Способ оценки газонасыщенности пластов в подземных хранилищах газа по данным импульсного нейтрон-нейтронного каротажа обсаженных скважин с расширенным забоем, оборудованных фильтром гравийной намывки Российский патент 2024 года по МПК G01V5/10 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к ядерно-физическим методам геофизических исследований скважин (ГИС), к способам определения газонасыщенности пластов в обсаженных скважинах с расширенным забоем, оборудованным фильтром гравийной намывки, в подземных хранилищах газа (ПХГ).

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).

В известном способе для оценки газонасыщенности коллектора используют время жизни или декремент затухания тепловых нейтронов в процессе проведения импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) согласно следующему уравнению:

где:

τ - время жизни тепловых нейтронов в исследуемом коллекторе, мкс,

τ_ск - время жизни тепловых нейтронов в скелете породы, мкс,

τ_в - время жизни тепловых нейтронов в пластовой воде, мкс,

τ_г - время жизни тепловых нейтронов в газе, мкс,

К_n - коэффициент пористости газонасыщенного коллектора, безразмерная ед.,

К_г - коэффициент газонасыщенности коллектора, безразмерная ед.

При использовании декремента затухания тепловых нейтронов в качестве ядерно-физической характеристики указанная формула будет выглядеть следующим образом:

Sig=(1-К_п)*Sig_ск+К_п(1-К_г) *Sig_в+К_п×К_г*Sig_г,

где:

Sig - декременты затухания тепловых нейтронов в исследуемом коллекторе, мкс,

Sig_ск - декременты затухания тепловых нейтронов в скелете породы, мкс,

Sig_в - декременты затухания тепловых нейтронов в пластовой воде, мкс,

Sig_г - декременты затухания тепловых нейтронов в газе, мкс,

К_п - коэффициент пористости газонасыщенного коллектора, безразмерная ед.,

К_г - коэффициент газонасыщенности коллектора, безразмерная ед.

Ограничением данного способа является отсутствие учета влияния на показания метода ИННК расширенного забоя и фильтра гравийной намывки в обсаженных скважинах ПХГ, что не позволяет определить характеристику их газонасыщенности, так как в результате исследования определяют только К_г - коэффициент газонасыщенности коллектора.

Известен способ оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов газовых скважин в процессе нейтрон-нейтронного каротажа, в котором для достоверности оценки газонасыщенности коллекторов производят измерение прибором двухзондового импульсного нейтрон-нейтронного каротажа - 2ИННКт нейтронных потоков на малом и больших зондах: Jмз_им, Jбз_им, вычисление функции пористости и декрементов затухания плотности потоков тепловых нейтронов: SigMЗ_им, SigБЗ_им в физических моделях (ФМ) скважины, помещенных в имитатор водоносыщенного пласта, слагаемого известняком или кварцитом с заполнением пор пресной водой с различным известным водородосодержанием (Wим). Для каждой из указанных ФМ строят палеточные зависимости (ПЗ): Wим - F(K_р)HHHKт_им и ПЗ: SigMЗ_им, SigБЗ_им, - Σим (известные значения сечения поглощения тепловых нейтронов в пласте), на основе которых создают сводную базу ПЗ. Данные ПЗ используют для перехода от измеренных значений: F(K_р)HHHKт_им, SigMЗ_им и SigБЗ_им к геологическим параметрам исследуемого пласта: - Wпл и Σпл по прилагаемым формулам. Затем, используя Wпл и Σпл, на основе приведенных петрофизических зависимостей рассчитывают коэффициенты газонасыщенности и галитизации коллектора, %. (Пат. РФ №2784205, МПК: G01V 5/10). Данный способ принят за прототип.

Недостаток известного способа заключается в отсутствии учета влияния на показания метода ИННК расширенного забоя скважины и фильтра гравийной намывки в подземных хранилищах газа (ПХГ), что не позволяет измерить в интервале скважины повышенного диаметра при наличии промежуточной зоны, заполненной гравием, газонасыщенность пласта, необходимую для определения степени разрушения гравийной намывки за время эксплуатации ПХГ в текущем году.

