СПОСОБ ОЦЕНКИ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ГАЛИТИЗИРОВАННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ ИЗМЕРЕНИЙ МЕТОДОМ ИМПУЛЬСНОГО НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА
METHOD FOR ESTIMATING THE GAS SATURATION OF HALITIZED RESERVOIRS OF GAS WELLS BASED ON MEASUREMENTS BY THE METHOD FOR PULSED NEUTRON LOGGING

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).
Принцип оценки газонасыщенности по нейтронным методам основан на их чувствительности к водородосодержанию. При известной пористости Кп в полностью водонасыщенном пласте водородосодержание, определенное по нейтронным методам, будет равно Кп. При появлении газа в порах, водородосодержание будет снижаться на величину Кг. Этот эффект связан с практически отсутствием водорода в газе и лежит в основе оценки газонасыщенности.
При появлении в порах газонасыщенного пласта также и соли, которая также характеризуется отсутствием водорода в ней, фиктивная газонасыщенность, оцененная по нейтронным методам, будет складываться из объема соли и газа в поре, т.к. для нейтронных методов эти два вещества одинаковы с точки зрения отсутствия в них водородосодержания. Значение газонасыщенности, оцененное таким образом, будет завышено на величину содержания соли. Оценка величины ошибки газонасыщенности из-за влияния галитизации является актуальной на этапе подсчета запасов газа.
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).
Содержание солей по керну показывает, что наибольшему засолонению подвержены коллекторы с первоначально минимальной глинистостью и максимальными значениями пористости и проницаемости, т.е. наилучшими коллекторскими свойствами.
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.
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.
3
3
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/см) и галита (2,15 г/см). Отсюда следует, что содержание галита определяется с невысокой точностью, даже при его высоких содержаниях.
3
Другим недостатком способа является значительное влияние ангидритизации коллекторов на показания метода ГГК-П. Плотность ангидрита составляет 2,96 г/см и небольшое увеличение содержания ангидрита будет интерпретироваться как увеличение галитизации коллектора.
Известен способ определения газонасыщенности коллекторов импульсными нейтронными методами (Скважинная ядерная геофизика. Под ред. Кузнецова О.Л., Поляченко А.Л. М. Недра, 1990, С. 232-234.).
В известном способе для оценки газонасыщенности коллектора используют время жизни или декремент затухания тепловых нейтронов согласно следующему уравнению:
где:
τ - время жизни тепловых нейтронов в исследуемом коллекторе, мкс,
ск
τ - время жизни тепловых нейтронов в скелете породы, мкс,
в
τ - время жизни тепловых нейтронов в пластовой воде, мкс,
г
τ - время жизни тепловых нейтронов в газе, мкс,
n
K - коэффициент пористости газонасыщенного коллектора, безразмерная ед.,
г
К - коэффициент газонасыщенности коллектора, безразмерная ед.
При использовании декремента затухания тепловых нейтронов в качестве ядерно-физической характеристики указанная формула будет выглядеть следующим образом:
п
ск
п
г
в
п
г
г
Sig=(1-К)*Sig+К(1-К)*Sig+К×К*Sig,
где:
Sig - декременты затухания тепловых нейтронов в исследуемом коллекторе, мкс,
ск
Sig - декременты затухания тепловых нейтронов в скелете породы, мкс,
в
Sig - декременты затухания тепловых нейтронов в пластовой воде, мкс,
г
Sig - декременты затухания тепловых нейтронов в газе, мкс,
n
K - коэффициент пористости газонасыщенного коллектора, безразмерная ед.,
г
К - коэффициент газонасыщенности коллектора, безразмерная ед.
В условиях галитизации газонасыщенных коллекторов указанный способ становится неинформативным.
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.
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.
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., С. 100-117).
р
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(K)ИННК) является количественной оценкой концентрации соли в газонасыщенном коллекторе.
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.
При наличии переменного газонасыщения по величине превышения Sig над ГК невозможно корректно оценить содержание галита.
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.
Известен способ определения газонасыщенности галитизированных коллекторов по данным импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (Патент на изобретение «Способ оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов газовых скважин в процессе проведения нейтрон-нейтронного каротажа» (пат. РФ №2766063), (способ принят за прототип).
