При невозможности выполнения программы исследований, в полном объеме, по геолого-техническим условиям, определенным для каждого комплекса ГИС в отдельности, дальнейшие работы по выполнению заявки отменяются начальником комплексной партии, по согласованию с заказчиком. Для подтверждения несоответствия геолого-технических условий поставленной задаче выполняются исследования "Определение положения элементов конструкции скважины (СК-ТС5)".

В случаи возникновения единичной "затяжки" кабеля, работы в скважине должны быть немедленно прекращены. Прекращение работ оформляется актом, подтверждающим возникновение аварийной ситуации. Акт составляется по установленной форме.

В случае "прихвата" или обрыва прибора в скважине начальник партии незамедлительно ставит в известность об этом факте свое непосредственное руководство. Дальнейшие работы по устранению аварии проводятся по специальному плану.

При возникновении, не предусмотренного программой исследований простоя, возникшего не по вине геофизической партии, начальником партии совместно с ответственным представителем заказчиком составляется обоюдный акт на подтверждение фактического времени вынужденного простоя, которое в данном случае расценивается как технологическое дежурство. Акт составляется по установленной форме.

При выполнении исследований комплексным прибором определяется основной метод, который определяет направление, скорость и режим работы скважины. В любом случае при записи обязательна настройка и регистрация в файл всех параметров входящих в состав комплексного прибора.

Все методы, выполняемые в интервале детальных исследований, должны быть продублированы. Контрольные записи выполняются с теми же параметрами регистрации, что и основные. Необходимо строго следить за совпадением скоростей, основной и контрольной записей.

Заключительные работы на скважине

После выполнения программы геофизических исследований геофизическая партия выполняет демонтаж оборудования согласно техническим проектам на производство работ и требованиям техники безопасности.

Начальник геофизической партии на скважине, по требованию ответственного представителя заказчика, выдает предварительное заключение и осуществляет визуализацию геофизической информации, в рамках своей компетентности, и возможностями по обработке геофизической информации в полевых условиях. Содержание выдаваемых оперативных заключений, в зависимости от выполняемого комплекса ГИС, рассматривается в рамках регламента на проведение типовых и специальных комплексов и определено в соответствующих приложениях.

К цифровым материалам исследований составляется сопроводительный документ - "Операторский бланк". Операторский бланк составляется на бумажном бланке либо оформляется в виде текстового файла. Операторский бланк заполняется, в последовательности предусмотренной выполнением программы исследований.

Цифровые материалы записываются на жесткий диск геофизической станции и сохраняются до выдачи результатов геолого-геофизической интерпретации заказчику. Копия файлов передается в КИП посредством Интернета, а также информация обязательно дублируется на переносном "твердом носителе", который передается в КИП по приезду на базу. Название файлов должно в точности совпадать с названиями в столбце "файл" операторского бланка.

Выполненные объемы работ оформляются в виде акт-наряда, на проведение ГИС и визируются ответственным представителем заказчика. Содержание акт-наряда должно точно соответствовать нормативным затратам времени на выполнение программы исследований.

Заключительные работы на базе

По возвращению на базу геофизическая партия сдает приборы и оборудование для проверки и производства профилактических работ на базе.

Начальником партии проводится окончательное оформление документации и отправка геофизических материалов на переносном "твердом носителе" в КИП.

2.4 Метрологическое обеспечение проектируемых работ

Метрология - наука о правильности и единстве измерений.

Единство измерений - это состояние измерений, при котором результаты выражены в указанных единицах и погрешности измерений известны с заданной вероятностью, причем эти величины сохраняются неизменными для всей выпущенной аппаратуры данного типа.

Система метрологического обеспечения ГИС представляет собой комплекс технических и методических средств, обеспечивающих единство, достоверность и требуемую точность результатов измерений.

Основной целью метрологического обеспечения ГИС является повышение эффективности геолого-геофизических работ путем улучшения точности и достоверности геофизической информации, получаемой в результате геофизических исследований в скважинах.

Повышение качества геофизических исследований невозможно без широкого применения метрологического обеспечения и стандартизации геофизической аппаратуры и оборудования.

Актуальная задача специалистов аппаратного участка и метрологической службы состоит в полном охвате всех используемых для записи геофизических параметров приборов, оборудования, аппаратуры, периодическими поверками и калибровками с целью приведения их технических характеристик в соответствии с их паспортными и эталонными значениями. Персонал метрологического участка прошел специальные курсы обучения с присвоением квалификации метролога геофизической аппаратуры и оборудования. В качестве рабочего инструмента используется программное обеспечение компьютеризованного рабочего места "АРМ-метролога".