Техническим результатом, достигаемым применением заявленного способа оценки газонасыщенности пластов в подземных хранилищах газа, по данным импульсного нейтрон-нейтронного каротажа обсаженных скважин с расширенным забоем, оборудованных фильтром гравийной намывки, является расширение функциональных возможностей метода двухзондового импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (2ИННК), позволяющего определить газонасыщенность пласта в интервале скважины повышенного диаметра при наличии промежуточной зоны, заполненной гравием.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе оценки газонасыщенности пластов на ПХГ по данным 2ИННК при наличии в обсаженных скважинах расширенного забоя и фильтра гравийной намывки, вначале проводят измерения прибором 2ИННК в метрологическом центре на моделях пористых пластов, соответствующих значениям водонасыщенной пористости - Кп_модели=8%, 15%, 30%, в результате которых определяют отношение - R(w) показаний малого - Jмз(Т)мод и большого - Jбз(Т)мод зондов в интервале времен задержек Т: 600 мкс - 1900 мкс вида:

где:

знак Σ означает суммирование по всем временным окнам в интервале Т от 600 мкс до 1900 мкс,

Jмз(Т)мод - скорость счета тепловых нейтронов на малом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в модели пористых пластов,

Jбз(Т)мод - скорость счета тепловых нейтронов на большом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в модели пористых пластов.

Отдельно в баке с водой (Кп=100%) определяют отношение - Rвода показаний малого - Jмз(Т)вода и большого - Jбз(Т)вода зондов в интервале времен задержек Т: 600 мкс - 1900 мкс вида:

где:

Jмз(Т)вода - скорость счета тепловых нейтронов на малом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в баке с водой,

Jбз(Т)вода - скорость счета тепловых нейтронов на большом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в баке с водой,

и нормируют значение R(w) на значение отношения зондов - Rвода в баке с водой:

Rнорм (W)=R(W):Rвода.

Затем строят калибровочную зависимость Rнорм (W), где в данном случае Кп_модели является водонасыщенной пористостью и совпадает с водородосодержанием W.

При оценки газонасыщенности пластов на ПХГ осуществляют исследование обсаженных скважин с расширенным забоем, оборудованных фильтром гравийной намывки, прибором 2ИННК, при этом показания зондов суммируют по всей толщине газонасышенных пластов, пересекаемых скважиной, и отображают графически в полулогарифмическом масштабе линии (кривые) спада плотности потока нейтронов как зависимость скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов в интервале времен задержек Т: 600 мкс - 1900 мкс.

На полученном графике кривой спада Jмз(Т) выделяют характерное изменение угла наклона линии, которое отмечают как границу, разделяющую зону сигнала от стенок скважины и зону сигнала от фильтра (гравийной намывки) - (Тфильтра).

Граничное время задержки - Тпл как границу зоны пласта определяют итерационно по кривой спада плотности потока нейтронов - Jмз(Т), при этом вначале выбирают Тпл=Тфильтра+200 мкс и для выбранного Тпл вычисляют декременты затухания плотности потока тепловых нейтронов в зоне пласта согласно формуле:

где:

Sig - декремент затухания плотности потока тепловых нейтронов в зоне пласта, мс^-1,

Jмз(Тпл) - текущее показание скорости счета тепловых нейтронов на малом зонде при времени задержки Тпл, нейтрон/с,

In - натуральный логарифм,

Тпл - выбранное время задержки, мкс,

Tmax - максимальное время задержки, при котором еще существует ненулевой сигнал, мкс,

Jмз(Тmax) - текущее показание скорости счета тепловых нейтронов на малом зонде при максимальном времени задержки Tmax, нейтрон/с.

Используя полученные декременты затухания - Sig, определяют коэффициент газонасыщенности - Кг пласта для выбранного Тпл=Тфильтра+200 мкс:

где:

Кп - пористость пласта, у.е., известная из геологических данных при строительстве ПХГ,

Sig_ск - декремент затухания в матрице скелета пласта (для песчаника 0.91 мс^-1, справочные данные),

Sig_вода - декремент затухания в пластовой воде (для пресной воды 4.88 мс^-1, справочные данные),

Sig_газ - декремент затухания в газе при пластовых условиях, мс^-1.

