СПОСОБ ОЦЕНКИ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ В ПОРОВОМ ПРОСТРАНСТВЕ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КОМПЛЕКСОМ НЕЙРОННЫХ МЕТОДОВ
METHOD OF ASSESSING THE PHASE STATE OF HYDROCARBON FLUIDS IN POROUS SPACE OF OIL AND GAS CONDENSATE RESERVOIRS BY A COMPLEX OF NEURAL METHODS

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, к области геофизических исследований нейтронными методами обсаженных нефтегазоконденсатных скважин (НГКС) и предназначено для оценки фазового состояния легких углеводородов в поровом пространстве коллекторов залежей нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ).
НГКМ характеризуются рядом особенностей, проявляющихся при разработке НГКМ в виде интенсивных фазовых превращений углеводородных смесей, которые приводят к значительному изменению состава и свойств углеводородных флюидов, насыщающих поровое пространство коллекторов [см. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М., «Недра», 1974, с. 224.].
Многопараметрические зависимости фазовых соотношений легких углеводородных флюидов и их физические свойства определяются в основном давлением и температурой в скважине.
Существуют месторождения природных углеводородов, обладающие значительными размерами залежи по вертикали, высокими пластовыми давлениями, сложным составом пластовой смеси. Вследствие большой протяженности по вертикали компонентный состав в них существенно изменяется по разрезу залежи. В пластах-коллекторах месторождений указанного типа флюид находится в термодинамическом состоянии, близком к предельно насыщенному, поэтому снижение давления в той части залежи, где находится смесь газа и конденсата, приводит к выпадению жидкого конденсата и блокированию выхода газа из дальней зоны коллектора в скважину.
Основные сложности и особенности разработки залежей НГКМ заключаются в совместном залегании в них нефти, газа и конденсата, находящегося в растворенном состоянии в пластовом газе, которые различаются по компонентному составу и физическим свойствам, и связаны с вторжением газа в поровое пространство коллектора с нефтью с последующим его прорывом к перфорированному интервалу, и с дальнейшим блокированием выхода нефти. Указанные особенности приводят к снижению пластовой энергии нефтегазовой залежи и существенному снижению КИН - коэффициента извлечения нефти [см. А.И. Брусиловский Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. - М.: «Грааль», 2002, 575 с.].
Актуальной задачей при разработке НГКМ наряду с оценкой фазового состояния и состава углеводородов в поровом пространстве коллекторов является выделение переходных зон межфлюидных контактов (газоводяного контакта - ГВК, газонефтяного контакта - ГНК).
Решение перечисленных выше задач в обсаженных скважинах возможно только с применением разноглубинных модификаций нейтронных методов измерения и контроля.
Известен способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин путем зондирования прискважинной зоны комплексом разноглубинных нейтронных методов 3СНГК+2ННКт [см. 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.].
Известен способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин [см. Патент РФ №2439622. Лысенков А.И., Лысенков В.А., Осипов А.Д. - №20101357221/28; заяв. 26.08.2010, опуб. 10.01.2012, Бюл. №1.] (Принят за прототип к заявленному способу).
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  и большом  зондах метода 2ННКт, с последующим определением функции пористости  как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКт:, вычисляют функцию хлора «жесткая»  - спектральные интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, функцию хлора «мягкая»  - спектральные интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ, вычисляют функцию  с использованием интенсивностей потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКт, производят построение на кросс-плотах зависимостей  от  от  от  соответствующих водонасыщенным пластам - ВП, нефтенасыщенным пластам - НП и газонасыщенным пластам - ГП, вычисление функций массы хлора - , связанных с содержанием хлора в коллекторе, и осуществляют вычисление по формулам коэффициента нефтенасыщенности  - по функции , коэффициента нефтенасыщенности  - по функции , в условиях минерализованных пластовых вод, при этом функцию  вычисляют как обратную величину произведения потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах с использованием метода спектрометрического нейтронного гамма-каротажа по хлору (СНГК-Cl): , функцию хлора «жесткая»  вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ -  к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт: , функцию хлора «мягкая»  вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности гамма-излучения радиационного захвата нейтронов - ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ -  к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт: .
