RU2766063C1 - Method for assessing gas saturation of halitized reservoirs of gas wells during neutron-neutron logging - Google Patents
Method for assessing gas saturation of halitized reservoirs of gas wells during neutron-neutron logging Download PDFInfo
- Publication number
- RU2766063C1 RU2766063C1 RU2021112686A RU2021112686A RU2766063C1 RU 2766063 C1 RU2766063 C1 RU 2766063C1 RU 2021112686 A RU2021112686 A RU 2021112686A RU 2021112686 A RU2021112686 A RU 2021112686A RU 2766063 C1 RU2766063 C1 RU 2766063C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- neutron
- saturated
- small
- units
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 62
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims abstract description 107
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims abstract description 73
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 66
- 238000013016 damping Methods 0.000 claims abstract description 45
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 36
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 93
- 238000012886 linear function Methods 0.000 claims description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 5
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 claims description 3
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 abstract description 63
- 239000010442 halite Substances 0.000 abstract description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 58
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 7
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 229910052925 anhydrite Inorganic materials 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- IKNAJTLCCWPIQD-UHFFFAOYSA-K cerium(3+);lanthanum(3+);neodymium(3+);oxygen(2-);phosphate Chemical compound [O-2].[La+3].[Ce+3].[Nd+3].[O-]P([O-])([O-])=O IKNAJTLCCWPIQD-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 229910052590 monazite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005658 nuclear physics Effects 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
- G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
- G01V5/08—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays
- G01V5/10—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using neutron sources
- G01V5/101—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using neutron sources and detecting the secondary Y-rays produced in the surrounding layers of the bore hole
- G01V5/102—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using neutron sources and detecting the secondary Y-rays produced in the surrounding layers of the bore hole the neutron source being of the pulsed type
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
- G01V5/20—Detecting prohibited goods, e.g. weapons, explosives, hazardous substances, contraband or smuggled objects
- G01V5/22—Active interrogation, i.e. by irradiating objects or goods using external radiation sources, e.g. using gamma rays or cosmic rays
- G01V5/224—Multiple energy techniques using one type of radiation, e.g. X-rays of different energies
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области ядерно-физических методов исследований газовых скважин, к способам оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов, поровое пространство которых, наряду с газом, содержит галит (соль).The invention relates to the field of nuclear physics methods for studying gas wells, to methods for assessing the gas saturation of halitized reservoirs, the pore space of which, along with gas, contains halite (salt).
Галитизация газонасыщенных коллекторов приводит к эквивалентным погрешностям при определении истинных значений газонасыщенности продуктивных коллекторов. Оценка величины эквивалентных значений поправок из-за влияния галитизации является актуальной на этапе подсчета запасов газа.Halitization of gas-saturated reservoirs leads to equivalent errors in determining the true values of gas saturation of productive reservoirs. Estimation of the value of equivalent values of corrections due to the effect of halitization is relevant at the stage of calculating gas reserves.
Бурение газовых скважин в Восточной Сибири в основном производится на полимерных буровых растворах ("Полиэконол-Флора"), которые не растворяют галит, содержащийся в поровом пространстве коллектора. Галитизация порового пространства газонасыщенного коллектора, в зависимости от применяемого комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) и методик интерпретации, может приводить к искажению вычисляемых значений газонасыщенности по сравнению с истинными значениями.Drilling of gas wells in Eastern Siberia is mainly carried out using polymer drilling fluids (Polieconol-Flora), which do not dissolve the halite contained in the pore space of the reservoir. Halitization of the pore space of a gas-saturated reservoir, depending on the well logging complex and interpretation methods used, can lead to distortion of the calculated gas saturation values compared to the true values.
Проблема оценки влияния галитизации при определении газонасыщенности, в частности, актуальна для продуктивных отложений Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ), которое является крупнейшим в Восточной Сибири (Крекнин С.Г., Погрецкий А.В., Крылов Д.Н. и др. Современная геолого-геофизическая модель Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения. // Геология нефти и газа. 2016. - №2. - С. 44-55).The problem of evaluating the effect of halitization in determining gas saturation, in particular, is relevant for the productive deposits of the Chayandinskoye oil and gas condensate field (NGKM), which is the largest in Eastern Siberia (Kreknin S.G., Pogretsky A.V., Krylov D.N., etc. Sovremennaya geological and geophysical model of the Chayandinskoye oil and gas condensate field // Geology of oil and gas, 2016. - No. 2. - P. 44-55).
Содержание солей по керну показывает, что наибольшему засолонению подвержены коллекторы с первоначально минимальной глинистостью и максимальными значениями пористости и проницаемости.The salt content of the core shows that the reservoirs with the initial minimum clay content and maximum values of porosity and permeability are subject to the greatest salinization.
Диапазон изменения содержания солей в продуктивных коллекторах во многом определяется стратиграфией их отложений и в среднем изменяется от 3-6% до 20-30%. Глины и высокоглинистые песчаники обычно практически не содержат солей (Воробьев B.C., Клиновая Я.С. Причины засолонения терригенных пород в приделах Верхнечонского месторождения (Восточная Сибирь) // Газовая промышленность. №4. (751), 2017. - С. 36-43). Указанные геологические закономерности являются во многом основой геолого-геофизической интерпретации методов ГИС, включая и радиоактивные методы.The range of changes in the salt content in productive reservoirs is largely determined by the stratigraphy of their deposits and varies on average from 3-6% to 20-30%. Clays and high-clay sandstones usually contain practically no salts (Vorobiev BC, Klinovaya Y.S. Causes of salinization of terrigenous rocks in the aisles of the Verkhnechonskoye field (Eastern Siberia) // Gas industry. No. 4. (751), 2017. - P. 36-43 ). These geological patterns are largely the basis for the geological and geophysical interpretation of well logging methods, including radioactive methods.
Известен способ определения галитизации коллекторов по комплексу плотностного гамма-гамма каротажа (ГГК-П) и нейтронному каротажу (НК) на базе стационарного нейтронного источника (Жижимонтов И.Н., Зарай Е.А., Гильманов Я.И. и др. Особенности построения петрофизической модели с учетом засолонения терригенных пород на примере месторождений Восточной Сибири. // НТВ Каротажник. Вып. 4(304), 2020). Наличие галитизации продуктивных коллекторов приводит к увеличению плотности коллекторов и уменьшению их водородосодержания. Оценка галитизации производится путем интерпретации кросс-плотного распределения в декартовых координатах значений плотности, определяемой по ГГК-П, в зависимости от значений водородосодержания, определенных по методу НК. Далее на кросс-плоты наносятся расчетные аппроксимирующие линии, соответствующие предельным значениям заполнения коллектора галитом, нефтью или газом с последующим вычислением промежуточных значений галитизации.A known method for determining the halitization of reservoirs using a complex of density gamma-gamma logging (GGK-P) and neutron logging (NC) based on a stationary neutron source (Zhizhimontov I.N., Zarai E.A., Gilmanov Ya.I., etc. Features building a petrophysical model taking into account the salinization of terrigenous rocks on the example of fields in Eastern Siberia // NTV Karotazhnik, issue 4(304), 2020). The presence of halitization of productive reservoirs leads to an increase in the density of reservoirs and a decrease in their hydrogen content. Halitization is estimated by interpreting the cross-density distribution in Cartesian coordinates of the density values determined by GGK-P, depending on the hydrogen content values determined by the NK method. Next, calculated approximating lines are plotted on the cross-plots, corresponding to the limiting values of the reservoir filling with halite, oil or gas, followed by the calculation of intermediate halitization values.