Кроме того, вычисляют нормированный параметр отношения показаний малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов в интервале времен задержек Т, соответствующего времени задержки в зоне от Тфильтра до Тпл на графическом изображении линий спада плотности потока нейтронов как зависимости скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(T) и большого - Jбз(Т) зондов, по формуле:

где:

Σ - суммирование текущих показаний малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов по всем измерительным временным каналам прибора, начиная с канала, соответствующего времени задержки от Тфильтра до Тпл, отмеченных на графике линий спада плотности потока нейтронов как зависимость скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов.

По измеренным значениям R с помощью калибровочной зависимости Rнорм (W) (фиг. 1) определяют значение водородсодержания фильтра W усл. ед.

Затем увеличивают значение Тпл на ширину временного канала прибора - ΔT, являющейся технической характеристикой используемого прибора ИННК, и повторяют всю процедуру расчета Кг при новом значении Тпл. Итерационную процедуру расчета Кг продолжают до тех пор, пока выполняются следующие условия:

где:

Кг(i+1) - значения газонасыщенности пласта при текущем значении Тпл, у.е.,

Кг(i) - значения газонасыщенности пласта при предыдущем значении Тпл, у.е.,

Wф(i+1) - значения водородосодержания фильтра при текущем значении Тпл, у.е.,

Wф(i) - значения водородосодержания фильтра при предыдущем значении Тпл, у.е.,

На фиг. 1 представлена калибровочная зависимость Rнорм(W).

На фиг. 2 представлен график линий спада плотности потока нейтронов как зависимость скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов.

На фиг. 3 изображена схема оценки водородосодержания W по измеренному значению отношения R.

Способ осуществляют следующим образом.

Вначале проводят измерения двух зондовым прибором импульсного нейтрон-нейтронного каротажа - 2ИННК в метрологическом центре на моделях пористых пластов с установленной водонасыщенной пористостью - Кп_модели=8%, 15%, 30% для каждой модели, в результате которых определяют отношение - R(w) показаний малого - Jмз(Т)мод и большого - Jбз(Т)мод зондов в интервале времен задержек Т: 600 мкс - 1900 мкс вида:

где:

знак Σ означает суммирование по всем временным окнам в интервале Т от 600 мкс до 1900 мкс,

Jмз(Т)мод - скорость счета тепловых нейтронов на малом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в модели пористых пластов,

Jбз(Т)мод - скорость счета тепловых нейтронов на большом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в модели пористых пластов.

Отдельно в баке с водой (Кп=100%) определяют отношение - Rвода по показаниям малого - Jмз(Т)вода и большого - Jбз(Т)вода зондов в интервале времен задержек Т: 600 мкс - 1900 мкс вида:

где:

Jмз(Т)вода - скорость счета тепловых нейтронов на малом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в баке с водой,

Jбз(Т)вода - скорость счета тепловых нейтронов на большом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в баке с водой,

и нормируют значение R(w) в модели пластов на значение Rвода в баке с водой: Rнорм (W)=R(w)/Rвода путем деления значения каждой точки зависимости R(w) на значение Rвода. Это делается для воспроизведения единства измерений - нормированная зависимость становится универсальной и не зависит от типа прибора, выхода источника и других особенностей прибора.

Затем в декартовых координатах графически (фиг. 1) строят калибровочную зависимость Rhopm (W), где по оси абцисс указывают значение W, а по оси ординат значение R(w), при этом в данном случае Кп_модели является водонасыщенной пористостью и совпадает с водородосодержанием W (W=Кп_модели).

При оценки газонасыщенности пластов на ПХГ осуществляют исследование обсаженных скважин с расширенным забоем, оборудованных фильтром гравийной намывки, прибором 2ИННК, при этом показания зондов суммируют по всей толщине газонасыщенных пластов, пересекаемых скважиной, и отображают графически в полулогарифмическом масштабе линии (кривые) спада плотности потока нейтронов как зависимость скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов в интервале времен задержек Т: 600 мкс - 1900 мкс (фиг. 2).

Для улучшения статистики выходного сигнала из-за хорошей выдержанности по толщине пластов-объектов хранения на ПХГ измерения против пласта суммируют по всей его толщине. Зависимость полученного таким образом сигнала от времени задержки (временного канала) в полулогарифмическом масштабе, представляет собой ломаную линию спада плотности потока нейтронов, имеющую три зоны (фиг. 2): в первой из них доминирует сигнал от скважины, во второй - от фильтра (гравийной намывки) и в третьей - от пласта. В каждой из областей зависимость близка к линейной.

