Більшість розвіданих родовищ нафти і газу на Україні перебувають на середній та пізній стадіях розроблення. Такий стан родовищ нафти і газу вимагає постійного моніторингу геофізичними методами дослідження свердловин. Основним досліджуваним параметром геофізичними методами контролю за розробкою нафтогазових родовищ є коефіцієнт поточного нафтогазонасичення. Одним із таких ефективних методів з визначення поточного нафтогазонасичення є імпульсний нейтрон-нейтронний каротаж. На достовірність визначення поточного насичення впливають такі чинники, як концентрація вмісту хлору в пластовій воді, об'єм порового простору, параметри свердловинних умов, мінеральний склад скелету колекторів та інші. Найбільш суттєво впливає невизначеність мінерального складу скелету порід складної будови, коефіцієнт пористості, товщина металевої колони і цементного кільця. З метою зменшення похибки оцінки поточного насичення продуктивних відкладів пропонується будувати просторові схеми розподілу нейтронних параметрів у скелеті породи для відкладів конкретного родовища, де нема інформації з оцінки мінерального складу скелету. Для визначення ступеня обводнення покладів у площинному варіанті необхідно використати результати виміру часу життя теплових нейтронів імпульсним нейтронним каротажем проти досліджуваного продуктивного інтервалу. Різниця критичного і виміряного часу життя теплових нейтронів продуктивного пласта у конкретній свердловині вказує на ступінь обводнення. Для дослідження продуктивних порід складної будови у роботі пропонується новий підхід, у якому при визначенні обводнення проводиться корекція об'єму порового простору за даними методу нейтронного гамма-каротажу.

  Повний текст PDF - 336.081 Kb    Зміст випуску     Цитування публікації

  Якщо, ви не знайшли інформацію про автора(ів) публікації, маєте бажання виправити або відобразити більш докладну інформацію про науковців України запрошуємо заповнити "Анкету науковця"