Недостатком этого способа является низкая чувствительность метода ГГК-П к содержанию галита в поровом пространстве коллекторов из-за малых различий минералогической плотности песчаника (2,65 г/см3) и галита (2,15 г/см3). Отсюда следует, что содержание галита определяется с невысокой точностью, даже при его высоких содержаниях.The disadvantage of this method is the low sensitivity of the GGK-P method to the content of halite in the pore space of the reservoirs due to small differences in the mineralogical density of sandstone (2.65 g/cm 3 ) and halite (2.15 g/cm 3 ). It follows that the content of halite is determined with low accuracy, even at its high content.
Другим недостатком способа является значительное влияние ангидритизации коллекторов на показания метода ГГК-П. Плотность ангидрита составляет 2,96 г/см3 и небольшое увеличение содержания ангидрита будет интерпретироваться как увеличение галитизации коллектора.Another disadvantage of this method is the significant influence of anhydritization of reservoirs on the readings of the GGK-P method. The density of anhydrite is 2.96 g/cm 3 and a slight increase in anhydrite content will be interpreted as an increase in reservoir halitization.
Известен способ определения газонасыщенности коллекторов импульсными нейтронными методами (Скважинная ядерная геофизика. Под ред. Кузнецова О.Л., Поляченко А.Л. М. Недра, 1990, стр. 232-234).A known method for determining the gas saturation of reservoirs by pulsed neutron methods (Nuclear borehole geophysics. Edited by Kuznetsov OL, Polyachenko AL M. Nedra, 1990, pp. 232-234).
В известном способе для оценки газонасыщенности коллектора используют время жизни или декремент затухания тепловых нейтронов согласно следующему уравнению:In a known method, to estimate the gas saturation of a reservoir, the lifetime or decay decrement of thermal neutrons is used according to the following equation:
где:where:
τ - время жизни тепловых нейтронов в исследуемом коллекторе, мкс,τ is the lifetime of thermal neutrons in the reservoir under study, μs,
τск - время жизни тепловых нейтронов в скелете породы, мкс,τ sk is the lifetime of thermal neutrons in the rock matrix, μs,
τв - время жизни тепловых нейтронов в пластовой воде, мкс,τ in - lifetime of thermal neutrons in formation water, μs,
τг - время жизни тепловых нейтронов в газе, мкс,τ g - lifetime of thermal neutrons in gas, μs,
Kn - коэффициент пористости газонасыщенного коллектора, безразмерная ед.,K n - coefficient of porosity of a gas-saturated reservoir, dimensionless units,
Кг - коэффициент газонасыщенности коллектора, безразмерная ед. Kg - gas saturation coefficient of the reservoir, dimensionless units.
При использовании декремента затухания тепловых нейтронов в качестве ядерно-физической характеристики указанная формула будет выглядеть следующим образом:When using the thermal neutron damping factor as a nuclear-physical characteristic, this formula will look like this:
где:where:
Sig - декременты затухания тепловых нейтронов в исследуемом коллекторе, мкс,Sig - damping decrements of thermal neutrons in the collector under study, μs,
Sigск - декременты затухания тепловых нейтронов в скелете породы, мкс,Sig sk - damping decrements of thermal neutrons in the rock matrix, μs,
Sigв - декременты затухания тепловых нейтронов в пластовой воде, мкс,Sig в - damping decrements of thermal neutrons in formation water, μs,
Sigг - декременты затухания тепловых нейтронов в газе, мкс,Sig r - decrements of damping of thermal neutrons in gas, μs,
Kn - коэффициент пористости газонасыщенного коллектора, безразмерная ед.,K n - coefficient of porosity of a gas-saturated reservoir, dimensionless units,
Кг - коэффициент газонасыщенности коллектора, безразмерная ед. Kg - gas saturation coefficient of the reservoir, dimensionless units.
В условиях галитизации газонасыщенных коллекторов указанный способ становится неинформативным.In conditions of halitization of gas-saturated collectors, this method becomes uninformative.
Второй недостаток заключается в наличии проблем, связанных с определением истинных декрементов затухания тепловых нейтронов в реальных условиях газовых скважин отдельно для скелета породы, пластовой воды и газа.The second disadvantage is the presence of problems associated with the determination of the true thermal neutron damping decrements in real conditions of gas wells separately for the rock matrix, formation water and gas.
Третий недостаток обусловлен использованием только одной нейтронной характеристики газонасыщенного коллектора - декремента затухания тепловых нейтронов, а не комплексного использования всех аналитических характеристик комплексного метода 2ИННК двухзондовый импульсный нейтрон-нейтронный каротаж.The third disadvantage is due to the use of only one neutron characteristic of a gas-saturated reservoir - the thermal neutron damping decrement, and not the integrated use of all analytical characteristics of the complex method 2INL two-probe pulsed neutron-neutron logging.
Известен способ определения галитизации газонасыщенных коллекторов на основе применения литологического импульсного нейтронного каротажа с аппаратурой импульсного литологического каротажа - АПИЛК (Бабкин И.В., Малев А.Н., Москаленко Л.В., Иванченко И.С., Черменский В.Г., Шигапова С.Ю., Ермаков М.В. Результаты применения литологического импульсного нейтронного каротажа с аппаратурой АПИЛК в эксплуатационных скважинах Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения. // НТВ «Каротажник», №281, 2017 г., стр. 100-117) (Способ принят за прототип).A known method for determining the halitization of gas-saturated reservoirs based on the use of lithological pulsed neutron logging with pulsed lithological logging equipment - APILK (Babkin I.V., Malev A.N., Moskalenko L.V., Ivanchenko I.S., Chermensky V.G. , Shigapova S.Yu., Ermakov M.V. The results of the application of lithological pulsed neutron logging with APILC equipment in production wells of the Chayandinskoye oil and gas condensate field. // NTV "Karotazhnik", No. 281, 2017, pp. 100-117) (Method adopted as a prototype).