На полученном графике кривой спада Jмз(Т) выделяют характерное изменение угла наклона линии, которое отмечают как границу, разделяющую зону сигнала от стенок скважины (первая зона) и зону сигнала от фильтра (гравийной намывки) - (Тфильтра) (вторая зона) (фиг. 2).

Граничное время задержки - Тпл, как границу третьей зоны пласта, определяют итерационно по кривой спада плотности потока нейтронов - Jмз(Т), при этом вначале выбирают Тпл=Тфильтра+200 мкс и для выбранного Тпл вычисляют декременты затухания плотности потока тепловых нейтронов в зоне пласта согласно формулы:

где:

Sig - декремент затухания плотности потока тепловых нейтронов в зоне пласта, мс^-1,

Jмз(Тпл) - текущее показание скорости счета тепловых нейтронов на малом зонде при времени задержки Тпл, нейтрон/с,

In - натуральный логарифм,

Тпл - выбранное время задержки, мкс,

Tmax - максимальное время задержки, при котором еще существует ненулевой сигнал, мкс,

Jмз(Тmax) - текущее показание скорости счета тепловых нейтронов на малом зонде при максимальном времени задержки Tmax, нейтрон/с.

На фиг. 2 ненулевой сигнал зафиксирован до уровня Тmaх=1900 мкс.

Используя полученные декременты затухания Sig определяют коэффициент газонасыщенности - Кг пласта для выбранного Тпл=Тфильтра+200 мкс:

где:

Кп - пористость пласта, у.е., известная из геологических данных при строительстве ПХГ,

Sig_ск - декремент затухания в матрице скелета пласта (для песчаника 0.91 мс^-1, справочные данные),

Sig_вода - декремент затухания в пластовой воде (для пресной воды 4.88 мс^-1, справочные данные),

Sig_газ - декремент затухания в газе при пластовых условиях, мс^-1.

При известных термобарических условиях: Sig_газ=11*P/t,

где: Р - пластовое давление на глубине залегания исследуемого пласта, измеряемая скважинным барометром при проведении ГИС-контроля на ПХГ, атм, t - пластовая температура на глубине залегания исследуемого пласта, измеряемая скважинным термометром при проведении ГИС-контроля на ПХГ, К(1 К=1°С+273).

Кроме того, вычисляют нормированный параметр - R отношения показаний малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов в интервале времен задержек Т, соответствующего времени задержки в зоне от Тфильтра до Тпл на графическом изображении линий спада плотности потока нейтронов (фиг. 2) как зависимости скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов, по формуле:

где:

Σ - суммирование текущих показаний малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов по всем измерительным временным каналам прибора, начиная с канала, соответствующего времени задержки от Тфильтра до Тпл, отмеченных на графике линий спада плотности потока нейтронов как зависимость скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов.

На фиг. 2 суммирование текущих показаний малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов по всем измерительным временным каналам прибора, начиная с канала, соответствующего времени задержки от Тфильтра до Тпл, осуществили в диапазоне 700-1300 мкс.

По измеренным значениям R с помощью калибровочной кривой Rнорм (W) определяют значение водородсодержания фильтра Wф.

На фиг. 3 приведен пример определения значения водородсодержания Wф с помощью полученной ранее калибровочной зависимости - Rнорм (W). По указанной схеме по измеренному значению, в данном случае - R=0.92 определяют Wф=17.

Затем увеличивают значение Тпл на ширину временного канала прибора - ΔT, являющейся технической характеристикой используемого прибора ИННК, и повторяют всю процедуру расчета Кг при новом значении Тпл. Итерационную процедуру расчета Кг продолжают до тех пор, пока выполняются следующие условия:

где:

Кг(i+1) - значения газонасыщенности пласта при текущем значении Тпл, у.е.,

Кг(i) - значения газонасыщенности пласта при предыдущем значении Тпл, у.е,

Wф(i+1) - значения водородосодержания фильтра при текущем значении Тпл, у.е.,

Wф(i) - значения водородосодержания фильтра при предыдущем значении Тпл, у.е.

