1 Изобретение относитс к геофизическйм исследовани м скважин, в частности к геофизическим исследовани м с воздействием по определению нефтенасыщенности продуктивного пласта, и может быть использовано при исследовании подвижности нефти и коэффициента ее извлечени при конкретных термодинамических услови х пласта подвергаемого тепловому воздействрто Известен способ исследовани продуктивных пластов, заключающийс в проведении дерно-магнитного каротаж до и после введени в зону проникновени парамагнитных ионов, но более строго оценивающий слабый сигнал, обусловленный остаточной нефтью Г1 3 В результате исследовани оценива етс суммарное содержание подвижной и неизвлекаемой нефти и исключаетс возможность оценки доли подвижной нефти.. Исследовани могут быть прове дены только в процессе бурени , когда температура пласта вблизи стенок скважины сильно искажена вли нием более низкой температуры промывочной жидкости, фильтрат которой вводитс в зону проникновени и,следовательно не отражает истинной температуры пласта и подвижности нефти в нем. Наиболее близким к предлагаемому вл етс способ исследовани продуктивных пластов при тепловом воздействии на залежь, включающий периодическое проведение дерно-магнит ного каротажа р да контрольных скважин , обсаженных в продуктивном интер вале неметаллической колонной и распределенных по площади на различных рассто ни х от инициирующей скважины В этом случае вследствие нагрева переход углеводородов из состо ни высокой в зкости в жидкое отмечаетс по увеличению индекса свободного флю ида от нул до 30-50% величины, соот ветствующей полному насьщению коллек тора подвижной жидкостью 2 J. Известный способ характеризуетс невозможностью определени степени полноты перевода всех компонентов в зкой нефти в подвижноесосто ние, а также козффициента извлечени нефти,и следовательно,невозможность установлени оптимального режима прогрева пласта. Цель изобретени - обеспечение максимального отбора углеводородов при минимальных затратах энергии путем определени коэффициента воз192 можного извлечени нефти и оптимального режима прогрева пласта. Поставленна цель достигаетс тем, что согласно способу исследовани продуктивных пластов при тепловом воздействии на залежь, включающему периодическое проведение дерномагнитного каротажа р да контрольных скважин, обсаженных в продуктивном интервале неметаллической колонной и распределенных по площади на различных рассто ни х от инициирующей скважины , дополнительно при термическом воздействии во всей группе контрольных скважин через определенные промежутки времени измер ют индекс свободного флюида, времена продольной релаксации его компонент, определ ют пористость, отношение индекса свободного флюида к пористости, по полученному отношению оценивают коэффициент возможного извлечени нефти из коллектора при данном тепловом режиме, сравнивают значение полученного коэффициента возможного извлечени нефти с определенным при предыдущем исследовании.и по их соотношению оценивают .долю углеводородов у переход щих в подвижное состо ние за промежуток времени между циклами измерени , за тот же промежуток времени сравнивают отношение весов короткой и длинной компонент в релаксационной характеристике подвижной нефти и по изменению этого отношени суд т об изменении доли в зких компонентов в подвижной нефти, по моменту стабилизации долей углеводородов, перешедших в подвижное состо ние и оставшихс в зкими при дальнейшем увеличении температуры пласта, суд т о коэффициенте возможного извлечени нефти и оптимальном тепловом режиме пласта. Измерение индекса свободного фгпоида (ИСФ) необходимо дл того, чтобы оценить объемное содержание подвижной нефти в пласте Измерение времени продольной релаксации (Т) необходимо, чтобы оценить степень подвижности нефти и наличие нескольких компонентов нефти, отличающихс подвижностью. Измерение пористости Kf, необходимо дл определени коэффициента возможного извлечени , ИСФ , равного отношению -п , Проведение периодических измерений необходимо дл того, чтобы следить за изменением агрегатного состо ни нефти в пласте и дл установлени необхол(имого теплового режима пласта Сущность изобретени состоит в том, что в зка неизвлекаема из пласта нефть или высоков зка состав л юща нефти отличаютс от подвижной (свободной) нефти/извлекаемой из пласта, уровнем сигнала дерной индукции и временем продольной релйксации . Поэтому путем измерени ИСФ и TV можно уст новить наличие подвижной нефти, и по отношению ИСФ и Кр судить о доли подвижной нефти от общего содержани нефти в ,порах пласта. Это- отношение (коэффициент возможного извлечени нефти ) вл етс критерием оптимального теплового режима пласта, устанавливаемого путем закачки теплового агента или путем создани внутриплас тового горени . По характеру изменени коэффициента возможного извлечени нефти во времени можно судить о достаточности прогрева пласта или необходимости его дальнейшего прогрева . Предлагаемый способ исследовани реализуетс следующим обрйзом. По мере прогрева пласта ИСФ породы насыщенной в зкой нефтью, возрастает стрем сь к своему предельному значению j возрастает также Т компонента Одновременно с ростом ИСФ и Т при фиксированной пористости К„ падает в зкость нефти. До начала, теплового воздействи на инициирующую скважину в скважинах относ щихс к контрольным в первом (К-), втором (К) и последующих (.«) р дах, проводитс дерно-магнитный и нейтронный или акустический каротаж При этом определ ютс ИСФ, Т; , его компоненты (Т.