Основополагающим нормативным документом является схема обязательного метрологического контроля геофизической аппаратуры, где расписаны типы геофизической аппаратуры, средства калибровки, периодичность и виды контроля (периодичность в основном ежеквартальная, виды контроля - калибровка, градуировка, испытание). Периодической поверке подвергаются все комплексы аппаратуры находящейся в эксплуатации в составе скважинного прибора совместно с наземными средствами регистрации и каротажным кабелем.

Рабочее место метролога включает набор базовых поверочных устройств и систем, оборудование размещено в специально приспособленном здании.

Метрологическое обеспечение аппаратуры электрических методов

Метрологическая поверка аппаратуры электрического каротажа К1А-723М, проводится согласно инструкциям по калибровке данных приборов с применением магазинов эквивалентных сопротивлений имитирующих сопротивление горных пород в измерительном диапазоне скважинных приборов.

Аппаратура микрометодов проверяется в емкости большого диаметра, для исключения влияния окружающих пород с применением растворов с разным удельным сопротивлением, в свою очередь контролируемым с помощью лабораторного резистивиметра.

Метрологическое обеспечение аппаратуры индукционного и высокочастотного электромагнитного каротажа

Метрологическое обеспечение аппаратуры индукционного каротажа К1А-723М (индукционный зонд), производится с применением специальных эталонировочных тестов - колец, обеспечивающих несколько фиксированных значения проводимости окружающей среды, имитирующих проводимость горных пород.

Метрологическое обеспечение аппаратуры высокочастотного изопараметрического индукционного каротажного зондирования ВИКИЗ осуществляется с применением специального набора тестирующих колец, по методике разработанной фирмой-изготовителем скважинной аппаратуры.

Метрологическое обеспечение аппаратуры радиоактивного каротажа

Базовая поверочная установка УПГК-1 предназначена для поверки и калибровки измерительных каналов аппаратуры естественного гамма-каротажа. Канал ГК скважинного прибора радиоактивного каротажа - РК5-76, калибруется с помощью эталонного источника гамма-излучения.

Поверочная установка ИПП-1, 2, 3, предназначена для поверки и калибровки измерительных каналов аппаратуры нейтронного каротажа в единицах эквивалентной пористости горных пород.

Набор моделей объемной плотности с аттестованными значениями для аппаратуры гама-гамма плотностного каротажа предназначен для поверки и калибровки скважинной аппаратуры СГП-2АГАТ в единицах объемной плотности горных пород.

УПТП - установка для калибровки плотностного гамма-гамма каротажа каналов СГДТ-НВ по значениям плотности цементного камня в зацементированном и свободном участках колонны с различной толщиной стенок обсадной колонны.

УПЦМ - установка для калибровки скважинных цементомеров обсадных колонн большого диаметра ЦМ 8-12, предназначенна для проверки и калибровки измерительных каналов в зацементированном и свободном участке колонны диаметром 8, 10, 12 дюймов.

Метрологическое обеспечение аппаратуры акустического каротажа

Метрологическое обеспечение аппаратуры акустического каротажа АКВ-1, производится с применением специально изготовленных емкостей имитирующих стальную и асбоцементную колонну, с фиксированным временем пробега ультразвуковых волн и затуханием акустического сигнала.

Метрологическое обеспечение инклинометрии

Метрологическая поверка и градуировка инклинометра ИОН-1, производится поверочной установкой УПИ-1.

Установка позволяет воспроизводить пространственное положение скважинных приборов по зенитному углу, азимуту и углу положения корпуса прибора относительно апсидальной плоскости. Основным достоинствами установки являются пониженные требования к однородности магнитного поля Земли в месте ее расположения. Это достигается за счет конструктивных особенностей установки, обеспечивающих расположение датчика азимута инклинометра в одном месте при любых положениях скважинного прибора.

Установка обеспечивает:

воспроизведение зенитных углов в диапазоне от 0⁰ до 120⁰, с основной погрешностью 8 мин.

воспроизведение азимута в диапазоне от 0⁰ до 360⁰, с основной погрешностью 25мин.