Значение 5% - предел точности измерений численных значений в описанном итерационном процессе.

В отличие от аналогов, результаты измерений 2ИННК в скважинах ПХГ отображают графически в виде кривых спада плотности потока нейтронов как зависимость скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов в интервале времен задержек Т: 600 мкс - 1900 мкс, что позволило на полученном графике кривой спада Jмз(Т) экспериментальным путем выделить характерное изменение угла наклона линии кривой, которое отмечают как границу, разделяющую зону сигнала от стенок скважины (первая зона) и зону сигнала от фильтра (гравийной намывки) - (Тфильтра) (вторая зона). Применяя основополагающие показатели в нейтронных методах: отношение показаний плотности потока нейтронов малого зонда - Jмз(Т) к показаниям плотности потока нейтронов большого зонда - Jбз(Т) и декремент временного затухания нейтронов - Sig, определяют третью зону пласта - Тпл. Далее, используя показания Jмз(Т) в зоне Тпл и расчетные формулы, определяют коэффициент газонасыщенности - Кг пласта.

Используя значения на графике кривых спада Jмз(Т) и Jбз(Т) в зоне от Тфильтра до Тпл, вычисляют нормированный по воде параметр отношения показаний Jмз(Т) и Jбз(Т), по которому при помощи калибровочной зависимости нормированных показаний зондов 2ИННК в моделях пластов к показаниям зондов в баке с водой, полученных в метрологическом центре на моделях пористых пластов с установленной водонасыщенной пористостью - Кп_модели=8%, 15%, 30%, и Кг пласта определяют водородосодержание фильтра. Применение указанной калибровочной зависимости повышает точность измерений за счет воспроизведения единства измерений - нормированная зависимость становится универсальной и не зависит от особенностей прибора.

Изобретение относится к ядерно-физическим методам геофизических исследований скважин, к способам определения газонасыщенности (Г) пластов в обсаженных скважинах (С) с расширенным забоем, оборудованным фильтром гравийной намывки, в подземных хранилищах газа (ПХГ). Предложен способ оценки газонасыщенности пластов в подземных хранилищах газа по данным импульсного нейтрон-нейтронного каротажа обсаженных скважин с расширенным забоем, оборудованных фильтром гравийной намывки, согласно которому предварительно в моделях пластов измеряют показания зондов импульсного нейтрон-нейтронного каротажа 2ИННК, нормируют их к показаниям зондов в баке с водой и строят калибровочную зависимость. Результаты измерений 2ИННК в скважинах ПХГ отображают графически как кривые спада плотности потока нейтронов зондов Jмз(Т) и Jбз(Т) в интервале времен задержек Т, далее на полученном графике кривой спада Jмз(Т) выделяют зону сигнала от стенок скважины, зону фильтра - Тфильтра и зону пласта - Тпл. Используя показания Jмз(Т) в зоне Тпл, рассчитывают декремент затухания, по которому рассчитывают коэффициент Г - Кг пласта. Используя значения на графике кривых спада Jмз(Т) и Jбз(Т) в зоне от Тфильтра до Тпл, вычисляют нормированный по воде параметр отношения показаний Jмз(Т) и Jбз(Т), по которому при помощи калибровочной зависимости определяют значение водородосодержания фильтра - Wф. Технический результат - расширение функциональных возможностей метода двухзондового импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (2ИННК), позволяющих определить Г зоны гравийного фильтра в интервале С в ПХГ. 3 ил.

Способ оценки газонасыщенности пластов в подземных хранилищах газа по данным импульсного нейтрон-нейтронного каротажа обсаженных скважин с расширенным забоем, оборудованных фильтром гравийной намывки, включающий предварительное определение двух зондовым прибором импульсного нейтрон-нейтронного каротажа-2ИННК на моделях пористых пластов, соответствующих значениям водонасыщенной пористости - Кп_модели=8%, 15%, 30%, отношения - R(w) показаний малого - Jмз(Т)мод и большого - Jбз(Т)мод зондов в интервале времен задержек Т: 600 мкс - 1900 мкс вида:

где:

знак Σ означает суммирование по всем временным окнам в интервале Т от 600 мкс до 1900 мкс,

Jмз(Т)мод - скорость счета тепловых нейтронов на малом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в модели пористых пластов,