р
В указанном способе измеренные параметры ИННК - декременты затухания на малом и большом зондах (SigМЗ и SigБЗ), а также функция пористости F(K)ИННКт наносятся на кросс-плотные распределения (декременты затухания по оси Y, а функция пористости по оси X) и по нижним крайним точкам распределения строится параллельно основному тренду линейная функция Fг, соответствующая газонасыщенным коллекторам, не содержащим соль, а по верхним точкам распределения строится линейная функция Fs, соответствующая галитизированным коллекторам, не содержащим газ и имеющим известные значения засолонения. Затем для оценки объемного заполнения пространства коллектора солью и газом проводят обработку кросс-плотных распределений с известными граничными значениями с оценкой газонасыщенности и засолонения.
Недостатком кросс-плотного способа является необходимость иметь в изучаемом разрезе скважин опорные газонасыщенные незаслоненные пласты и опорные заслоненные пласты с известной галитизацией и отсутствием газа.
Вторым недостатком является необходимость построения именно линейных функций Fг и Fs, хотя не во всех случаях огибающие множества измеренных точек удается линеаризовать.
Технической задачей, решаемой заявляемым способом оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов газовых скважин на основе измерений методом импульсного 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.
р
Технический результат достигается тем, что в способе оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов газовых скважин в процессе нейтрон-нейтронного каротажа, содержащем 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 ИННKт и большом - БЗ ИННKт зондах с вычислением функции пористости - F(K)ИННКт, определяемой как отношение интегрального нейтронного потока J на малом зонде (МЗ) к большому (БЗ):
р
им
им
им
р
им
им
им
р
им
им
им
р
им
р
пл
р
им
р
им
2
1
2
1
р
пл
2
1
2
им
им
пл
пл
им
им
1
им
им
2
1
2
1
пл
пл
2
1
2
и обработку временных спектральных распределений спада нейтронов на малом и большом зондах с вычислением декрементов затухания плотности потоков тепловых нейтронов на малом - SigМЗ и большом - SigБЗ зондах ИННКт, в отличие от известного, вначале, измерение нейтронных потоков: Jмз, Jбз, вычисление  и декрементов затухания плотности потоков тепловых нейтронов: SigМЗ, SigБЗ производят в физических моделях скважины с обсадной колонной и скважины с обсадной колонной, содержащей насосно-компрессорные трубы - НКТ, заполненных водой и помещенных в имитатор водоносыщенного пласта, слагаемого известняком (мраморная крошка) с заполнением пор пресной водой с различным известным водородосодержанием: Wим=1%, 10%, 20%, 31%, повторяют измерения Jмз, Jбз, вычисление  и вычисление SigМЗ, SigБЗ в физических моделях скважины с обсадной колонной и скважины с обсадной колонной, содержащей НКТ, заполненных водой и помещенных в имитатор водоносыщенного пласта, слагаемого кварцевым песчаником с заполнением пор пресной водой с различным известным водородосодержанием: Wим=15%, 25%, 37%, и для каждой из указанных физических моделей скважины строят палеточные зависимости в декартовых координатах, где по оси абцисс-Х указывают известные значения Wим, а по оси ординат-Y указывают вычисленные значения F(K)ИННКт, полученные в результате измерения в физических моделях указанных скважин, кроме того, для каждой из указанных физических моделей скважины строят палеточные зависимости в декартовых координатах, где по оси абцисс-Х указывают известные значения сечения поглощения тепловых нейтронов в пласте Σим, а по оси ординат-Y указывают вычисленные значения SigМЗ, SigБЗ, полученные в результате измерения в физических моделях указанных скважин, далее, все полученные палеточные зависимости заносят в сводную базу, которую используют для оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов исследуемых газовых скважин, в которых известны параметры геолого-технических условий - ГТУ: литология, заполнение ствола скважины, конструкция обсаженной скважины - наличие или отсутствие НКТ, при этом данные указанных палеток используют для перехода