д, Т) и пористость Абсолютное значение ИСФ зависит не только от количества подвижных угле водородов, но и от К„, поэтому дл оценки доли подвижной нефти в прогретом пласте нужно использовать ИСФ „ отношение --, представл ющее собой п коэффициент возможного извлечени ( К ) К - ИЗвЛ.- MSeA. V После начала теплового воздействи в контрльных скважинах р дов К, К периодически повтор ютс те же замеры Дл каждого р да скважин определ ютс характер и интенсивность изменени во времени величин ИСФ: Т ; Т . Прекращение или существенное снижение темпа роста ИСФ и, следовательно , во времени указывает на то, что при данном стационарном тепловом режиме завершен переход определенной доли компонент нефти из неподвижного состо ни в подвижное. Об этом свидетельствует и стабилизаци величин и . Отношение весов компонентов Т. и Т, указывает на то, какую долю в подвижной части нефти составл ют более или менее в зкие компоненты. Если величина извл У достигает предельного значени , то это указывает на возможность получени дополнительного количества подвижных углеводородов путем увеличени интенсивности прпгрева пласта При форсировани нагрева наблюдаетс дополнительный рост , если в коллекторе при предьщущем тепловом режиме остались компоненты углеводородовj способные при нагреве снизить свою в зкость. Поэтому если дополнительньй прогрев пласта позвол ет снизить долю в зкой компоненты , т е. увеличить К.„ , то это целесообразно осуществить даже если величина , близка к предельной . Если же коэффициент извлечени , ИСФ и d (отношение весов компоненты, имеющей длинное врем релаксации Т , и компоненты, имеющей коротное врЛ1 релаксации Т.) при форсированном прогреве не измен ютс , то дополнительный прогрев неэффективен . Таким образом, оценка коэффициента извлечени при разных режимах прогрева пласта на основе измерений ИСФ, Т и Кр позвол ет обеспечить максимальный отбор углеводородов при минимальных затратах энергии на прогрев-пласта. В насто щее врем примен ющийс на практике контроль технологического воздействи на пласт при эксплуатации месторождений высоков зкой нефти осу-, ществл етс только путем температур-ных измерений. Оценка подвижности нефти и соотношени компонент разной подвижности вообще не производитс . Технический эффект предлагаемого способа определ етс возможностью контролировать текущую остаточную 5 112551 нефтенасыщенность и оценивать в зкость остаточной нефти в коллекторе при данной температуре пласта. Благодар этому возможно устанавливать, следует ли продолжать прогрев пласта5 или вести его разработку при установившейс температуре. Таким образом, обеспечиваетс ин-. формаци , необходима дл создани 96 оптимальных условий разработки пласта . Применение предлагаемого способа обеспечивает максимально возможное извлечение нефти из коллектора, а также снижение энергетических затрат на подъем температуры разрабатываемого пласта.1 The invention relates to geophysical studies of wells, in particular to geophysical studies with exposure to determine the oil saturation of the reservoir, and can be used to study the mobility of oil and its recovery rate under specific thermodynamic conditions of the reservoir subjected to thermal effects. consisting of carrying out nuclear magnetic logging before and after the introduction of paramagnetic ions into the penetration zone, but A weak signal due to residual oil G1 3 is estimated. As a result of the study, the total content of mobile and non-recoverable oil is estimated and the possibility of estimating the share of mobile oil is excluded. Studies can be carried out only during drilling, when the temperature of the formation near the well walls is strongly distorted by the influence lower temperature of the flushing fluid, the filtrate of which is introduced into the penetration zone and, therefore, does not reflect the true temperature of the reservoir and the mobility of the oil in it. The closest to the present invention is a method of investigating productive formations during thermal impact on a reservoir, including periodically carrying out nuclear magnetic logging of a number of control wells cased in the productive area of a nonmetallic column and distributed across the area at different distances from the initiating well. due to heating, the transition of hydrocarbons from the state of high viscosity to liquid is noted by an increase in the free fluoride index from zero to 30-50% of the value, corresponding to nasscheniyu collective conductive full mobile liquid torus 2 J. The known method is characterized by the inability to determine the completeness of transfer of all components a viscous oil of podvizhnoesosto and kozffitsienta oil recovery, and therefore, the impossibility of establishing the optimal mode reservoir heating. The purpose of the invention is to ensure maximum recovery of hydrocarbons with minimal energy expenditure by determining the coefficient of oil recovery and the optimal mode of formation heating. This goal is achieved by the fact that according to the method of researching productive formations during thermal impact on a reservoir, including the periodic conducting of derno-magnetic logging of a number of control wells cased in the productive interval by a nonmetallic column and distributed over an area at different distances from the initiating well, additionally under thermal influence over a certain period of time, the free fluid index is measured in the whole group of test wells; porosity, the ratio of the free fluid index to the porosity, determine the ratio of the potential oil recovery from the reservoir under a given thermal regime, compare the value of the oil recovery ratio obtained with the one