воспроизведение угла ориентации корпуса скважинного прибора в диапазоне от 0⁰ до 360⁰ с основной погрешностью 30 мин.

Для размещения поверочных установок построено специальное здание из дерева на немагнитном фундаменте, все системы жизнеобеспечения также изготовлены из немагнитных материалов, все это обеспечивает высокую точность проведения поверки по магнитному полю Земли.

Метрологическое обеспечение разметки геофизического кабеля

Осуществляется с помощью метрологической установки разметки кабеля УРС-10-10, позволяющей наносить магнитные метки глубины на броню геофизического кабеля на строго определенной мерной базе, с регулируемой величиной натяжения кабеля в процессе его промера. Установка автоматизирована и позволяет оперативно промерить геофизический кабель. Промер кабеля проводится с заданной периодичностью, исключающей ошибки в глубине связанные с вытяжкой кабеля.

При проведении ГИС на "обособленных" разведочных скважинах для разметки кабеля применяются мобильные установки ЛОТ-7М производства ЗАО "ГК Дельта-ЛОТ".

2.5 Геологическая интерпретация геофизических данных

В настоящее время, существует множество компьютеризированных систем регистрации каротажных диаграмм ГИС. Применение ЭВМ для регистрации, обработки и интерпретации данных ГИС обусловлено, прежде всего, возросшими требованиями к качеству полевого материала, возможностью его оперативной систематизации и стандартизации, с конечной целью - получение наиболее полной и достоверной информации применимой для решения конкретных геологических задач.

Геофизические исследования по данному проекту будут проводиться с использованием различных программных комплексов на всех стадиях проведения исследований - начиная с регистрации каротажа и заканчивая выводом конечных обработанных диаграмм.

Поэтапно процесс преобразования данных каротажа можно представить в следующем виде:

– регистрация каротажа с использованием станции КЕДР и программного комплекса регистрации геофизических данных КЕДР. Эта программа позволяет проводить регистрацию измеряемых параметров с оперативным визуальным контролем замера, а так же выбирать необходимые метрологические характеристики, задавая параметры геофизических приборов перед началом проведения работ;

– оценка качества зарегистрированных каротажных диаграмм программным комплексом SpokKar. Главной задачей, выполняемой программой, является увязка по магнитным меткам квантов глубины записи сигналов каротажного прибора, зарегистрированных в одном файле, с последующим расчленением зарегистрированных сигналов раздельно по каждому методу. Возможность изменения в данной системе характеристик тарировки зондов позволяет автоматически пересчитать сигнал в новое значение параметра и получить несколько значений параметра в зависимости от характеристик тарировки, вплоть до возможности использования приборов без тарировок.

Редактирование каротажных диаграмм при помощи программного комплекса EDITKAR. Основное предназначение этого программного комплекса в том что, с ее помощью можно вводить и применять формулы для формирования диаграмм, т.е. имея полевой материал определять расчетные параметры пластов необходимых для решения геологических задач.

Формирование и распечатка планшетов результатов обработки исходных каротажных диаграмм, в различных формах представления данных, формируемых обрабатывающими системами при помощи программного комплекса ShopKar. Программа позволяет применять различные графические элементы оформления планшетов, определения слоев, полей выводов, а так же вставлять различные рисунки BMP формата; формировать и применять макеты вывода, что дает возможность для быстрой качественной подготовки и выдачи графических материалов.

Все вышеперечисленные обрабатывающие комплексы содержат программы чтения данных различных форматов, в том числе и международного формата LAS.

Интерпретация данных ГИС предусматривает решение основных геологических задач, таких как литологическое расчленение разреза, выделение коллекторов, определение их фильтрационно-емкостных свойств, определение характера насыщения пластов и решение других задач исследования. Решение перечисленных задач в общем случае по данным только одного геофизического метода исследования скважин затруднительно. Поэтому геологическая интерпретация геофизических данных проводится комплексно, с применением нескольких методов. По результатам интерпретации делается заключение по скважине с конкретным указанием интервалов перфорации.

Литологическое расчленение

Расчленение производится на основе данных ранее проведенных работ и в соответствии с физико-геологической моделью для Мыльджинского месторождения (см. главы 1.4 и 1.5).