В указанном способе используют совместную интерпретацию данных гамма-каротажа (ГК), декремента затухания Sig (в статье обозначена как макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов Σ) и функции пористости F(Kp)INNK (в статье обозначена как R). Оценка содержания соли в пласте производится по взаимному поведению кривых ГК и Sig, а также F(Kp)INNK и Sig. Для этого кривые ГК и F(Kp)INNK приводят (нормализуют) к масштабу кривой Sig в интервалах газонасыщенных коллекторов и плотных пород, где концентрация соли равна 0. В чистых галитизированных газонасыщенных коллекторах отмечается корреляция между кривыми ГК и Sig, Sig и F(Kp)INNK. Интервалы, где корреляция нарушается и наблюдается существенное превышение кривой Sig над ГК и кривой Sig над F(Kp)INNK, соответствуют галитизированным газонасыщенным коллекторам. В этом случае кривые ГК и F(Kp)INNK имеют низкие значения, а кривые Sig имеют высокие значения. Величина приращения Sig над ГК и Sig над F(Kp)INNK (далее F(Kp)ИННК) является количественной оценкой концентрации соли в газонасыщенном коллекторе.This method uses a joint interpretation of gamma-ray logging (GK) data, the damping decrement Sig (denoted in the article as a macroscopic thermal neutron absorption cross section Σ) and the porosity function F(Kp)INNK (denoted as R in the article). Estimation of the salt content in the reservoir is made by the mutual behavior of the curves GK and Sig, as well as F(Kp)INNK and Sig. To do this, the HA and F(Kp)INNK curves are brought (normalized) to the scale of the Sig curve in the intervals of gas-saturated reservoirs and tight rocks, where the salt concentration is 0. In clean halitized gas-saturated reservoirs, a correlation is noted between the HA curves and Sig, Sig and F(Kp )INNK. The intervals where the correlation is broken and there is a significant excess of the Sig curve over the GK and the Sig curve over the F(Kp)INNK correspond to halitized gas-saturated reservoirs. In this case, the HA and F(Kp)INNK curves are low and the Sig curves are high. The magnitude of the increment Sig over GC and Sig over F(Kp)INNK (hereinafter F(Kp ) INNK ) is a quantitative estimate of the salt concentration in a gas-saturated reservoir.
В известном способе не учитывается влияние газонасыщенности коллекторов на результаты по оценке галитизации. Ввиду того, что пластовые воды, например, Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) сильно минерализованы, то при определении Sig они вносят существенный вклад в значение Sig, который может даже превышать вклад от глинистой компоненты, а газ в порах, наоборот, приводит к уменьшению этого значения. Поэтому процедуру корреляции ГК и Sig корректно проводить лишь в водонасыщенных либо одинаково газонасыщенных коллекторах.The known method does not take into account the effect of gas saturation of the collectors on the results of the assessment of halitization. Due to the fact that the formation waters, for example, the Chayandinskoye oil and gas condensate field (OGCF) are highly mineralized, when determining Sig they make a significant contribution to the Sig value, which can even exceed the contribution from the clay component, and the gas in the pores, on the contrary, leads to a decrease in this values. Therefore, it is correct to carry out the procedure for correlating HA and Sig only in water-saturated or equally gas-saturated reservoirs.
При наличии переменного газонасыщения по величине превышения Sig над ГК невозможно корректно оценить содержание галита.In the presence of variable gas saturation, it is impossible to correctly estimate the content of halite by the value of excess Sig over HA.
Второй недостаток известного способа связан с применением метода ГК, показания которого зависят от вариаций минералогии глин, содержания в них химических элементов с аномально высокими поглощающими нейтронными свойствами. В некоторых случаях показания ГК вообще не связаны с глинистостью (калийные соли, монацитовые песчаники, РГХА и т.д.), что приводит к нарушению геолого-геофизической связи Sig с ГК. Полученные результаты являются лишь качественной оценкой галитизации газонасыщенных коллекторов.The second disadvantage of the known method is associated with the use of the HA method, the readings of which depend on variations in the mineralogy of clays, the content of chemical elements with anomalously high absorbing neutron properties. In some cases, HA readings are not related to clay content at all (potassium salts, monazite sandstones, RGHA, etc.), which leads to a violation of the geological and geophysical connection of Sig with HA. The results obtained are only a qualitative assessment of the halitization of gas-saturated reservoirs.
Технической задачей, решаемой заявляемым способом оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов газовых скважин в процессе нейтрон-нейтронного каротажа, является повышение достоверности оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов по результатам измерений в скважинах с использованием двухзондового импульсного нейтрон-нейтронного каротажа 2ИННКт по тепловым нейтронам.The technical problem solved by the claimed method for assessing the gas saturation of halitized reservoirs of gas wells in the process of neutron-neutron logging is to increase the reliability of the assessment of gas saturation of halitized reservoirs based on the results of measurements in wells using two-probe pulsed neutron-neutron logging 2INNKt by thermal neutrons.
Оценка газонасыщенности галитизированных коллекторов связана с расширением потенциальных возможностей метода 2ИННКт путем совместной интерпретации декрементов затухания потоков тепловых нейтронов и интегральных потоков тепловых нейтронов (нейтронов) на малом - МЗ ИННKт и большом - БЗ ИННKт зондах, в том числе с привлечением метода ГК.Estimation of gas saturation of halitized reservoirs is associated with the expansion of the potential of the 2INNKt method by joint interpretation of the damping decrements of thermal neutron fluxes and integral fluxes of thermal neutrons (neutrons) on small - MZ INNKt and large - BZ INNKt probes, including using the GC method.