Недостатками известных способов является то, что на показания метода нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - ННКт существенное влияние оказывают химические элементы, входящие в состав различных технических жидкостей, находящихся в скважинах (промывочная жидкость, жидкость глушения), и химические элементы с аномальными поглощающими свойствами, находящиеся в горных породах и в насыщающих их флюидах, обладающие высокими свойствами поглощения нейтронов, а также химические элементы с высокой гамма-активностью, возникающей при поглощении тепловых нейтронов, которые влияют на показания метода СНГК.
Перечисленные выше факторы искажают связь между истинными геологическими величинами насыщения порового пространства коллекторов легкими углеводородами и вычисляемыми параметрами по тепловым нейтронам, что снижает информативность и точность оценки состава углеводородов в поровом пространстве коллекторов обсаженных НГКС.
Техническим результатом, достигаемым применением заявленного способа оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов НГКМ комплексом нейтронных методов, является расширение функциональных возможностей нейтрон-нейтронного каротажа и повышение информативности исследований за счет применения нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам в комплексе с СНГК, позволяющим определять фазовое состояние углеводородов в поровом пространстве коллекторов на разном удалении от стенки колонны НГКС.
Указанный технический результат достигается тем, что способ оценки фазового состояния углеводородных флюидов в поровом пространстве коллекторов НГКМ комплексом нейтронных методов, включает измерение спектральной интенсивности гамма-излучения радиационного захвата нейтронов (ГИРЗ) спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК) в комплексе с измерением интенсивностей потоков нейтронов  и  на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа. Для этого применяют двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - 2ННКнт в комплексе с СНГК (2ННКнт+СНГК).
F(H
)
F(H
)
б
б
н
б
F(H
)
F(Н
)
Для проведения исследований выделяют четыре зоны коллектора с разной глубиной радиального удаления от стенки эксплуатационной колонны скважины: «дальняя», «средняя», «ближняя», «скважина». По результатам измерения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов  и  на малом и большом зондах 2ННКнт и спектральной интенсивности ГИРЗ метода СНГК в поровом пространстве коллектора (коллектор) НГКМ производят вычисление функции пористости коллектора -  как отношения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКнт: . Так же вычисляют функцию насыщения «дальней» зоны  коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более 2,3 МэВ -  к интенсивности потока надтепловых нейтронов большого зонда  метода 2ННКнт - . Вычисляют функцию насыщения «средней» зоны  коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более 2,3 МэВ -  к интенсивности потока надтепловых нейтронов малого зонда -  метода 2ННКнт - . Вычисляют функцию насыщения «ближней» зоны  коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ - в области энергий более 0,05 МэВ -  к интенсивности потока надтепловых нейтронов малого зонда -  метода 2ННКнт - . Вычисляют функцию насыщения «скважина»  как обратную величину произведения потоков надтепловых нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКнт - . Используя результаты вычислений, осуществляют построение на кросс-плотах зависимостей  от ,  от ,  от ,  от  в декартовых координатах (X, Y) в условных единицах, где по оси абсцисс X назначаются аналитические параметры функции пористости  а по оси ординат Y - функции насыщения F(H). Следующим этапом аппроксимируют облако точек построенных зависимостей прямыми линиями, паралельными оси Y, позволяющими выделить на указанных кросс-плотах области, характеризующие насыщение порового пространства коллектора легкими углеводородами: газом , смесью газа и конденсата , конденсатом . Кроме этого, на основе результатов анализа экспериментальных работ, математического моделирования и скважинных исследований, точки с минимальными значениями насыщения  аппроксимируют квадратичной функцией , определяющей область насыщения порового пространства коллектора нефтью или водой с низкой минерализацией, которые по нейтронным свойствам практически эквивалентны. Используя полученные данные, осуществляют определение геологических параметров насыщения порового пространства на каждой заданной глубине коллектора:  - коэффициента газонасыщенности,  - коэффициента объемной газонасыщенности. Это определение базируется на дефиците плотности коллекторов, насыщенных легкими углеводородами, относительно нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод, и одинаково для каждой группы кросс-плотов:  от  от  от  от . Указанные коэффициенты рассчитывают из соотношений:
где:
- максимальные значения функции пористости нефтенасыщенного или водонасыщенного коллектора с низкой минерализацией пластовых вод;
- текущее значение функции пористости коллектора;
- минимальное значение функции пористости коллектора, насыщенного чистым газом;
- текущее значение функции насыщения в газонасыщенном коллекторе: ;
- максимальное значение функции насыщения в газонасыщенном коллекторе: ;
- принятый коэффициент газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным;
F(Н
)
н
- значение функции насыщения, соответствующее нефтенасыщенномуили водонасыщенному коллектору в точке текущих измерений: ;
- текущие значения для функций насыщения: ;
- принятое максимальное значение объемной газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным;
а
, b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине.