По кривым ПС, ГК и кавернограмме терригенные разности расчленяют на песчанистые и глинистые. Песчаникам соответствуют минимальные значения интенсивности естественного гамма-излучения I_г, отрицательные аномалии ?U_ПС и номинальный или несколько уменьшенный диаметр скважины. Глинам соответствуют положительные аномалии ?U_ПС, максимальные значения I_г и наличие каверн. Алевролиты и глинистые песчаники характеризуются номинальным диаметром скважины и промежуточными значениями ?U_ПС и I_г. С увеличением глинистости величина ?U_ПС уменьшается, а интенсивность I_г увеличивается.

Кривые НКТ, ИК, БК уверенно отмечают в разрезе плотные карбонатизированные песчаники (плотняки) и угли, характеризующиеся высокими сопротивлениями с_П. Плотнякам соответствуют максимальные значения НКТ, а углям - минимальные.

Выделение коллекторов

Проницаемые горизонты выделяют по кривым кавернометрии, микрозондирования, ПС, ВИКИЗ, ГК, МБК+БК,. Проницаемым породам соответствуют: уменьшение диаметра скважины, положительное расхождение кривых микропотенциал- и микроградиент-зондов, отрицательные аномалии , расхождение значений между зондами ВИКИЗ из-за их разной глубины исследования, низкие значения I_г и расхождение кривых МБК и БК в зависимости от насыщения.

Выделение нефтеносных пластов

В песчано-глинистом разрезе нефтеносным горизонтам на кривых КС, полученных зондами большого размера, соответствуют участки коллекторов с повышенными значениями . Более однозначно нефтеносные песчанистые горизонты выделяют по высоким удельным электрическим сопротивлениям, определяемым с помощью данных ИК, БК, БКЗ и больших зондов ВИКИЗ. В районах с высокой минерализацией пластовых вод разделение песчано-глинистых коллекторов на водоносные и нефтеносные возможно по данным нейтронного гамма-метода и метода плотности тепловых нейтронов Водоносные разности в отличие от нефтеносных характеризуются повышенной интенсивностью , пониженной плотностью тепловых нейтронов .

Выделение газоносных пластов

В песчано-глинистом разрезе газоносные коллекторы, так же как и нефтеносные, отмечаются высокими кажущимися и удельными электрическими сопротивлениями . Песчано-глинистые коллекторы по нефтегазоносности разделяют с помощью нейтронных методов, газоносные коллекторы характеризуются низким содержанием водородосодержания. По сравнению с нефтеносными, газоносные горизонты характеризуются более высокими интенсивностями , плотностью тепловых и надтепловых нейтронов. Выделение их по данным электрических и радиоактивных методов осложняется тем, что в процессе бурения газ легко оттесняется от стенок скважины фильтратом бурового раствора.

Определение коэффициентов глинистости, пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности

Определение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов по геофизическим данным обычно проводят по эталонным кривым зависимостей показаний геофизических методов от рассматриваемого параметра, которые составляют для каждого района и каждого типа горных пород отдельно. Построение таких кривых возможно двумя способами: 1) по данным лабораторных исследований физических и коллекторских свойств пород; 2) по результатам статистических сопоставлений показаний геофизических методов против пластов с известными параметрами, с численными значениями последних.

Глинистость определяется методами ПС и ГК по петрофизическим уравнениям и зависимостям коллекторов Мыльджинского месторождения (см. табл.2).

По ПС показания метода выражаются в величине амплитуды отклонения кривой ПС от условной нулевой линии (обычно от линии чистых глин) или в относительных единицах б_ПС, таким образом:

где

По ГК для песчано-глинистых пород, в которых отсутствуют значительные примеси глауконитовых, монацитовых, карнотитовых и других высокорадиоактивных песков, песчаников и конгломератов, зависимость при условии выражения ее в относительных единицах будет следующей:

где - двойной разностный параметр ГК, который вычисляется по формуле:

где - показания гамма-метода, снимаемые с кривой ГК против исследуемого пласта; мкР/ч;

- показания метода, зарегистрированные против опорного пласта чистых глин, мкР/ч;

- показания метода, зарегистрированные против чистых песчаников или известняков, мкР/ч.

Определение коэффициента пористости осуществляется методами: ПС, сопротивлений (БКЗ, ИК, БК, МБК, ВИКИЗ), НКТ, ГГК-ЛП и АК.

