функции насыщения для условий низкой минерализации пластовых вод, которую используют для вычисления коэффициентов насыщенности: К_н, К_г, К_нг, К_н×К_п, К_г×К_п, К_нг×К_п по формулам (1-6).

На фиг. 2 представлен пример построения кросс-плотов F(Cl_жт) от F(K_пт) и F(Cl_жнт) от F(K_пнт); F(Cl_мт) от F(K_пт) и F(Cl_мнт) от F(K_пнт); F(Cl_ннкт) от F(K_пт) и F(Cl_ннкнт) от F(K_пнт) и функции насыщения для условий высокой минерализации пластовых вод, которую используют для вычисления коэффициентов насыщенности: К_н, К_г, К_нг, К_н×К_п, К_г×К_п, К_нг×К_п по формулам (1-6).

Оценка ФЕС коллекторов и степени подвижности углеводородов производится путем сопоставления вычисленных значений параметров насыщенности (К_н, К_г, К_нг, К_н×К_п, К_г×К_п, К_нг×К_п) порового пространства коллектора углеводородными флюидами в открытом стволе и на 3-4 сутки после обсадки и цементирования колонны, и вычисленных в результате последующих временных замеров в обсаженной скважине через 2-3 месяца и 6-12 месяцев (сроки между временными замерами в основном определяются ФЕС коллекторов).

В качестве диагностического признака используют приращение (увеличение) параметров насыщенности порового пространства коллекторов по углеводородам в обсаженной скважине относительно открытого ствола.

На первом этапе исследований прогнозируют фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов, содержащих углеводороды и их подвижность, при этом вычисленные значения параметров насыщения пластов-коллекторов К_н, К_г, К_нг, К_н×К_п, К_нг×К_п, К_г×К_п для «дальней» зоны имеют заниженные значения из-за недостаточного промежутка времени для расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости, но качественно позволяют решать задачу, что является существенным дополнением к результатам интерпретации комплекса ГИС открытого ствола, которые лишь частично решают эти задачи.

На втором этапе временные замеры выполняют в обсаженной скважине через 2-3 месяца после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны, при этом результаты сопоставления полученных значений насыщения углеводородными флюидами с результатами вычислений после обсадки и цементирования колонны позволяют определить истинные значения параметров насыщения коллекторов с высокими и средними ФЕС, что по результатам их определения в «дальней зоне» коллектора позволяет уточнить подвижность углеводородных флюидов в поровом пространстве коллектора.

На третьем этапе временные замеры выполняют в обсаженной скважине через 6-12 месяцев после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны, при этом результаты сопоставления полученных значений насыщения углеводородными флюидами с результатами вычислений, полученных на предыдущем этапе, позволяют определить истинные значения параметров насыщения коллекторов с высокими и средними и низкими ФЕС, что по результатам их определения в «дальней зоне» коллектора позволяет окончательно уточнить подвижность углеводородных флюидов в поровом пространстве коллектора.

Относительные значения параметров насыщения К_г, К_н, К_нг менее тесно связаны с ФЕС коллектора и подвижностью углеводородного флюида, чем К_н×К_п, К_нг×К_п, К_г×К_п, но они отражают разные стороны ФЕС коллекторов, что позволяет при их совместном использовании более надежно прогнозировать ФЕС коллекторов и подвижность углеводородных флюидов.

Наиболее информативными в условиях классических коллекторов с подвижным углеводородным флюидом являются параметры насыщения порового пространства коллектора, характеризующие объемное содержание углеводородов в коллекторе, К_н×К_п, К_нг×К_п, К_г×К_п. Они напрямую связаны с ФЕС коллектора.

Подвижность пластовых углеводородных флюидов определяется как отношение проницаемости к динамической вязкости пластового флюида. Углеводородные флюиды по подвижности можно ранжировать в порядке ее убывания в следующей последовательности: газ, газоконденсат, конденсат, легкая нефть с высоким газовым фактором, нефть с низким газовым фактором, вязкая нефть, битумы. Самым подвижным углеводородным флюидом является газ, а наиболее неподвижным флюидом является битум.