determined during the previous study. hydrocarbons in transitions to the mobile state for the time interval between measurement cycles, for the same time interval the ratio of the weights of short and lengths is compared The second component in the relaxation characteristic of mobile oil and by changing this ratio is judged to change the proportion of viscous components in mobile oil, according to the moment of stabilization of the fractions of hydrocarbons that have switched to the mobile state and remaining viscous with a further increase in the temperature of the reservoir, oil recovery and optimal thermal formation conditions. Measurement of the free phpoid index (ISF) is necessary in order to estimate the volume content of mobile oil in the reservoir. Measurement of the longitudinal relaxation time (T) is necessary in order to assess the degree of oil mobility and the presence of several oil components that differ in mobility. Measuring the porosity Kf, is necessary to determine the coefficient of possible extraction, ISF, equal to the ratio-p. Periodic measurements are needed to monitor the change in the state of the oil in the reservoir and to establish the necessary conditions (thermal conditions of the reservoir). The essence of the invention is that oil is not recoverable from the reservoir or high-viscosity components of crude oil differ from mobile (free) oil / recoverable from the reservoir, the level of nuclear induction signal and the longitudinal release time Therefore, by measuring the ICF and TV, it is possible to determine the presence of mobile oil, and judge the proportion of mobile oil in the total oil content in the reservoir pores with respect to the ICF and Cp. This ratio (the coefficient of possible oil recovery) is a measure of the optimal thermal conditions of the reservoir. installed by injection of a thermal agent or by creating intra-plate combustion. From the nature of the change in the coefficient of possible oil recovery over time, one can judge whether the reservoir is warm enough or if it is necessary to continue overheating. The proposed research method is implemented as follows. As the ISF formation warms up with a saturated viscous oil, the T component increases as its limiting value j increases. As the ICF and T increase with fixed porosity K в, the viscosity of the oil decreases. Prior to the onset, thermal effects on the initiating well in the wells belonging to the control wells in the first (K-), second (K) and subsequent (. ") Rows, are magnetic and neutron or acoustic logging. ; , its components (T.T.) and porosity. The absolute value of the ISF depends not only on the amount of mobile hydrocarbons, but also on К „, therefore, the IFF" ratio -, representing n is the coefficient of possible extraction (K) K - IGN-MSeA. V After the onset of heat exposure in the control wells of the K, K series, the same measurements are periodically repeated. For each series of wells, the nature and intensity of the time variation of the IFF values: T; T. The cessation or significant decrease in the growth rate of the ISF and, consequently, over time indicates that, under this stationary thermal regime, the transition of a certain proportion of oil components from a stationary state to a mobile one has been completed. This is evidenced by the stabilization of the values of and. The ratio of the weights of the components T. and T indicates what proportion of the more or less viscous components in the mobile part of the oil. If the recovered Y value reaches the limiting value, this indicates the possibility of obtaining an additional amount of mobile hydrocarbons by increasing the formation preheating intensity. When heating is accelerated, additional growth is observed if hydrocarbon components remain in the reservoir during the previous thermal regime that can reduce their viscosity during heating. Therefore, if the additional heating of the reservoir allows to reduce the proportion of the viscous component, i.e., increase K., then it is expedient to do this even if the value is close to the limiting one. If, however, the extraction coefficient, ISF and d (the ratio of the weights of the component having a long relaxation time T, and the component having a short relaxation time T.1) does not change during forced heating, the additional heating is ineffective. Thus, estimating the recovery rate under different regimes of reservoir warming up based on measurements of ISF, T, and Kp allows for the maximum extraction of hydrocarbons with minimal energy expenditure for the warm up layer. At present, the practical control of the technological impact on the formation during the exploitation of high-viscous oil fields is carried out only by temperature measurements. The assessment of oil mobility and the ratio of components of different mobility is not made at all. The technical effect of the proposed method is determined by the ability to monitor the current residual oil saturation of 5,12551 and to assess the viscosity of the residual oil in the reservoir at a given formation temperature. Due to this, it is possible to determine whether to continue heating the reservoir5 or to conduct its development at the established temperature. Thus, in-. formation, it is necessary to create 96 optimal reservoir development conditions. The application of the proposed method provides the maximum possible extraction of oil from the reservoir, as well as reducing energy costs for raising the temperature of the reservoir under development.