от измеренных значений: F(K)ИННКт, SigМЗ и SigБЗ к геологическим параметрам исследуемого пласта: водородосодержание - Wпл и сечение поглощения тепловых нейтронов в исследуемом пласте -Σпл, следующим образом: выбирают палеточные зависимости F(K)ИННКт от Wим и SigМЗ, SigБЗ от Σим, построенные по результатам измерений в указанных физических моделях скважин с такими же ГТУ, как и исследуемые скважины, затем находят по палетке для водородосодержания F(K)ИННКт от Wим такие ближайшие к F(K)ИННКт исследуемого пласта значения F(K)ИННКт - F1 палетка и F(K)ИННКт - F палетка и соответствующие им значения Wим - W и Wим - W, которые отвечают условию: F палетка≤F(K)ИННКт≤F палетка и W≤W, а по палетке SigМЗ, SigБЗ от Σим - такие ближайшие к SigМЗ и SigБЗ исследуемого пласта значения SigМЗ и SigБЗ - G палетка и SigМЗ и SigБЗ - G палетка и соответствующие им значения Σим - Σ, и Σим - Σ, которые отвечают условию: G палетка≤ SigМЗ, SigБЗ≤G палетка и Σ≤Σ, далее определяют водородосодержание исследуемого пласта - Wпл по формуле:
и значение сечения поглощения тепловых нейтронов в исследуемом пласте - Σпл по формуле:
пл
пл
пл
где: Sig обозначает SigМЗ или SigБЗ,
затем на основе петрофизических зависимостей для галитизированных газонасыщенных коллекторов:
определяют следующие геологические параметры коллекторов:
Кр×(Кг+Ксоль)=Wполн - полное объемное содержание газа и соли в коллекторе, %,
Wсоль=Кр×Ксоль - объемное содержание соли, %,
Кр×Кг=Wг - объемное содержание газа, %,
где:
Кр - коэффициент пористости коллектора, %, (известен по данным геофизических исследований скважин при бурении - ГИС бурение), %,
Кг - коэффициент газонасыщенности коллектора, %,
Ксоль - коэффициент галитизации (солесодержания) коллектора, %,
Wгл - водородосодержание глинистого цемента пласта (известно по данным анализа керна для данного месторождения), %,
-1
Sск, Sгл, Sв, Sсоль, Sг - сечения поглощения тепловых нейтронов соответственно: матрицей скелета пласта, глиной, водой, солью, которые известны по данным анализа керна для данного месторождения, и газом, мс,
р
им
F(K)ИННКт - вычисленная функция пористости, определяемая как отношение интегрального нейтронного потока J на малом зонде (МЗ) к большому (БЗ) ИННКт, измеренного в физической модели скважины, безразмерная величина,
им
-1
SigМЗ и SigБЗим - вычисленные декременты затухания потоков нейтронов на малом - SigМЗ и большом - SigБЗ зондах ИННКт, измеренных в физической модели скважины, мс,
Wпл - значение водородосодержания исследуемого пласта, %,
-1
Σпл - значение сечения поглощения тепловых нейтронов в исследуемом пласте, мс,
Wим - известные значения водородосодержания пласта в физической модели скважины, %,
-1
Σим - известные значения сечения поглощения тепловых нейтронов в пласте в физической модели скважины, мс,
1
р
им
р
пл
р
пл
1
F палетка - значение F(K)ИННКт, ближайшее снизу к значению F(K)ИННКт, отвечающее условию: F(K)ИННКт≥F палетка, безразмерная величина,
2
р
им
р
пл
р
пл
F палетка - значение F(K)ИННКт, ближайшее сверху к значению F(K)ИННКт, отвечающее условию: F(K)ИННКт≤F2 палетка, безразмерная величина,
1
2
1
2
Wим=W и Wим=W - известные значения водородосодержания пласта в физической модели скважины, соответствующие значениям F палетка и F палетка, %,
р
пл
1
р
пл
2
1
2
F - значение F(K)ИННКт, соответствующее условию: F палетка≤F(K)ИННКт≤F палетка и W≤W, безразмерная величина,
1
1
им
им,
пл
пл
пл
пл
1
-1
G палетка - значение S - измеренные в физической модели скважины SigМЗ и SigБЗ, ближайшее снизу к Sig, которое обозначает SigМЗ или SigБЗ, отвечающее условию: Sig≥G палетка, мс,
2
2
им
им,
пл
пл
пл
пл
2
-1
G палетка - значение S - измеренные в физической модели скважины SigМЗ и SigБЗ, ближайшее сверху к Sig, которое обозначает SigМЗ или SigБЗ, отвечающее условию: Sig≤G палетка, мс,
1
2
1
2
-1
Σим=Σ, и Σим=Σ - известные значения сечения поглощения тепловых нейтронов пласта в физической модели скважины, соответствующие значениям G палетка и G палетка, мс,
пл
1
пл
пл
2
1
2
-1
G - значение Sig, которое соответствует условию: G палетка≤SigМЗ, SigБЗ≤G палетка и Σ≤Σ, мс.