Технический результат достигается тем, что в способе оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов газовых скважин в процессе нейтрон-нейтронного каротажа, содержащего проведение измерений в скважинах с использованием двухзондового импульсного нейтрон-нейтронного каротажа 2ИННКт по тепловым нейтронам, в процессе которого производят регистрацию интегральных нейтронных потоков на малом - МЗ ИННКт и большом - БЗ ИННКт зондах с вычислением функции пористости - F(Kp)ИННКт, определяемой как отношение интегрального нейтронного потока J на малом зонде (МЗ) к большому (БЗ):The technical result is achieved by the fact that in the method for assessing the gas saturation of halitized reservoirs of gas wells in the process of neutron-neutron logging, which includes measurements in wells using two-probe pulsed neutron-neutron logging 2INNKt by thermal neutrons, during which integral neutron fluxes are recorded at a small - MZ INNCT and large - BZ INNCT probes with the calculation of the porosity function - F(K p ) INNCT, defined as the ratio of the integral neutron flux J on a small probe (MS) to a large one (BR):
и производят обработку временных спектральных распределений спада нейтронов на малом и большом зондах с вычислением декрементов затухания потоков нейтронов на малом - SigМЗ и большом - SigБЗ зондах 2ИННКт, осуществляют запись данных ГК, в отличие от известного, производят вычисление обратных значений интегральных нейтронных потоков на малом и большом зондах ИННКт: 
где:where:
Fг - функция, условно соответствующая газонасыщенным коллекторам, не содержащим соль, для большого и малого зондов и декрементов затухания потоков нейтронов метода 2ИННКт, в усл. ед.,F g is a function that conditionally corresponds to gas-saturated collectors that do not contain salt for large and small probes and decrements of neutron flux attenuation of the 2INNKt method, in conv. units,
а и b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине, безразм. вел.,a and b - coefficients taking into account the geological and technical conditions in the well, dimensionless. led.,
F(Kp)ИННКт - функция пористости, вычисляемая по методу 2ИННКт, усл. ед.,F(K p )INNKt - porosity function calculated by the 2INNKt method, arb. units,
а по верхним точкам для всех кросс-плотных распределений наносится линейная функция типа:and a linear function of the type is applied over the upper points for all cross-dense distributions:
где:where:
FS - функция, условно соответствующая галитизированным коллекторам, не содержащим газ, для большого и малого зондов и декрементов затухания потоков нейтронов метода 2ИННКт, в усл. ед.,F S is a function that conditionally corresponds to halitized gas-free collectors for large and small probes and decay rates of neutron fluxes of the 2INNKt method, in arb. units,
c и d - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине, безразм. вел.,c and d - coefficients taking into account the geological and technical conditions in the well, dimensionless. led.,
далее производят вычисление функций насыщения Pdd для малого - 
где:where:
(PddSigМЗ)ki - функция галитизации газонасыщенного коллектора по текущему декременту затухания на малом зонде, в усл. ед.,(PddSigМЗ) ki - gas-saturated reservoir halitization function according to the current attenuation decrement on a small probe, in arb. units,
(PddSigБЗ)ki - функция галитизации газонасыщенного коллектора по текущему декременту затухания на большом зонде, в усл. ед.,(PddSigБЗ) ki - gas-saturated collector halitization function according to the current damping decrement on a large probe, in arb. units,
тек.(FгБЗ)ki - текущие значения декрементов затухания потоков нейтронов на большом зонде, соответствующие газонасыщенным коллекторам, не содержащим соль, в усл. ед.,current (F g BZ) ki - current values of the damping decrements of neutron fluxes on a large probe, corresponding to gas-saturated collectors that do not contain salt, in arb. units,
тек.(FгМЗ)ki - текущие значения декрементов затухания потоков нейтронов на малом зонде, соответствующие газонасыщенным коллекторам, не содержащим соль, в усл. ед.,current (F g MZ) ki - current values of the damping decrements of neutron fluxes on a small probe, corresponding to gas-saturated collectors that do not contain salt, in conv. units,
тек.(SigБЗ)ki - текущие значения вычисляемых декрементов затухания потоков нейтронов на большом зонде, в усл. ед.,current (SigBZ) ki - current values of the calculated damping decrements of neutron fluxes on a large probe, in arb. units,
тек.(SigМЗ)ki - текущие значения вычисляемых декрементов затухания потоков нейтронов на малом зонде, в усл. ед.,current (SigМЗ) ki - current values of the calculated damping decrements of neutron fluxes on a small probe, in arb. units,
затем строят кросс-плотные распределения 
где:where:
W - полное объемное содержание газа и соли в коллекторе, %,W - total volumetric content of gas and salt in the reservoir,%,
Wсоль - объемное заполнение пространства коллектора солью, %,Wsalt - volumetric filling of the collector space with salt, %,
Wг - объемное содержание газа в коллекторе, %,Wg - volumetric gas content in the reservoir,%,
Yтек., Ymin, Ymax - соответственно, текущие, минимальные и максимальные значения аналитических параметров 2ИННКт: малого зонда 
Хтек., Xmin, Хmах - соответственно, текущие, минимальные и максимальные значения функции пористости F(Kp)ИННКт по оси X, в усл. ед.,Хtech., Xmin, Хmax - respectively, the current, minimum and maximum values of the porosity function F(K p )INNKt along the X axis, in conv. units,
в результате выполненной обработки определяют следующие геологические параметры коллекторов:as a result of the performed processing, the following geological parameters of reservoirs are determined:
Кр × (Кг + Ксоль) = W - полное объемное содержание газа и соли в коллекторе, %,Kp × (Kg + Ksalt) = W - total volume content of gas and salt in the reservoir, %,
Wсоль = Кр × Ксоль - объемное содержание соли, %,Wsalt \u003d Kr × Ksalt - volumetric salt content,%,
Кр × Кг = Wг - объемное содержание газа, %,Kr × Kg = Wg - volumetric gas content,%,
где:where:
Кр - коэффициент пористости коллектора, %,Кр - reservoir porosity coefficient, %,
Кг - коэффициент газонасыщенности коллектора, %,Kg - gas saturation coefficient of the reservoir, %,
Ксоль - коэффициент солесодержания коллектора %.Ksalt - salinity coefficient of the reservoir.
При исследовании газонасыщенных коллекторов, производят нормализацию значений кривой ГК в масштабе значений функции пористости F(Kp)ИННКт, отмеченных по интервалу газонасыщенного коллектора, не содержащего соль, и исследуемые галитизированные газонасыщенные интервалы выделяют по приращению подъема нормализованной кривой ГК над кривой F(Kp)ИННКт, при этом по величине приращения нормализованной ГК над кривой F(Kp)ИННКт производят количественную оценку содержания соли по исследуемому интервалу.In the study of gas-saturated reservoirs, the values of the GK curve are normalized on the scale of the values of the porosity function F(K p )INNKt, marked on the interval of a gas-saturated reservoir that does not contain salt, and the studied halitized gas-saturated intervals are isolated by the increment of the rise of the normalized GK curve above the curve F(K p )INNKt, while the magnitude of the increment of the normalized HA over the curve F(K p )INNKt produce a quantitative assessment of the salt content in the study interval.
При исследовании ближней радиальной части прискважинной зоны газонасыщенных коллекторов производят нормализацию в одном масштабе значений кривой декремента затухания потоков нейтронов SigМЗ и кривой обратных значений интегральных нейтронных потоков 
При исследовании дальней радиальной части прискважинной зоны газонасыщенных коллекторов производят нормализацию в одном масштабе значений кривой декремента затухания SigБЗ и кривой обратных значений интегральных нейтронных потоков 
На фиг. 1 представлены кросс-плотные распределения вида:In FIG. 1 shows cross-dense distributions of the form:
На фиг. 2 представлены кросс-плотные распределения вида:In FIG. 2 shows cross-dense distributions of the form:
На фиг. 3 представлены кросс-плотные распределения вида:In FIG. 3 shows cross-dense distributions of the form:
На фиг. 4 представлены кросс-плотные распределения вида:In FIG. 4 shows cross-dense distributions of the form:
На фиг. 5 представлены кросс-плотные распределения вида:In FIG. 5 shows cross-dense distributions of the form:
SigБЗ от F(Kp)ИННКт.SigBZ from F(K p )INNKt.
На фиг. 6 представлены кросс-плотные распределения вида:In FIG. 6 shows cross-dense distributions of the form:
PddSigБЗ от F(Kp)ИННКт.PddSigBZ from F(K p )INNKt.
На всех кросс-плотах параллельно оси X по минимальным значениям точек нанесены аппроксимирующие прямые линии - 1, условно соответствующие максимально газонасыщенным коллекторам, а по максимальным значениям точек нанесены прямые линии - 2, условно соответствующие максимально галитизированным коллекторам, при этом параллельно оси Y нанесены прямые линии - 3, соответствующие минимальным значениям функции пористости F(Kp)ИННКт.On all cross-plots, parallel to the X axis, approximating straight lines - 1, conditionally corresponding to the maximum gas-saturated reservoirs, are plotted parallel to the X axis, and straight lines - 2, conditionally corresponding to the maximum halitized reservoirs, are plotted parallel to the Y axis. - 3, corresponding to the minimum values of the porosity function F(K p )INNKt.