Оценку распределения насыщения порового пространства коллектора легкими углеводородами производят по четырем зонам коллектора с разной глубиной радиального удаления от стенки эксплуатационной колонны: «дальняя» зона - 30-40 см, «средняя» зона - 20-30 см, «ближняя» зона - 10-20 см, «скважина» - 5-10 см, путем сопоставления вычисленных значений  и  с ранжированием их по выделенным радиальным зонам. При ранжировании:
- коллектор считается насыщенным газом, если вычисленные геологические параметры  и  в «дальней» зоне коллектора имеют максимальные значения относительно геологических параметров нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод и увеличиваются при переходе по радиальным зонам, расположенным в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя», при этом, чем выше значения  и , тем лучше фильтрационно-емкостные свойства коллектора;
- коллектор считается насыщенным смесью газа и конденсата, если вычисленные геологические параметры  и  в «дальней» зоне коллектора имеют средние значения относительно геологических параметров нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод и увеличиваются при переходе по радиальным зонам, расположенным в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя», при этом, чем выше величина средних значений  и , тем лучше фильтрационно-емкостные свойства коллектора;
- коллектор считается насыщенным конденсатом, если вычисленные значения  и  в дальней зоне коллектора имеют незначительное превышение относительно геологических параметров нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод и увеличиваются при переходе по радиальным зонам, расположенным в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя», при этом чем выше величина значений  и , тем лучше фильтрационно-емкостные свойства коллектора.
На фиг. 1 представлены результаты интерпретации по оценке фазового состояния и состава углеводородов в поровом пространстве коллекторов по скважине НГКМ.
F(Н
)
н
На фиг. 2 представлены кросс-плот  от  с аппроксимацией облака точек построенных зависимостей с минимальными значениями функций насыщения  квадратичной функцией , определяющей область насыщения порового пространства коллектора нефтью или водой с низкой минерализациейи (кривая 4), с ограничительными линиями областей кросс-плотного распределения точек  от  соответствующих различному насыщению порового пространства коллектора: газом (прямые 1-2), смесью газа и конденсата (прямые 2-3), конденсатом (прямые 3-4).
Отличительной особенностью заявленного способа является использование возможностей нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам, как более чувствительного к водородосодержанию горных пород и менее чувствительного к содержанию находящихся в горных породах и насыщающих их флюидах химических элементов с аномальными свойствами поглощения нейтронов [Резванов Р.А. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. М., Недра, 1982, 368 с.].
В основу применения комплекса нейтронных методов 2ННКнт+СНГК для диагностики фазового состояния углеводородов в поровом пространстве коллектора заложена высокая чувствительность показаний метода 2ННКнт к дефициту плотности и водородосодержанию коллекторов, содержащих легкие углеводороды (газ, смесь газа и конденсата, конденсат) относительно нефтенасыщенных или водонасыщенных с низкой минерализацией пластовых вод (при равной пористости).
Применение зондов различной длины и различных модификаций - 2ННКнт+СНГК позволяет обеспечить разноглубинность исследований с ранжированием углеводородов по фазовому состоянию в поровом пространстве коллекторов на различном удалении от стенки колонны.