Jбз(Т)мод - скорость счета тепловых нейтронов на большом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в модели пористых пластов,

при этом отдельно в баке с водой (Кп=100%) определяют отношение - Rвода показаний малого - Jмз(Т)вода и большого - Jбз(Т)вода зондов в интервале времен задержек Т: 600 мкс - 1900 мкс вида:

где:

Jмз(Т)вода - скорость счета тепловых нейтронов на малом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в баке с водой,

Jбз(Т)вода - скорость счета тепловых нейтронов на большом зонде при времени задержки Т, нейтрон/с, в баке с водой,

и нормируют значение R(w) на значение отношения зондов - Rвода в баке с водой согласно выражению: Rнорм (W)=R(W):Rвода,

затем графически строят калибровочную зависимость - Rнорм (W), для последующего определения газонасыщенности пластов в подземных хранилищах газа - ПХГ осуществляют исследования прибором 2ИННК обсаженных скважин с расширенным забоем, оборудованных фильтром гравийной намывки, в процессе которого показания зондов суммируют по всей толщине газонасыщенных пластов, пересекаемых скважиной, и отображают графически в полулогарифмическом масштабе кривые-линии спада плотности потока нейтронов как зависимость скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов в интервале времен задержек Т: 600 мкс - 1900 мкс, далее на полученном графике кривой спада Jмз(Т) выделяют характерное изменение угла наклона линии, которое отмечают как границу, разделяющую зону сигнала от стенок скважины и зону сигнала от гравийной намывки при времени задержки - Тфильтра, а граничное время задержки - Тпл как границу зоны пласта определяют итерационно по кривой спада плотности потока нейтронов - Jмз(Т), при этом вначале выбирают Тпл=Тфильтра+200 мкс и для выбранного Тпл вычисляют декременты затухания плотности потока тепловых нейтронов в зоне пласта согласно формуле:

где:

Sig - декремент затухания плотности потока тепловых нейтронов в зоне пласта, мс^-1,

Jмз(Тпл) - текущее показание скорости счета тепловых нейтронов на малом зонде при времени задержки Тпл, нейтрон/с,

In - натуральный логарифм,

Тпл - выбранное время задержки, мкс,

Тmax - максимальное время задержки, при котором еще существует ненулевой сигнал, мкс,

Jмз(Тmax) - текущее показание скорости счета тепловых нейтронов на малом зонде при максимальном времени задержки Тmax, нейтрон/с, затем,

используя полученные декременты затухания - Sig, определяют коэффициент газонасыщенности - Кг пласта для выбранного Тпл:

где:

Кп - пористость пласта, у.е.,

Sig_ск - декремент затухания в матрице скелета пласта, мс^-1,

Sig_вода - декремент затухания в пластовой воде, мс^-1,

Sig_газ - декремент затухания в газе при пластовых условиях, мс^-1,

кроме того, вычисляют нормированный параметр отношения показаний малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов в интервале времен задержек Т, соответствующего времени задержки в зоне от Тфильтра до Тпл на графическом изображении линий спада плотности потока нейтронов, как зависимости скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов, по формуле:

где:

Σ - суммирование текущих показаний малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов по всем измерительным временным каналам прибора, начиная с канала, соответствующего времени задержки от Тфильтра до Тпл, отмеченных на графике линий спада плотности потока нейтронов, как зависимость скорости счета тепловых нейтронов от времени задержки малого - Jмз(Т) и большого - Jбз(Т) зондов, в результате: по измеренным значениям R с помощью калибровочной зависимости Rнорм (W) определяют значение водородсодержания фильтра - Wф, усл. ед.,

затем увеличивают значение Тпл на ширину временного канала прибора - ΔT и повторяют всю процедуру расчета Кг при новом значении Тпл, при этом итерационную процедуру расчета Кг продолжают до тех пор, пока выполняются следующие условия:

где:

Кг(i+1) - значения газонасыщенности пласта при текущем значении Тпл, у.е.,

Кг(i) - значения газонасыщенности пласта при предыдущем значении Тпл, у.е.,

Wф(i+1) - значения водородосодержания фильтра при текущем значении Тпл, у.е.,

Wф(i) - значения водородосодержания фильтра при предыдущем значении Тпл, у.е.