По ПС пористость определяется из петрофизического уравнения для коллекторов Мыльджинского месторождения (см. табл. 2):

По методам сопротивлений пористость находится из зависимости между коэффициентом пористости и параметром пористости Р_П (уравнение Арчи-Дахнова). Параметр пористости есть коэффициент пропорциональности между сопротивлением водонасыщенной породы с_ВП и сопротивлением с_В воды, ее насыщающей:

Параметр пористости зависит от пористости, характера порового пространства, извилистости пор, степени цементации и др. факторов. Экспериментально выведенная формула имеет общий вид:

где - постоянная, называемая структурным коэффициентом, которая зависит от состава породы и изменяется от 0,4 до 1,4;

m - так называемый „показатель цементации", который зависит от степени сцементированности и имеет величину от 1,3 для несцементированных до 2,3 для сильно сцементированных пород.

Для коллекторов Мыльджинского месторождения:

.

В таблице 3 приведены обобщенные алгоритмы для определения пористости методами НКТ и АК:

– по НКТ

где - общая пористость, доли ед., определяется по следующей формуле:

- водородосодержание связанной воды ().

– по АК

По методу ГГК-ЛП пористость определяется по следующей формуле:

где - плотность твердой фазы (),

- плотность жидкой фазы ().

Коэффициент проницаемости коллекторов может быть определен с помощью методов сопротивлений и метода ПС.

В методе сопротивлений определение коэффициента проницаемости производят по известной величине параметра нефтенасыщенности Рн и коэффициента пористости . Эти определения основываются на наличии корреляционной зависимости между содержанием в пласте связанной воды и величиной коэффициента проницаемости. Определения могут быть произведены только в пластах, находящихся выше зоны водонефтяного контакта, где влиянием подошвенной воды можно пренебречь. Имеется несколько номограмм для определения проницаемости нефтеносных песчаников по методу сопротивлений, причем их отличие в основном обусловлено разным характером распределения связанной воды.

Весьма приближенное определение коэффициента проницаемости водоносных песчаников может быть произведено по величине извилистости поровых каналов Т.

Под извилистостью понимают отношение средней статистической длины поровых каналов между двумя параллельными плоскостями к кратчайшему расстоянию между этими плоскостями : .

Извилистость может быть определена по известным величинам параметра пористости Рп и коэффициента пористости , найденным независимыми способами:

.

В некоторых типах песчаников, имеющих относительно постоянное значение коэффициента пористости, наблюдается коррелятивная зависимость между величиной извилистости Т и коэффициентом проницаемости , которую можно использовать для оценки последнего.

По методу ПС для определения проницаемости используется уравнение коллекторов Мыльджинского месторождения (см. табл. 2):

Коэффициент нефтегазонасыщенности определяется следующим образом:

где К_в - коэффициент водонасыщенности, который находится из петрофизических зависимостей и уравнений коллекторов Мыльджинского месторождения (см. табл. 2):

,

где Рн - параметр насыщения, который определяется по формуле:

- для нефтеносных коллекторов, д. ед.;

- для газоносных коллекторов, д. ед.;

где , - сопротивление нефтенасыщенной и газонасыщенной породы, Ом^.м;

- сопротивление полностью водонасыщенной породы, Ом^.м.

Численное значение удельных сопротивлений нефтенасыщенного или газонасыщенного пластов определяют по боковому электрическому зондированию (БКЗ), ИК, ВИКИЗ или с помощью другого метода, имеющего большую глубину исследования. Величину удельного сопротивления того же пласта при 100% заполнении его пор пластовой водой рассчитывают по формуле:

где Р_п определяют из зависимости по известному значению коэффициента пористости пласта.

Характер насыщения коллекторов

Определение характера насыщения осуществляется методами сопротивлений (БК, ИК, ВИКИЗ) и акустическим каротажем (АК).

В методе сопротивлений нефтегазовые коллекторы характеризуются высокими сопротивлениями, а водонасыщенные - низкими.

Нефтегазовые коллекторы: – низкая проводимость ИК (ИК<200 мСм/м); – высокие значения сопротивлений; – расхождение малых зондов над большими зондами по ВИКИЗ, причем значения сопротивлений больших и малых зондов высокие; – по НКТ высокое водородосодержание для нефти и низкое - для газа.	Водонасыщенные коллекторы: – высокая проводимость ИК (ИК < 200 мСм/м); – низкие значения сопротивлений; – расхождением малых зондов над большими зондами по ВИКИЗ, причем значения сопротивлений больших зондов низкие, а малых зондов - высокие; – по НКТ высокое водородосодержание.