При определении фазового состояния углеводородов используют отличительные особенности нейтронных свойств углеводородов, находящихся в жидком, смешанном и газообразном состоянии, по дефициту плотности и водородосодержания углеводородов, насыщающих поровое пространство коллекторов, относительно нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод при одинаковой пористости. Дефицит плотности и водородосодержания возрастает по мере изменения фазового состояния углеводородов в следующей последовательности: нефть, конденсат, смесь газа и конденсата, газ.
Наиболее чувствительным к дефициту плотности и водородосодержания является метод ННКнт, при этом на показания метода практически не сказывается наличие в окружающей среде химических элементов с аномальными свойствами поглощения нейтронов. Способ наиболее информативен в условиях низкой минерализации пластовых вод, что характерно для НГКМ Западной Сибири.
В способе одновременно используют следующие виды взаимодействия нейтронов с горными породами и насыщающими их флюидами: рассеивание надтепловых нейтронов, регистрируемое по методу - ННКнт, и гамма-излучение радиационного захвата тепловых нейтронов химических элементов, входящих в состав скелета горных пород и насыщающих их флюидов, определяющих спектральный состав регистрируемого гамма-излучения методом - СНГК. Указанные методы могут быть реализованы в одной зондовой установке в виде комплекса 2ННКнт+СНГК.
Суть способа.
Оценка фазового состояния углеводородов в поровом пространстве коллекторов обсаженных НГКС производится на основе зондирования прискважинной зоны коллекторов комплексом разноглубинных нейтронных методов 2ННКнт+СНГК и вычислении аналитических параметров нейтронных методов, тесно связанных с характером насыщения порового пространства коллектора, через дефицит плотности и водородосодержания коллекторов, содержащих легкие углеводороды относительно нефтенасыщенных или водонасыщенных с низкой минерализацией пластовых вод при одной и той же пористости.
Показания любых методов и модификаций нейтронного каротажа (ННКнт, СНГК) в основном зависят от общего объемного водородосодержания порового пространства коллектора .
3
3
3
3
В поровом пространстве коллекторов с изменяющимся фазовым состоянием углеводородов  концентрация водорода в флюидах уменьшается в следующей последовательности: нефть или вода низкой минерализации, конденсат, смесь газа и конденсата, газ. В первом приближении плотность пластового флюида напрямую связанна с его водородосодержанием и меняется от большего к меньшему в следующей последовательности: нефть 0.6-0,95 г/см, конденсат 0,6-0,2, г/см, смесь газа и конденсата 0,1-0,03 г/см, газ 0.04-0.005 г/см. В этом случае плотность ядер водорода в жидком состоянии примерно в 100-200 раз превышает ядерную плотность водорода в газообразном при давлениях в залежи не более 350 атм и температуре не более 100°C и изменяется в первом приближении пропорционально плотности углеводородного флюида.
Влиянием водородосодержания газа на показания нейтронных методов в этом диапазоне термобарических условий практически можно пренебречь и в этом случае показания зондов нейтронных методов в газонасыщенных коллекторах будут характеризоваться высокими значениями, превышающими показания в плотных породах с низкой пористостью, при этом показания в коллекторах, с такой же пористостью и насыщенных жидкими углеводородами, будут характеризоваться предельно низкими значенями.
Общее водородосодержание породы  в первом приближении полностью определяется жидким углеводородным флюидом в поровом пространстве коллектора W, равным:
Здесь и ниже  (коэффициент пористости) выражается в %;  - в долях единицы, a W - в %. Водородосодержание среды  линейно и в равной степени возрастает при увеличении -  или уменьшении газонасыщенности .
В чисто газонасыщенных коллекторах величина общего водородосодержания  определяет влияние водорода на показания зондов нейтронного каротажа (НК), и на равной основе формируется двумя независимыми геологическими параметрами  и .
В этом отношении газонасыщенные коллектора принципиально отличаются от коллекторов, насыщенных жидкими углеводородными флюидами, где влияние водорода на показания НК определяется одним геологическим параметром - пористостью , которая формирует общее водородосодержание коллектора , здесь .