На фиг. 7 приведены результаты, полученные после обработки данных в процессе проведения метода 2ИННКт совместно с данными ГК по интервалам газонасыщенного коллектора, не содержащего соль.In FIG. Figure 7 shows the results obtained after processing the data in the process of carrying out the 2INNKt method together with the GC data for the intervals of a gas-saturated reservoir that does not contain salt.
В колонке 2 записаны кривая F(Kp)ИННКт и кривая ГК, нормализованная в масштабе кривой F(Kp)ИННКт.
В колонке 3 записаны нормализованные в одном масштабе кривая 
В колонке 5 отображены значения Кг - коэффициента газонасыщенности коллектора, а в колонке 6 - Кр × Кг - объемного содержания газа в коллекторе, вычисленные на основе данных кросс-плотных распределений вида: 
Итоговые результаты исследований газовой скважины комплексом 2ИННКт+ГК приведены в колонке 7.The final results of gas well testing by the 2INNKt+GK complex are shown in
Суть заявляемого способа.The essence of the proposed method.
Для оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов газовых скважин в процессе проведения импульсного нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ИННКт) регистрируют основные параметры метода: интегральные нейтронные потоки на малом - МЗ ИННКт и большом - БЗ ИННКт зондах с вычислением функции пористости - F(Kp)ИННКт, определяемой как отношение интегрального нейтронного потока/на малом зонде (МЗ) к большому (БЗ):To assess the gas saturation of halitized reservoirs of gas wells in the process of pulsed neutron-neutron logging by thermal neutrons (2INNKt), the main parameters of the method are recorded: integral neutron fluxes on a small - MZ INNKt and large - BZ INNKt probes with the calculation of the porosity function - F(K p ) INNKt, defined as the ratio of the integral neutron flux/on a small probe (SM) to a large one (BR):
и декременты затухания потоков нейтронов на малом - SigМЗ и большом - SigБЗ зондах 2ИННКт.and attenuation decrements of neutron fluxes on the small - SigM3 and large - SigBZ probes 2INNKt.
Обратные значения интегральных нейтронных потоков на малом и большом зондах ИННКт: 
Wоводы × Кр × [1 - (Кг + Ксоль)] + Wогл. изм. = Wоизм.,Wovods × Kr × [1 - (Kg + Ksalt)] + Wop. rev. = Wmeas.,
где:where:
Wо гл. изм. и Wo воды - водородосодержание глин и пластовой воды, соответственно (в ед. содержания воды), %;Wo ch. rev. and Wo water - hydrogen content of clays and formation water, respectively (in units of water content), %;
Кр - пористость газонасыщенного коллектора, %;Kp - porosity of a gas-saturated reservoir, %;
Кг - коэффициент газонасыщенности коллектора, %;Kg - coefficient of gas saturation of the reservoir, %;
Ксоль - относительное содержание твердой соли в газонасыщенном коллекторе, %.Ksalt is the relative content of solid salt in a gas-saturated reservoir, %.
Измеренные значения Sigизм. имеют следующую связь с относительными величинами петрофизических параметров газонасыщенного коллектора:Measured values Sigmeas. have the following relationship with the relative values of the petrophysical parameters of a gas-saturated reservoir:
Sigск × (1 - Кр - Кгл) + Кр(Sigг × Кг + Sigвод) × [1 - (Кг + Ксоль)] + + (Sigсоль × Ксоль) + Sigгл. = Sigизм.Sigsk × (1 - Kr - Kgl) + Kr(Sigg × Kg + Sigvod) × [1 - (Kg + Ksalt)] + + (Sigsalt × Ksalt) + Siggl. = Sigmeas.
где:where:
Sigизм - декременты затухания потоков тепловых нейтронов малого или большого зондов 2ИННКт, усл. ед.,Sigism - damping decrements of thermal neutron fluxes of small or large probes 2INNKt, arb. units,
Sigск - декременты затухания тепловых нейтронов в скелете породы, усл. ед.,Sigsk - damping decrements of thermal neutrons in the rock skeleton, arb. units,
Sigгл. - декременты затухания тепловых нейтронов в глине, усл. ед.,Siggle. - damping decrements of thermal neutrons in clay, arb. units,
Sigг - декременты затухания тепловых нейтронов в газе в порах, усл. ед.,Sigg - damping decrements of thermal neutrons in gas in pores, arb. units,
Sigвод. - декременты затухания тепловых нейтронов в пластовой воде, усл. ед.,Sigwater - damping decrements of thermal neutrons in formation water, arb. units,
Sigсоль - декременты затухания тепловых нейтронов в твердой соли, усл. ед.,Sigsol - damping decrements of thermal neutrons in solid salt, arb. units,
Кр - пористость газонасыщенного коллектора, %,Кр - porosity of a gas-saturated reservoir, %,
Кг - коэффициент газонасыщенности коллектора, %,Kg - gas saturation coefficient of the reservoir, %,
Ксоль - относительное содержание твердой соли в коллекторе, %.Ksol - the relative content of solid salt in the collector,%.
Теоретические расчеты в типовых условиях при проведении измерений методом 2ИННКт с помощью прибора АИНК-43 в обсаженной скважине (Dскв - 216 мм) с эксплуатационной колонной (Dэк - 168 мм) и с насосно-компрессорными трубами - НКТ (Dнкт - 73 мм) показывают, что в вычисляемый декремент затухания Sigизм. газонасыщенных коллекторов Чаяндинского НГКМ основной вклад дает объемное содержание твердой соли: Wсоль = Кр × Ксоль, при условии: Wсоль = Кр × Ксоль < 7%.Theoretical calculations under typical conditions during measurements by the 2INNKt method using the AINK-43 device in a cased well (Dwell - 216 mm) with a production string (Deq - 168 mm) and tubing - tubing (Dnkt - 73 mm) show that that in the calculated damping decrement Sigism. gas-saturated reservoirs of the Chayandinskoye oil and gas condensate field, the main contribution is made by the volumetric content of solid salt: Wsalt = Kp × Ksalt, provided: Wsalt = Kp × Ksalt < 7%.