Дополнительным признаком для определения характера насыщения является расхождения МБК от БК: при насыщении нефтью или газом - БК > МБК, при насыщении водой - БК ? МБК.

Определение насыщения по АК зависит от изменения скорости и затухания упругих волн. Газоносные коллекторы отмечаются большими затуханиями упругих волн, чем в коллекторах, содержащие флюид, а нефтеносные коллектора меньшими скоростями, по-сравнению с водоносными.

Критерии коллектора:

– для газа

б_ПС?0,3; К_П=0,12; К_ПР=0,5^.10^-3 мкм²; с_П?11,0, временные замеры НКТ;

– для нефти

б_ПС?0,43; К_П=0,135; К_ПР=1,92^.10^-3 мкм²; с_П?5,2;

– для нефти и воды 4,3<с_П<5,2;

– для воды с_П<4,3.

Определение водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов

Определение этих контактов осуществляется методами сопротивлений (БКЗ, БК, ИК), НКТ и АК.

В методе сопротивлений если в пласте переход от предельно нефтенасыщенной к водонасыщенной части коллектора достаточно резкий, то водонефтяной контакт по диаграммам электрометрии выделяется как граница между пластами высокого и низкого сопротивлений. На диаграммах, зарегистрированных потенциал-зондом, нефтеносная часть коллектора выделяется симметричной кривой изменения КС. На диаграммах, зарегистрированных последовательным градиент-зондом, наблюдается резкое увеличение КС. Максимум его соответствует положению водонефтяного контакта. При исследованиях индукционным зондом водонефтяной контакт выделяется по середине расстояния между точками, ограничивающими интервал резкого изменения кажущейся проводимости.

Методы НКТ и АК из-за их малой глубинности применяются только в том случае, если зона проникновения не больше 10 см.

По НКТ за счет различного содержания хлора в водоносных и нефтегазоносных пластах переход от водонасыщенной части пласта к нефтенасыщенной отмечается понижением показаний на диаграммах НКТ.

По АК контакт выделяется по различию акустических свойств флюидов. Газ и нефть отмечаются быстрым затуханием и низкими скоростями упругих волн соответственно.

По результатам интерпретации данных геофизических методов приведенных выше, используя петрофизические зависимости, критерии, уравнения и формулы для определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и литологического расчленения разреза на Мыльджинском месторождении, будут решены поставленные геологические задачи (см. главу 2.1).

3. Специальная часть

Методика измерений литолого-плотностного гамма-гамма-каротажа (ГГК-ЛП)

3.1 Физико-геологические основы ГГК-ЛП

Гамма-гамма-каротаж (ГГК) -- исследования, основанные на регистрации плотности потока гамма-излучения, рассеянного горной породой при ее облучении стационарным ампульным источником гамма-квантов. В зависимости от энергетического спектра регистрируемого гамма-излучения различают плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГК-П), показания которого обусловлены в основном плотностью пород, и литоплотностной гамма-гамма-каротаж (ГГК-ЛП), предназначенный для определения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения, связанного с эффективным атомным номером пород.

В комплексе с плотностным ГГК (энергетический диапазон которого лежит в области комптон-эффекта, интенсивность вторичного гамма-излучения обусловлена плотностью вещества и мало зависит от атомного номера) литоплотностной каротаж полезен для литологических исследований разрезов скважин, т.к. для уверенной интерпретации данных литологического канала ("мягкой" части вторичного гамма-излучения, энергетический диапазон лежит в области фотоэффекта, интенсивность которого обусловлена, в первую очередь, атомным номером вещества, т.е. его химическим составом) необходимо знать плотностную характеристику горных пород и, наоборот, для более точного определения плотности горных пород надо иметь представление о вещественном составе пород. В связи с этим используются скважинные приборы с одновременной регистрацией кривых плотности и индекса фотоэлектрического поглощения.

В качестве источников гамма-квантов используют радиоактивные изотопы, энергия излучения которых лежит в диапазоне 20 кэВ - 1,33 МэВ. Как известно, в этом диапазоне наиболее вероятны два вида взаимодействия гамма-квантов с веществом: комптоновское рассеяние и поглощение в результате фотоэффекта, причем при энергиях больше 0,5 МэВ фотоэффект практически не происходит. Число рассеянных гамма-квантов I зависит, в основном, от плотности горной породы , а их поглощение - от ее эффективного атомного номера Z_эф и в меньшей степени от плотности.