Газонасыщенные коллектора в водонаполненных скважинах характеризуются одновременно двумя параметрами: дефицит водородосодержания - W (основной) и дефицит плотности - Р (слабый). Рост газонасыщения  усиливает оба дефицита, что всегда приводит к возрастанию скоростей счета зондов 2ННКнт, СНГК и носят заинверсионный характер.
Зависимости показаний зондов 2ННКнт в газонасыщенных коллекторах имеют доинверсный характер вне зависимости от фазового состояния углеводородного флюида, заполняющего поровое пространство коллектора. С ростом водородосодержания W и плотности Р показания зондов уменьшаются. В то время как показания зонда СНГК практически всегда носят заинверсионный характер.
При этом в независимости от заполнения скважины газом или водой функция пористости  будет монотонно увеличиваться с увеличением водородосодержания флюида, заполняющего поровое пространство коллектора.
Разноглубинность исследований прискважинной зоны (удаление от стенки обсадной колонны) обеспечивается возможностью разных нейтронных методов, применяемых в комплексе. Малой глубинностью исследований, при прочих равных условиях, обладает малый зонд метода ННКнт, большей - большой зонд ННКнт и наиболее глубинным является зонд СНГК. В методе СНГК глубинность исследований растет с увеличением энергетического порога регистрации гамма-излучения радиационного захвата надтепловых нейтронов. Отсюда следует, что глубинность исследований применяемых нейтронных методов СНГК+2ННКнт определяется средними значениями глубинностей исследований зондов и порога энергий регистрируемых интенсивностей гамма-излучения радиационного захвата надтепловых нейтронов, при этом радиус исследований при регистрации потока гамма-излучения с энергией более 0,05 МэВ меньше, чем при регистрации потока ГИРЗ с энергией выше 2.3 МэВ (выше энергии излучения ГИРЗ водорода).
При реализации способа производят измерение спектральной интенсивности ГИРЗ спектрометрического нейтронного гамма-каротажа - СНГК в комплексе с измерением интенсивностей потоков нейтронов  и  на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам в поровом пространстве коллекторов обсаженных НГКС. Для исследования на разных, заранее заданных глубинах каждого коллектора выделяют четыре зоны, радиально удаленные от стенки эксплуатационной колонны скважины в следующем порядке: «дальняя», «средняя», «ближняя», «скважина».
Для каждой зоны производят вычисление функции пористости  как отношения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКнт: , вычисляют функцию насыщения «дальней» зоны  коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более 2,3 МэВ -  к интенсивности потока надтепловых нейтронов большого зонда  метода 2ННКнт - , вычисляют функцию насыщения «средней зоны»  коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более 2,3 МэВ -  к интенсивности потока надтепловых нейтронов малого зонда -  метода 2ННКнт - , вычисляют функцию насыщения «ближней зоны»  коллектора как отношение спектральной интенсивности ГИРЗ в области энергий более 0,05 МэВ -  к интенсивности потока надтепловых нейтронов малого зонда -  метода 2ННКнт - , вычисляют функцию насыщения «скважина»  как обратную величину произведения потоков надтепловых нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКнт - .
F(H
)
F(Н
)
б
н
Используя результаты вычислений, осуществляют построение на кросс-плотах  от  от  от  от  зависимостей в декартовых координатах (X, Y) в услов. ед., где по оси абсцисс X назначаются аналитические параметры функции пористости , а по оси ординат Y - функции насыщения F(H), и аппроксимируют облако точек построенных зависимостей прямыми линиями, паралельными оси Y, позволяющими выделить на указанных кросс-плотах области, характеризующие насыщение порового пространства коллектора газом , смесью газа и конденсата , конденсатом , кроме того, аппроксимируют облако точек построенных зависимостей с минимальными значениями функций насыщения  квадратичной функцией , определяющей область насыщения порового пространства коллектора нефтью или водой с низкой минерализацией.
F(H
)
б
Осуществляют по формулам 1 и 2 определение геологических параметров насыщения порового пространства коллектора  - коэффициента газонасыщенности,  - коэффициента объемной газонасыщенности, которое базируется на дефиците плотности и водородосодержания пластов-коллекторов, насыщенных легкими углеводородами, относительно нефтенасыщенных или водонасыщенных с низкой минерализацией пластовых вод, одинаково для каждой группы кросс-плотов:  от  от  от  от .