р
им
р
На фиг. 1 приведен пример палеточной зависимости F(K)ИННКт от Wим для модели скважины с НКТ, пересекающей карбонатный пласт и определения значения водородосодержания исследуемого пласта (%) - Wпл по палеточной зависимости измеренных значений F(K)ИННКт от водородсодержания,
1
1
где F - значения первой палетки с измерениями в физической модели скважины (F палетка),
2
2
F - значения второй палетки с измерениями в физической модели скважины (F палетка),
1
2
1
2
Wим=W и Wим=W - известные значения водородосодержания пласта в физической модели скважины, соответствующие значениям F палетка и F палетка,
W - Wпл - значение водородосодержания исследуемого пласта, %,
р
пл
1
р
пл
2
1
2
F - значение F(K)ИННКт, соответствующее условию: F палетка≤F(K)ИННКт≤F палетка и W≤W,
им
им
-1
На фиг. 2 приведен пример палеточной зависимости SigМЗ, SigБЗ от Σим для модели скважины с НКТ, пересекающей карбонатный пласт и определения значения сечения поглощения тепловых нейтронов в исследуемом пласте (мс) - Σпл по палеточной зависимости измеренных значений SigМЗ и SigБЗ от сечения поглощения тепловых нейтронов в пласте,
где:
1
им
им
1
значение G - измеренные в физической модели скважины SigМЗ и SigБЗ, первой палетки (G палетка),
2
им
им
2
G - измеренные в физической модели скважины SigМЗ и SigБЗ, второй палетки (G палетка),
1
S - значения сечения поглощения тепловых нейтронов - Σим в физической модели первой палетки,
2
S - значения сечения поглощения тепловых нейтронов - Σим в физической модели второй палетки,
S - значения сечения поглощения тепловых нейтронов исследуемого пласта - Σпл,
пл
1
пл
пл
2
1
2
-1
G - значение Sig, которое соответствует условию: G палетка≤SigМЗ, SigБЗ≤G палетка и Σ≤Σ, мс.
На фиг. 3 приведены результаты, полученные после обработки данных в процессе проведения метода 2ИННКт по интервалам газонасыщенных галитизированных коллекторов.
Суть заявляемого способа.
р
В скважинах газовых и газоконденсатных месторождений при проведении измерений с использованием двухзондового импульсного нейтрон-нейтронного каротажа 2ИННКт по тепловым нейтронам производят регистрацию интегральных нейтронных потоков на малом - МЗ ИННКт и большом - БЗ ИННКт зондах и вычисляют два основных показателя: функцию пористости - F(K)ИННКт, определяемую как отношение интегрального нейтронного потока J на малом зонде (МЗ) к большому (БЗ):  и декременты затухания плотности потоков тепловых нейтронов на малом - SigМЗ и большом - SigБЗ зондах 2ИННКт путем обработки временных спектральных распределений спада нейтронов на МЗ ИННЛт и БЗ ИННKт зондах.
р
им
Для достоверности оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов в указанных скважинах, вначале, измерение нейтронных потоков: Jмз, Jбз, вычисление  и декрементов затухания плотности потоков тепловых нейтронов: SigМЗ, SigБЗ производят в физических моделях скважины с обсадной колонной и скважины с обсадной колонной, содержащей насосно-компрессорные трубы - НКТ, заполненных водой и помещенных в имитатор водоносыщенного пласта, слагаемого известняком (мраморная крошка) с заполнением пор пресной водой с различным известным водородосодержанием: Wим=1%, 10%, 20%, 31%), повторяют измерения Jмз, Jбз, вычисление и вычисление SigМЗ, SigБЗ в физических моделях скважины с обсадной колонной и скважины с обсадной колонной, содержащей НКТ, заполненных водой и помещенных в имитатор водоносыщенного пласта, слагаемого кварцевым песчаником с заполнением пор пресной водой с различным известным водородосодержанием: Wим=15%, 25%, 37%, и для каждой из указанных физических моделей скважины строят палеточные зависимости в декартовых координатах, где по оси абцисс-Х указывают каждое из известных значений - Wим, а по оси ординат- Y указывают соответствующее вычисленные значения F(K)ИННКт, полученные в результате измерения в физических моделях указанных скважин.