Из анализа петрофизических связей следует, что при отсутствии соли в газонасыщенном коллекторе основной вклад в декремент затухания Sig и водородосодержание Wo вносят глины. Величина декремента затухания Sig в глинах в 2-3 раза выше, чем в других минералах, входящих в состав горных пород. Декременты затухания для сред, заполняющих поровое пространство, существенно различаются и составляют для галита - 760 е.з. (единицы захватные), пресной воды - 22 е.з., сильно минерализованной воды - 130 е.з., глины - 18-45 е.з., высокопористых газонасыщенных коллекторов - 1,5 е.з, при этом чистый газ при давлениях менее 300 атм практически имеет нулевое значение, что создает благоприятные предпосылки для их разделения и оценки содержания галита в поровом пространстве газонасыщенного коллектора (Методические рекомендации по применению ядерно-физических методов ГИС, включающих углерод-кислородный каротаж для оценки нефтегазонасыщенности пород-коллекторов в обсаженных скважинах. Под ред. В.И. Петерсилье, Г.Г. Яценко. // ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», Москва-Тверь: 2006).It follows from the analysis of petrophysical relationships that, in the absence of salt in a gas-saturated reservoir, clays make the main contribution to the damping factor Sig and water content Wo. The value of the damping decrement Sig in clays is 2-3 times higher than in other minerals that make up rocks. The damping decrements for the media filling the pore space differ significantly and amount to 760 units for halite. (capturing units), fresh water - 22 cu, highly mineralized water - 130 cu, clay - 18-45 cu, highly porous gas-saturated reservoirs - 1.5 cu, while pure gas at pressures less than 300 atm, it practically has zero value, which creates favorable prerequisites for their separation and assessment of the halite content in the pore space of a gas-saturated reservoir Edited by V. I. Petersilye and G. G. Yatsenko // VNIGNI, SPC Tvergeofizika, Moscow-Tver: 2006).
Водородосодержание в глинах близко к предельным значениям в 40-50%. По результатам исследований в газовых скважинах наблюдается хорошая корреляция между вычисленными обратными величинами значений малого 
Полученные зависимости позволяют при реализации заявляемого способа повысить точность определения газонасыщенности галитизированных коллекторов газовых скважин путем комплексных измерений зондами метода 2ИННКт и метода ГК, в процессе которых производят регистрацию интегральных нейтронных потоков на малом - МЗ ИННКт и большом - БЗ ИННКт зондах с вычислением функции пористости - F(Kp)ИННКт, определяемой как отношение интегрального нейтронного потока/на малом зонде (МЗ) к большому (БЗ):The obtained dependences allow, when implementing the proposed method, to improve the accuracy of determining the gas saturation of halitized reservoirs of gas wells by complex measurements with probes of the 2INNKt method and the GK method, during which integral neutron fluxes are recorded on a small - MZ INNKt and large - BZ INNKt probes with the calculation of the porosity function - F (K p )INNKt, defined as the ratio of the integral neutron flux/on a small probe (SM) to a large one (BR):
и производят обработку временных спектральных распределений спада нейтронов на малом и большом зондах с вычислением декрементов затухания потоков нейтронов на малом - SigМЗ и большом - SigБЗ зондах 2ИННКт, осуществляют запись данных ГК, производят вычисление обратных значений интегральных нейтронных потоков на малом и большом зондах ИННКт: 
где:where:
Fг - функция, условно соответствующая газонасыщенным коллекторам, не содержащим соль, для большого и малого зондов и декрементов затухания потоков нейтронов метода 2ИННКт, в усл. ед.,F g is a function that conditionally corresponds to gas-saturated collectors that do not contain salt for large and small probes and decrements of neutron flux attenuation of the 2INNKt method, in conv. units,
а и b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине, безразм. вел.,a and b - coefficients taking into account the geological and technical conditions in the well, dimensionless. led.,
F(Kp)ИННКт - функция пористости, вычисляемая по методу 2ИННКт, усл. ед.,F(K p )INNKt - porosity function calculated by the 2INNKt method, arb. units,
а по верхним точкам для всех кросс-плотных распределений наносится линейная функция типа:and a linear function of the type is applied over the upper points for all cross-dense distributions:
где:where:
FS - функция, условно соответствующая галитизированным коллекторам, не содержащим газ, для большого и малого зондов и декрементов затухания потоков нейтронов метода 2ИННКт, в усл. ед.,F S is a function that conditionally corresponds to halitized gas-free collectors for large and small probes and decay rates of neutron fluxes of the 2INNKt method, in arb. units,
с и d - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине, безразм. вел.,c and d - coefficients taking into account the geological and technical conditions in the well, dimensionless. led.,
На фиг. 1 представлены кросс-плотные распределения вида:In FIG. 1 shows cross-dense distributions of the form:
На фиг. 2 представлены кросс-плотные распределения вида:In FIG. 2 shows cross-dense distributions of the form:
На фиг. 5 представлены кросс-плотные распределения вида:In FIG. 5 shows cross-dense distributions of the form:
SigБЗ от F(Kp)ИННКт.SigBZ from F(K p )INNKt.
На представленных кросс-плотах (фиг. 1 и 2) по оси X нанесены значения 
На кросс-плоте (фиг. 5) по оси Y нанесены значения SigБЗ, а по оси X указаны вычисленные значения функции пористости F(Kp)ИННКт, при этом параллельно (фиг. 1, 2 и 5) оси X по минимальным значениям точек нанесены аппроксимирующие прямые линии - 1, условно соответствующие максимально газонасыщенным коллекторам, а по максимальным значениям точек нанесены прямые линии - 2, условно соответствующие максимально галитизированным коллекторам, при этом параллельно оси Y нанесены прямые линии - 3, соответствующие минимальным значениям функции пористости F(Kp)ИННКт.On the cross-plot (Fig. 5), along the Y axis, the values of SigBZ are plotted, and along the X axis, the calculated values of the porosity function F(K p )INNKt are indicated, while parallel (Fig. 1, 2 and 5) to the X axis along the minimum values of the points approximating straight lines - 1, conditionally corresponding to the most gas-saturated reservoirs, and straight lines - 2, conditionally corresponding to the most halitized reservoirs, are drawn, while straight lines - 3 are plotted parallel to the Y axis, corresponding to the minimum values of the porosity function F(K p )INNKt.
Прямая линия 1 является линейной функцией Fг=а × F(Kр)ИННКт+b.
Прямая линия 2 является линейной функцией FS=c × F(Kр)ИННКт+d.
Далее производят вычисление функций насыщения Pdd для малого - 
где:where:
PddSigМЗ - функция галитизации газонасыщенного коллектора по декременту затухания на малом зонде, в усл. ед.,PddSigМЗ - function of halitization of a gas-saturated reservoir according to the damping decrement on a small probe, in arb. units,
PddSigБЗ - функция галитизации газонасыщенного коллектора по большому зонду, в усл. ед.,PddSigBZ - function of gas-saturated reservoir halitization by a large probe, arb. units,
тек.(FгБЗ)ki - текущие значения декрементов затухания потоков нейтронов на большом зонде, соответствующие газонасыщенным коллекторам, не содержащим соль, в усл. ед.,current (F g BZ) ki - current values of the damping decrements of neutron fluxes on a large probe, corresponding to gas-saturated collectors that do not contain salt, in arb. units,
тек.(FгМЗ)ki - текущие значения декрементов затухания потоков нейтронов на малом зонде, соответствующие газонасыщенным коллекторам, не содержащим соль, в усл. ед.,current (F g MZ) ki - current values of the damping decrements of neutron fluxes on a small probe, corresponding to gas-saturated collectors that do not contain salt, in conv. units,
тек.(SigБЗ)ki - текущие значения вычисляемых декрементов затухания потоков нейтронов на большом зонде, в усл. ед.,current (SigBZ) ki - current values of the calculated damping decrements of neutron fluxes on a large probe, in arb. units,
тек.(SigМЗ)ki - текущие значения вычисляемых декрементов затухания потоков нейтронов на малом зонде, в усл. ед.,current (SigМЗ) ki - current values of the calculated damping decrements of neutron fluxes on a small probe, in arb. units,
затем строят кросс-плотные распределения 
На фиг. 3 представлены кросс-плотные распределения вида:In FIG. 3 shows cross-dense distributions of the form:
На фиг. 4 представлены кросс-плотные распределения вида:In FIG. 4 shows cross-dense distributions of the form:
На фиг. 6 представлены кросс-плотные распределения вида:In FIG. 6 shows cross-dense distributions of the form:
PddSigБЗ от F(Kp)ИННКт.PddSigBZ from F(K p )INNKt.