Принципиальные возможности для оценки подвижности углеводородных флюидов возникают при совместном анализе вычисленных значений насыщения коллектора углеводородными флюидами по временным замерам и распределения этих значений в радиальном направлении от стенки скважины (колонны).

Так, сопоставление вычисленных параметров насыщения в открытом стволе и на 3-4 сутки после обсадки и цементирования колонны позволяет качественно выделить коллекторы, насыщенные углеводородными флюидами и оценить их подвижность, при этом коллекторы с высокими значениями параметров насыщения по углеводородным флюидам характеризуются высокими значениями ФЕС и высокой степенью подвижности углеводородных флюидов.

В открытом стволе величины вычисленных параметров насыщения имеют заниженные значения из-за недостаточного промежутка времени для расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости, но нейтронные методы позволяют качественно решать задачу определения ФЕС.

Коллектора с большими приращениями вычисленных значений К_н×К_п, К_нг×К_п, К_г×К_п и К_г, К_н, К_нг, особенно по «дальней зоне» в обсаженной скважине относительно открытого ствола, характеризуют коллекторы с высокой степенью подвижности углеводородного флюида и высокими значениями ФЕС.

Сопоставление вычисленных значений параметров насыщения на втором этапе исследования после обсадки и цементирования обсаженной скважины и через 2-3 месяца после обсадки и цементирования колонны, позволяет надежно выделить коллектора, насыщенные углеводородными флюидами с высокими и средними ФЕС, при этом величины вычисленных параметров насыщения для «дальней» зоны считаются истинными.

Сопоставление вычисленных значений параметров насыщения на третьем этапе исследований в обсаженной скважине через 6-12 месяцев после обсадки и цементирования колонны и через 2-3 месяца после обсадки позволяет более надежно выделить коллекторы, насыщенные углеводородными флюидами со средними и низкими ФЕС, и оценить подвижность углеводородов, при этом величины вычисленных параметров насыщения для «дальней» зоны считаются истинными.

Наиболее актуально проблема оценки подвижности углеводородных флюидов стоит в нефтяных скважинах для выделения коллекторов, содержащих вязкую нефть или битумы, и частично решается известными комплексами ГИС открытого ствола (Кнелер Л.Е., Рындин В.Н., Плохотников А.Н., и др. Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин в условиях сложных коллекторов по данным ГИС. Разведочная геофизика: обзор / ВИЭМС. М. 1991), но в результате испытаний на приток не удается его получить из-за высокой вязкости углеводородных флюидов или битумов.

Заявленный способ с помощью временных замеров комплексами разноглубинных нейтронных методов позволяет определить насыщение коллектора углеводородными флюидами и спрогнозировать ФЕС коллекторов и степень подвижности углеводородных флюидов.

Так, по результатам временных замеров в обсаженной скважине с вычислением значений параметров насыщения порового пространства коллектора, характеризующих нефтенасыщенность коллекторов К_н и К_н×К_п и их распределения в радиальном направлении от стенки скважины (колонны), производят оценку ФЕС коллекторов и подвижности углеводородных флюидов по высоким и средним устойчивым значениям нефтенасыщенности К_н и К_н×К_п коллектора.

Газ «плотных коллекторов» выделяется устойчивыми высокими значениями К_г и низкими значениями К_г×К_п по результатам всех временных замеров.

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

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

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

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

На фиг. 3 дана общая схема геолого-геофизической интерпретации по прогнозированию фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора, на основе анализа распределения вычисленных значений К_г, К_г×К_п в радиальном направлении для газовых залежей в обсаженной газовой скважине.

Из анализа схемы 3 следует, что вычисленные значения К_г не зависят от пористости коллектора. Нетрадиционные газонасыщенные коллекторы в терригенных сеноманских отложениях характеризуются высокими значениями К_г и низкими значениями К_г×К_п (газ плотных коллекторов). Породы, не содержащие газ (не коллекторы), характеризуются минимальными значениями К_г и К_г×К_п.