им
им
Кроме того, для каждой из указанных физических моделей скважины строят палеточные зависимости в декартовых координатах, где по оси абцисс-Х указывают известные значения сечения поглощения тепловых нейтронов в пласте Σим, а по оси ординат-Y указывают вычисленные значения SigМЗ, SigБЗ, полученные в результате измерения в физических моделях указанных скважин.
Имитатор пласта - насыпная модель пористого известняка или песчаника - это объем, заполненный мраморной крошкой или кварцевым песком, пустоты между зернами которого заполнены водой (имитируют поры). Таким образом, она состоит из двух фракций - определенного количества кальцита или кварцита (твердой фракции) и воды. Различного объема пор добиваются путем разной степени опрессовки твердой фазы. Модель (железный бак) имеет фиксированный полный объем, водонасыщенная пористость (т.е. Wпл) - это отношение полного объема воды в модели к полному объему модели. После приготовления в баке засыпки нужной плотности, туда начинают заливать воду, постоянно считая ее объем, до тех пор, пока не начинается перелив, т.е. пока вода не заполнит все пустоты твердой фазы.
После этого считают Wпл, которое в данном случае совпадает с Кп, как отношение объема залитой воды к полному объему модели.
Твердая фаза и пресная вода имеют строго определенные паспортные значения Σ, которые приведены во всех справочниках по ядерной геофизике.
-1
Для воды - 4.88 мс
-1
Для кварцита - 1.01 мс
-1
Для кальцита - 1.56 мс
Поэтому выражение Σпл=(1-Кп)*Σтф+Кп*Σв позволяет вычислить Σпл для любой модели, если известна ее пористость (т.е. Wпл), где: Кп - коэффициент пористости, Σтф - значение сечения поглощения тепловых нейтронов твердой фазы, Σв - значение сечения поглощения тепловых нейтронов пресной воды.
Далее, все полученные палеточные зависимости заносят в сводную базу, которую используют для достоверной оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов исследуемых газовых скважин, в которых известны параметры геолого-технических условий - ГТУ газовых и газоконденсатных месторождений: литология (известняк, песчаник) заполнение ствола скважины, конструкция обсаженной скважины -наличие или отсутствие НКТ (примеры палеточных зависимостей в физических моделях скважины даны на фиг. 1 и фиг. 2).
р
им
им
им
Данные указанных палеток используют для перехода от измеренных значений: F(K)ИННКт, SigМЗ и SigБЗ к геологическим параметрам исследуемого пласта: водородосодержание - Wпл и сечение поглощения тепловых нейтронов в исследуемом пласте -Σпл.
р
пл
пл
пл
В скважинах газовых и газоконденсатных месторождений осуществляют импульсный нейтрон-нейтронного каротаж с использованием скважинного двухзондового прибора - 2ИННКт по тепловым нейтронам и производят регистрацию интегральных нейтронных потоков на малом - МЗ ИННKт и большом - БЗ ИННKт зондах и вычисляют два основных показателя: функцию пористости - F(K)ИННКт, определяемую как отношение интегрального нейтронного потока J на малом зонде (МЗ) к большому (БЗ):  и декременты затухания плотности потоков тепловых нейтронов на малом - SigМЗ и большом - SigБЗ зондах ИННКт путем обработки временных спектральных распределений спада нейтронов на МЗ ИННKт и БЗ ИННKт зондах.