На представленных кросс-плотах (фиг. 3 и 4) по оси X нанесены значения 
Далее для оценки объемного заполнения пространства коллектора солью производят обработку кросс-плотных распределений в декартовых координатах по общим формулам:Further, to estimate the volumetric filling of the reservoir space with salt, cross-dense distributions are processed in Cartesian coordinates according to the general formulas:
где:where:
W - полное объемное содержание газа и соли в коллекторе, %,W - total volumetric content of gas and salt in the reservoir,%,
Wсоль - объемное заполнение пространства коллектора солью, %,Wsalt - volumetric filling of the collector space with salt, %,
Wг - объемное содержание газа в коллекторе, %,Wg - volumetric gas content in the reservoir,%,
Yтек., Ymin, Ymах - соответственно, текущие, минимальные и максимальные значения аналитических параметров 2ИННКт: малого зонда 
Хтек., Xmin, Хmах - соответственно, текущие, минимальные и максимальные значения функции пористости F(Kp)ИННКт по оси Y, в усл. ед.,Хtech., Xmin, Хmax - respectively, the current, minimum and maximum values of the porosity function F(Kp)INNKt along the Y axis, in conv. units,
в результате обработки, выполненной с помощью программы ЭВМ, определяют следующие геологические параметры коллекторов:as a result of processing performed using a computer program, the following geological parameters of reservoirs are determined:
Кр × (Кг + Ксоль) = W - полное объемное содержание газа и соли вKp × (Kg + Ksalt) \u003d W - total volumetric content of gas and salt in
коллекторе, %,collector, %,
Wсоль = Кр × Ксоль - объемное содержание соли, %,Wsalt \u003d Kr × Ksalt - volumetric salt content,%,
Wг=Кр × Кг - объемное содержание газа, %,Wg \u003d Kr × Kg - volumetric gas content,%,
где:where:
Кр - коэффициент пористости коллектора, %,Кр - reservoir porosity coefficient, %,
Кг - коэффициент газонасыщенности коллектора, %,Kg - gas saturation coefficient of the reservoir, %,
Ксоль - коэффициент солесодержания коллектора, %. При исследовании газонасыщенных коллекторов производят нормализацию значений кривой ГК в масштабе значений функции пористости F(Kp)ИННКт, отмеченных по интервалу газонасыщенного коллектора, не содержащего соль, и исследуемые галитизированные газонасыщенные интервалы выделяют по приращению подъема нормализованной кривой ГК над кривой F(Kp)ИННКт, при этом по величине приращения нормализованной ГК над кривой F(Kp)ИННКт производят количественную оценку содержания соли по исследуемому интервалу.Ksalt - salinity coefficient of the reservoir, %. When studying gas-saturated reservoirs, the values of the GK curve are normalized on the scale of the values of the porosity function F(K p )INNKt, marked on the interval of a gas-saturated reservoir that does not contain salt, and the studied halitized gas-saturated intervals are isolated by the increment of the rise of the normalized GK curve above the curve F(K p ) INNKt, while the magnitude of the increment of the normalized HA over the curve F(K p )INNKt produce a quantitative assessment of the salt content in the study interval.
При исследовании ближней радиальной части прискважинной зоны газонасыщенных коллекторов производят нормализацию в одном масштабе значений кривой декремента затухания потоков нейтронов SigМЗ и кривой обратных значений интегральных нейтронных потоков 
При исследовании дальней радиальной части прискважинной зоны газонасыщенных коллекторов производят нормализацию в одном масштабе значений кривой декремента затухания SigБЗ и кривой обратных значений интегральных нейтронных потоков 
На фиг. 7 приведены результаты, полученные после обработки данных в процессе проведения метода 2ИННКт совместно с данными ГК по интервалам газонасыщенного коллектора, не содержащего соль.In FIG. Figure 7 shows the results obtained after processing the data in the process of carrying out the 2INNKt method together with the GC data for the intervals of a gas-saturated reservoir that does not contain salt.
В колонке 2 записана кривая ГК, нормализованная в масштабе кривой F(Kp)ИННКт.
Галитизированные газонасыщенные интервалы на глубине 2040-2050 м выделены по приращению подъема нормализованной кривой ГК над кривой F(Kp)ИННКт, при этом по величине приращения нормализованной ГК над кривой F(Kp)ИННКт производят количественную оценку содержания соли по исследуемому интервалу.Halitized gas-saturated intervals at a depth of 2040-2050 m are identified by the increment of the rise of the normalized HA curve above the F(K p )INNKt curve, while the magnitude of the increment of the normalized HA above the F(K p )INNKt curve is used to quantify the salt content in the interval under study.
В колонке 3 записаны нормализованные в одном масштабе кривая 
Значения нормализованных кривых 
В колонке 4 записаны нормализованные в одном масштабе кривая 
Значения нормализованных кривых 
В колонке 5 отображены значения Кг - коэффициента газонасыщенности коллектора,
В колонке 6 представлены значения Wr=Кр × Кг (объемное содержание газа в коллекторе), вычисленные на основе данных кросс-плотных распределений вида: 
Итоговые результаты исследований газовой скважины комплексом 2ИННКт+ГК приведены в колонке 7.The final results of gas well testing by the 2INNKt+GK complex are shown in
На глубине 2020-2040 м выделен интервал галитизированного газонасыщенного коллектора.At a depth of 2020-2040 m, an interval of a halitized gas-saturated reservoir was identified.
Слабоглинистый газонасыщенный коллектор определен на глубине 2050-2070.A slightly clayey gas-saturated reservoir was identified at a depth of 2050-2070.
Глинистый газонасыщенный коллектор выделен на глубине 2070 м.The clayey gas-saturated reservoir was identified at a depth of 2070 m.
Газонасыщенный коллектор залегает в интервале на глубине 2070-2110 м.The gas-saturated reservoir lies in the interval at a depth of 2070-2110 m.