На фиг. 4 дана схема интерпретации временных замеров в открытом стволе и после обсадки и цементирования колоны в скважине для выделения и оценки газонасыщенности коллекторов и прогнозу их проницаемости при вариациях пористости коллектора.

Анализ схемы 4 показывает, что газонасыщенные коллекторы с высокой проницаемостью характеризуются максимальным расхождением вычисленных значений К_г и К_г×К_п для открытого ствола и обсаженной скважины, при этом значения К_г и К_г×К_п для обсаженной скважины выше значений для открытого ствола. Эта тенденция сохраняется и с увеличением глубинности исследований.

Нетрадиционные терригенные коллекторы характеризуются высоким и устойчивыми значениями К_г и низкими значениями К_г×К_п, а плотные породы, не содержащие газ (на фигуре отмечен как непроницаемый коллектор), характеризуются минимальными значениями К_г и К_г×К_п.

Из вышесказанного делается вывод.

При строительстве скважин на первом этапе по результатам сопоставления вычисленных параметров насыщения коллекторов в продуктивных отложениях комплексами СНГК + 2ННКнт и СНГК + 2ННКт прогнозируют фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов, содержащих углеводороды и их подвижность. Вычисленные значения геологических параметров насыщения пластов-коллекторов К_н, К_г, К_нг, К_н×К_п, К_нг×К_п, К_г×К_п на этом этапе будут иметь заниженные значения из-за недостаточного времени для расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости.

На 2 этапе результаты сопоставления полученных значений насыщения углеводородами коллекторов в открытом стволе с результатами вычислений после обсадки и цементирования колонны позволяют определить истинные значения параметров насыщения коллекторов с высокими и средними ФЕС (результаты определяются по «дальней зоне» коллектора) и уточнить подвижность углеводородных флюидов в поровом пространстве коллектора.

На 3 этапе результаты сопоставления полученных значений насыщения углеводородами коллекторов с результатами вычисленных значений, полученных на предыдущем этапе, позволяют определить истинные значения параметров насыщения коллекторов с высокими и средними и низкими ФЕС (результаты определяются по «дальней зоне» коллектора) и окончательно уточнить подвижность углеводородных флюидов в поровом пространстве коллектора

Таким образом, величина вычисленных значений геологических параметров насыщения и их изменения в радиальном направлении от стенки скважины с последующим их сопоставлением по временным замерам служат основой оценки насыщения коллекторов углеводородами, прогноза ФЕС и степени подвижности углеводородных флюидов в поровом пространстве коллектора.

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

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

где

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

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

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

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

где

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

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

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

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

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

где

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

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

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

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

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

где

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

F(K_п)_тек - текущее значение функции пористости,

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

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

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

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

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

где

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

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

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

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

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

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

кроме того, вычисления геологических параметров насыщения пластов-коллекторов К_н, К_г, К_нг, и К_нг×К_п, К_г×К_п производят в результате временных исследований - временных замеров комплексами СНГК + 2ННКнт и СНГК + 2ННКт в продуктивных отложениях в скважине с открытым стволом, а также, в результате последующих временных замеров после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны, и на основе сопоставления изменений во времени указанных параметров насыщения устанавливают в прямой зависимости от этих изменений критерии прогноза ФЕС и степень подвижности углеводородных флюидов в нефтенасыщенном или нефтегазонасыщенном коллекторе.

2. Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин по п. 1, отличающийся тем, что временные замеры в обсаженной скважине производят неоднократно с увеличением промежутка времени между очередными исследованиями с последующим сопоставлением результатов вычисленных геологических параметров насыщения.

3. Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что на первом этапе временные замеры выполняют на 3-4 сутки после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны, на втором этапе временные замеры выполняют в обсаженной скважине через 2-3 месяца после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны, на третьем этапе временные замеры выполняют в обсаженной скважине через 6-12 месяцев после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны.

4. Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин по п. 1, отличающийся тем, что для вычисления геологических параметров насыщения пласта на разном удалении от стенки скважины 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, 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.