р
пл
пл
пл
р
им
им
им
р
им
р
пл
р
им
1
р
им
2
1
2
1
р
пл
2
1
2
им
им
пл
пл
им
им
1
им
им
2
1
2
1
пл
пл
2
1
2
Для перехода от измеренных показаний F(K)ИННКт, SigМЗ, SigБЗ к геофизическим параметрам пласта - Wпл и Σпл выбирают из сводной базы палеточные зависимости F(K)ИННКт от Wим и SigМЗ, SigБЗ от Σим, построенные по результатам измерений в указанных физических моделях скважин с такими же ГТУ, как и исследуемые скважины, затем находят по выбранной палетке для водородосодержания F(K)ИННКт от Wим такие ближайшие к F(K)ИННКт исследуемого пласта значения F(K)ИННКт - F палетка и F(K)ИННКт - F палетка и соответствующие им значения Wим - W и Wим - W, которые отвечают условию: F палетка≤F(K)ИННКт≤F палетка и W≤W, а по палетке SigМЗ, SigБЗ от Σим - такие ближайшие к SigМЗ и SigБЗ исследуемого пласта значения SigМЗ и SigБЗ - G палетка и SigМЗ и SigБЗ - G палетка и соответствующие им значения Σим=Σ, и Σим=Σ, которые отвечают условию: G палетка≤SigМЗ, SigБЗ≤G палетка и Σ≤Σ.
р
им
р
На фиг. 1 приведен пример палеточной зависимости F(K)ИННКт от Wим для модели скважины с НКТ, пересекающей карбонатный пласт и определения значения водородосодержания исследуемого пласта (%) - Wпл по палеточной зависимости измеренных значений F(K)ИННКт от водородсодержания,
где:
1
1
1
р
им
р
пл
р
пл
1
F - значения первой палетки с измерениями в физической модели скважины (F палетка), F палетка - значение F(K)ИННКт, ближайшее снизу к значению F(K)ИННКт, отвечающее условию: F(K)ИННКт≥F палетка,
2
2
2
р
им
р
пл
р
пл
2
F - значения второй палетки с измерениями в физической модели скважины (F палетка), F палетка - значение F(K)ИННКт, ближайшее сверху к значению F(K)ИННКт, отвечающее условию: F(K)ИННКт≤F палетка,
1
2
1
2
Wим=W и Wим=W - известные значения водородосодержания пласта в физической модели скважины, соответствующие значениям F палетка и F палетка,
W - Wпл - значение водородосодержания исследуемого пласта, %,
р
пл
1
р
пл
2
1
2
F - значение F(K)ИННКт, соответствующее условию: F палетка≤F(K)ИННКт≤F палетка и W≤W,
им
им
-1
На фиг. 2 приведен пример палеточной зависимости SigМЗ, SigБЗ от Σим для модели скважины с НКТ, пересекающей карбонатный пласт и определения значения сечения поглощения тепловых нейтронов в исследуемом пласте (мс) - Σпл по палеточной зависимости измеренных значений SigМЗ и SigБЗ от сечения поглощения тепловых нейтронов в пласте,
где:
1
им
им
1
1
1
им
им,
пл
пл
пл
пл
1
-1
значение G - измеренные в физической модели скважины SigМЗ и SigБЗ, первой палетки (G палетка), G палетка - значение S - измеренные в физической модели скважины SigМЗ или SigБЗ, ближайшее снизу к Sig, которое обозначает SigМЗ или SigБЗ, отвечающее условию: Sig≥G палетка, мс,
2
им
им
2
2
2
им
им,
пл
пл
пл
пл
2
-1
G - измеренные в физической модели скважины SigМЗ и SigБЗ, второй палетки (G палетка), G палетка - значение S - измеренные в физической модели скважины SigМЗ и SigБЗ, ближайшее сверху к Sig, которое обозначает SigМЗ или SigБЗ, отвечающее условию: Sig≤G палетка, мс,
1
S - значения сечения поглощения тепловых нейтронов -Σим в физической модели первой палетки,
2
S - значения сечения поглощения тепловых нейтронов -Σим в физической модели второй палетки,
S - значение сечения поглощения тепловых нейтронов исследуемого пласта -Σпл,
пл
1
пл
пл
2
1
2
-1
G - значение Sig, которое соответствует условию: G палетка≤SigМЗ, SigБЗ≤G палетка и Σ≤Σ, мс.