Вычисления  и  - геологических параметров насыщения пласта производят на разном удалении от стенки колонны, при этом условно выделяют 4 зоны коллектора, радиально удаленные от стенки эксплуатационной колонны: «дальняя» зона - 30-40 см, «средняя зона» - 20-30 см, «ближняя зона» - 10-20 см, «скважина» - 5-10 см.
Производят определение насыщения порового пространства коллектора легкими углеводородными флюидами путем сопоставления вычисленных значений  и  по глубинности исследований от стенки колонны с ранжированием их по выделенным радиальным зонам, при этом
- коллектор считается насыщенным газом, если вычисленные значения  и  увеличиваются по радиальным зонам в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя» и достигают максимального значения в дальней зоне, относительно показаний для нефтенасыщенных или водонасыщенных с низкой минерализацией пластовых вод,
- коллектор считается насыщенным смесью газа и конденсата, если вычисленные значения  и  увеличиваются по радиальным зонам в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя» и достигают среднего значения в «дальней» зоне, относительно показаний для нефтенасыщенных или водонасыщенных с низкой минерализацией пластовых вод,
- коллектор считается насыщеннным конденсатом, если вычисленные значения  и  в «дальней» зоне коллектора имеют незначительное превышение относительно геологических параметров нефтенасыщенных или водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод и увеличиваются по радиальным зонам в следующей последовательности: «скважина», «ближняя», «средняя», при этом, чем выше величина значений  и , тем лучше фильтрационно-емкостные свойства коллектора.
F(H
)
б
Определение областей насыщения порового пространства коллектора углеводородами: нефть, конденсат, смесь газа и конденсата, газ производится путем проведения на кросс-плотах  от  от  от  от  ограничительных прямых линий параллельных оси Y, соответствующих разному заполнению порового пространства углеводородными флюидами с учетом положения точек по оси , при этом крайние левые точки  на кросс-плотах будут соответствовать насыщению коллектора «чистым» газом, крайние правые точки  будут соответствовать насыщению «чистым» конденсатом или нефтью, при этом точки, соответствующие насыщению порового пространства коллектора газом, будут находится в области значений  от  до , смесью газа и конденсата - от , до , конденсатом - от  до  (зависимости выведены экспериментальным путем).
F(Н
)
н
Нефтенасыщенные коллектора будут характеризоваться минимальными значениями функции насыщения F(H), при этом функции насыщения нефтенасыщенных (водонасыщенных коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод) или их геологических эквивалентов глин и глинистых пород  вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью  точек указанного кросс-плота (X-Y) с минимальными значениями функции насыщения F(H) (кривая 4), (фиг. 2).
На кросс-плоте (фиг. 2) указаны ограничительные прямые линии, параллельные оси Y, аппроксимирующие облако кросс-плотного распределения точек, соответствующих различному насыщению порового пространства коллектора: газом (прямые 1-2), смесью газа и конденсата (прямые 2-3), конденсатом (3-4).
Область распределения точек на кросс-плоте между прямыми 1-2 соответствует интервалу коллектора, насыщенного газом, область распределения точек на кросс-плоте между прямыми 2-3 соответствует интервалу коллектора, насыщенного смесью газа и конденсата, область распределения точек на кросс-плоте между прямыми 3-4 соответствует интервалу коллектора, насыщенного конденсатом.
F(Н
)
н
Значения функции насыщения , аппроксимированные кривой 4, соответствуют интервалу нефтенасыщенных коллекторов или коллекторов с низкой минерализацией пластовых вод.
На прилагаемых фигурах 1 и 2 указанные распределения обозначены стрелками, которые определяют интервалы коллектора, насыщенные газом, смесью газа и конденсата, конденсатом.
Все математические расчеты, необходимые для получения конечных результатов, заложены в алгоритмах программ обработки и интерпретации, реализуемых в комплексе СНГК+2ННКнт.