Claims (53)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021112686A RU2766063C1 (en) | 2021-04-30 | 2021-04-30 | Method for assessing gas saturation of halitized reservoirs of gas wells during neutron-neutron logging |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021112686A RU2766063C1 (en) | 2021-04-30 | 2021-04-30 | Method for assessing gas saturation of halitized reservoirs of gas wells during neutron-neutron logging |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2766063C1 true RU2766063C1 (en) | 2022-02-07 |
Family
ID=80214881
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021112686A RU2766063C1 (en) | 2021-04-30 | 2021-04-30 | Method for assessing gas saturation of halitized reservoirs of gas wells during neutron-neutron logging |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2766063C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2784205C1 (en) * | 2022-09-28 | 2022-11-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Институт нефтегазовых технологий "ГеоСпектр" (ООО "ИНТ "ГеоСпектр") | Method for estimating the gas saturation of halitized reservoirs of gas wells based on measurements by the method for pulsed neutron logging |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2075100C1 (en) * | 1993-04-02 | 1997-03-10 | Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин с опытным заводом геофизической аппаратуры | Method of neutron-neutron pulsed logging |
| RU2254597C2 (en) * | 2003-08-28 | 2005-06-20 | Закрытое Акционерное общество Научно-производственная фирма по геофизическим и геоэкологическим работам "Каротаж" | Method and device for pulse neutron logging |
| RU2339979C1 (en) * | 2007-04-23 | 2008-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром геофизика" | Detection method of industrial gas accumulations in overproductive deposits |
| RU2433261C1 (en) * | 2010-03-04 | 2011-11-10 | Владимир Иванович Масленников | Method for detection of salt deposition zones in well |
| RU2679766C2 (en) * | 2017-07-11 | 2019-02-12 | Александр Иванович Лысенков | Method for determining the coefficient and bulk gas saturation in reservoirs of gas wells by two-probe neutron logging in gas-filled wells |
-
2021
- 2021-04-30 RU RU2021112686A patent/RU2766063C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2075100C1 (en) * | 1993-04-02 | 1997-03-10 | Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин с опытным заводом геофизической аппаратуры | Method of neutron-neutron pulsed logging |
| RU2254597C2 (en) * | 2003-08-28 | 2005-06-20 | Закрытое Акционерное общество Научно-производственная фирма по геофизическим и геоэкологическим работам "Каротаж" | Method and device for pulse neutron logging |
| RU2339979C1 (en) * | 2007-04-23 | 2008-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром геофизика" | Detection method of industrial gas accumulations in overproductive deposits |
| RU2433261C1 (en) * | 2010-03-04 | 2011-11-10 | Владимир Иванович Масленников | Method for detection of salt deposition zones in well |
| RU2679766C2 (en) * | 2017-07-11 | 2019-02-12 | Александр Иванович Лысенков | Method for determining the coefficient and bulk gas saturation in reservoirs of gas wells by two-probe neutron logging in gas-filled wells |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| АРНО О.Б., МЕРКУЛОВ А.В., ФИЛОБОКОВ Е.И. и др., "Мультиметодный многозондовый нейтронный каротаж:оценка характера насыщения коллекторов при неоднородном заполнении ствола газовых скважин в условиях ямбурского НГКм", ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ.ГАЗ., апрель 2(62), 2018, стр.34-37. * |
| Бабкин И.В., Малев А.Н., Москаленко Л.В., Иванченко И.С., Черменский В.Г., Шигапова С.Ю., Ермаков М.В., "Результаты применения литологического импульсного нейтронного каротажа с аппаратурой АПИЛК в эксплуатационных скважинах Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения", НТВ "Каротажник", номер 281, 2017, стр. 100-117. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2794165C1 (en) * | 2022-05-16 | 2023-04-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Сахалинская Энергия" (ООО "Сахалинская Энергия") | Method for determining porosity coefficient of gas-saturated reservoirs according to well logging data |
| RU2784205C1 (en) * | 2022-09-28 | 2022-11-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Институт нефтегазовых технологий "ГеоСпектр" (ООО "ИНТ "ГеоСпектр") | Method for estimating the gas saturation of halitized reservoirs of gas wells based on measurements by the method for pulsed neutron logging |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Dong et al. | Research on recognition of gas saturation in sandstone reservoir based on capture mode | |
| EP0259225A2 (en) | Logging apparatus and method for determining absolute elemental concentrations of subsurface formations | |
| EP0608996A2 (en) | Method and apparatus for reducing matrix density effects on porosity measurements during epithermal neutron porosity well logging | |
| US8129673B2 (en) | Methods for calibration of pulsed neutron logging | |
| RU2518876C2 (en) | Method to define density of subsurface formations using measurements of neutron gamma ray logging | |
| CN112904436B (en) | Porosity measurement method combining element yield and thermal neutron count ratio | |
| Freedman et al. | Measurement of total NMR porosity adds new value to NMR logging | |
| RU2219337C1 (en) | Method establishing geological properties of terrigenous rock in space near hole by data of geophysical examinations of sections of holes | |
| CN112182966B (en) | Biological disturbance reservoir layer identification method based on multi-source logging data | |
| Barson et al. | Spectroscopy: the key to rapid, reliable petrophysical answers | |
| Ellis et al. | Porosity from neutron logs II: interpretation | |
| RU2687877C1 (en) | Method of determining the parameters hydrocarbon saturation in reservoirs of oil and gas condensate fields and evaluation of their filtration and capacity properties in oil and gas wells, cased by a fiberglass column | |
| RU2766063C1 (en) | Method for assessing gas saturation of halitized reservoirs of gas wells during neutron-neutron logging | |
| Liu et al. | Methods for evaluating elemental concentration and gas saturation by a three-detector pulsed-neutron well-logging tool | |
| Aadil et al. | Source rock evaluation with interpretation of wireline logs: a case study of Lower Indus Basin, Pakistan | |
| RU2503040C1 (en) | Method for determining gas and oil saturation coefficient for geophysical well logging complex based on pulse neutron well logging methods | |
| Horkowitz et al. | Complex Reservoir Evaluation in open and cased wells | |
| RU2351963C1 (en) | Method of assessment of reservoir bed porosity in horizontal wells by implemeting three-probe neutron survey | |
| RU2784205C1 (en) | Method for estimating the gas saturation of halitized reservoirs of gas wells based on measurements by the method for pulsed neutron logging | |
| Davis et al. | A dual porosity CNL logging system | |
| Hashim et al. | Evaluating Petrophysical Properties of Sa'di Reservoir in Halfaya Oil Field | |
| Li et al. | A new measurement of evaluating gas or co2 in formation-fast neutron cross section | |
| Zhang et al. | A Quantitatively Determining Gas Saturation Method Using Pulsed-Neutron Element Logging in Tight Gas Reservoirs | |
| RU2799223C1 (en) | Method for determining cement stone voids filled with mineralized fluid in cased wells of oil and gas condensate fields | |
| RU2692088C1 (en) | Method of assessing the phase state of hydrocarbon fluids in porous space of oil and gas condensate reservoirs by a complex of neural methods |