Далее определяют уточненное значение водородосодержания исследуемого пласта - Wпл по формуле:
и уточненное значение сечения поглощения тепловых нейтронов в исследуемом пласте -Σпл по формуле:
пл
пл
пл
где: Sig обозначает SigМЗ или SigБЗ.
1
1
р
пл
2
1
2
1
2
1
пл
пл
2
1
2,
1
2
р
пл
1
2
1
2
пл
пл
1
2
Поскольку измерение нейтронных потоков: Jмз, Jбз, вычисление  и декрементов затухания плотности потоков тепловых нейтронов: SigМЗ, SigБЗ производят в физических моделях с достоверно известным водородосодержанием пласта: Wим=1%, 10%, 20%, 31% или Wим=15%, 25%, 37% и с достоверно известными значениями сечения поглощения тепловых нейтронов -Σим, то выбранные палеточные зависимости F палетка и F2 палетка, отвечающие условию: F палетка≤F(K)ИННКт≤F палетка и W≤W, и G палетка, G палетка, отвечающие условию: G палетка≤SigМЗ, SigБЗ≤G палетка и Σ≤Σ позволяют уточнить значение водородосодержания исследуемого пласта - Wпл, как пропорциональное отклонение от двух известных значений W, W палеточной зависимости, соответствующее пропорциональному отклонению F(K)ИННКт от F палетка и F палетка и уточнить значение сечения поглощения тепловых нейтронов в исследуемом пласте -Σпл, как пропорциональное отклонение от двух известных значений Σ, Σ палеточной зависимости, соответствующее пропорциональному отклонению SigМЗ, SigБЗ от G палетка и G палетка.
Затем на основе петрофизических зависимостей для галитизированных газонасыщенных коллекторов:
определяют следующие геологические параметры коллекторов:
Кр×(Кг+Ксоль)=Wполн - полное объемное содержание газа и соли в коллекторе, %,
Wсоль=Кр×Ксоль - объемное содержание соли, %,
Кр×Кг=Wг - объемное содержание газа, %.
Представленные результаты основаны на анализе петрофизических связей, в результате которого выявлено: при отсутствии соли в газонасыщенном коллекторе основной вклад в сечение поглощения Σпл и водородосодержание Wпл вносят глины. Величина декремента затухания Sгл в глинах в 2-3 раза выше, чем в других минералах, входящих в состав горных пород. Декременты затухания в галитизированных газонасыщенных коллекторах для сред, заполняющих поровое пространство, существенно различаются, и составляют для галита - 760 е.з. (ед. захвата), пресной воды - 22 е.з., сильно минерализованной воды - 130 е.з., глины - 18-45 е.з., высоко пористых 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).
На фиг. 3 приведены результаты, полученные после обработки данных в процессе проведения метода 2ИННКт по интервалам газонасыщенных галитизированных коллекторов с применением данных сводной базы палеточных зависимостей.
р
В колонке 2 записаны измеренные по 2ИННКт показания - кривые F(K)ИННКт, SigМЗ и SigБЗ.
р
р
В колонке 3 записан результат обработки на основе решения системы (4) преобразованных по палеточным зависимостям измеренных кривых F(K)ИННКт, SigМЗ и SigБЗ (где F(K)ИННКт пересчитывается в Wпл, a SigМЗ и SigБЗ - в Σпл) - кривые объемного содержания соли и газа в коллекторе, а также значение Кр×(Кг+Ксоль)=Wполн полного объемного содержания газа и соли. Светлая заливка показывает объемную долю газа, а более темная - объемную долю соли.
В колонке 4 показаны итоговые результаты исследований газовой скважины методом 2ИННКт - кривые коэффициентов текущей газонасыщенности и засолоненности в долях пор.
В интервале 2610-2622 м выделен галитизированный газонасыщенный коллектор, объемная газонасыщенность которого составляет до 17%, а галитизация до 3%.
Высокогалитизированный газонасыщенный коллектор определен в интервале 2622-2635 м. Он характеризуется низкими значениями объемной газонасыщенности до 5% и высокой галитизацией до 7%. Из диаграмм видно, что чем выше галитизация, тем ниже значения газонасыщенности.
В интервале 2640-2660 м выделен еще один галитизированный газонасыщенный коллектор, объемная газонасыщенность которого составляет до 10%, а галитизация до 4%.