Зависимости интенсивности регистрируемого излучения от плотности и атомного номера вещества имеют инверсионный характер, т.е. с ростом плотности или эффективного атомного номера (Z_эф) интенсивность вторичного излучения уменьшается из-за поглощения веществом части рассеянных гамма-квантов (фотоэффект).

Таким образом, литолого-плотностной гамма-гамма-каротаж основан на регистрации рассеянного гамма-излучения, основными видами взаимодействия которого с веществом являются комптоновское рассеяние, фотоэлектрическое поглощение (фотоэффект) и образование пар "электрон-позитрон" с последующей аннигиляцией позитрона. Сечение образования пар _z отлично от нуля при энергии гамма-кванта _г более 1022 кэВ (т.е. при превышении суммарной энергии покоя электрона и позитрона) и примерно пропорционально величине:

где Z - атомный номер элемента; _об - объемная плотность вещества; N - число Авогадро; А - атомный вес элемента.

Сечение фотоэффекта примерно пропорционально величине . Сечение комптоновского рассеяния _с пропорционально величине . Для основных породообразующих элементов горных пород в разрезах нефтегазовых скважин сечение образования пар начинает играть заметную роль при энергии гамма-квантов более 3000-4000 кэВ, а сечение фотоэффекта - при энергии менее 100-150 кэВ.

В диффузионном приближении в области энергий 150-1000 кэВ поток гамма-квантов N_с на расстоянии R oт источника можно представить в виде:

(1)

где С и А - некоторые константы; _с - сечение комптоновского рассеяния.

Из выражения (1) следует , то есть для определения плотности породы необходимо выполнить измерение потока рассеянного гамма-излучения в комптоновском интервале энергий. Следует помнить, что для одноатомных материалов, где Z и A - атомный номер и атомный вес элементов. Для молекулярных соединений (n_i и Z_i - соответственно число атомов и атомный номер i-го элемента, М - молекулярный вес). Эффективный атомный номер горных пород обычно оценивают по формуле:

Поток гамма-квантов комптоновского интервала энергий (более 150 кэВ) является источником гамма-квантов более низких энергий, то есть интервала энергий преимущественно фотоэлектрического поглощения (менее 150 кэВ). Это позволяет представить (в нулевом приближении) поток гамма-квантов N_р на детекторе в области энергий ниже 150 кэВ в виде произведения потока гамма-квантов комптоновского интервала энергий N_c на вероятность Р_с быть непоглощенным при пролете до детектора, а именно:



где б - коэффициент, учитывающий ослабление потока N_с при прохождении его до детектора; Е_гс, Е_гр - средние энергии регистрируемых гамма-квантов комптоновского и фотоэлектрического интервалов.

На рис. 15 схематически изображены спектры рассеянного гамма-излучения для трех сред с постоянной плотностью, но различным значением Z, иллюстрирующие приведенную выше зависимость.

Из выражения (2) следует, что отношение N_р/N_с в основном определяется зарядом среды Z, в которой распространяются гамма-кванты:

(3)

где в - некоторый коэффициент.

Для интервала энергий, используемых в литолого-плотностном каротаже, показатель степени при Z принимается равным 3,60. Кроме того, для характеристики заряда среды часто используется так называемый индекс фотоэлектрического поглощения пропорциональный сечению фотоэффекта на электрон. С учетом этих условий выражение (3) принимает вид Отсюда следует

Таким образом, определение индекса фотоэлектрического поглощения среды Р_е сводится к измерению потока рассеянного гамма-излучения в двух энергетических окнах, соответствующих комптоновской и фото областям спектра, и расчете Р_е по установленной на моделях сред связи

Обработка цифровой информации с получением значений объемной плотности горных пород (по показаниям большого и малого зондов в "жесткой" части спектра) и индекса фотоэлектрического поглощения, связанного с показаниями малого зонда в "мягкой" части спектра, осуществляется бортовым компьютером каротажной станции.

Литоплотностной гамма-гамма-каротаж применяют для литологического расчленения разрезов и определения емкостных параметров породы (объемов минеральных компонент скелета и порового пространства). Также литоплотностной гамма-гамма-каротаж позволяет детализировать литологию разреза по степени содержания в горных породах кальция, обладающего большим атомным номером. При этом выделяют известняки, доломиты, чистые и кальцитизированные терригенные разности. Измеряемая величина -- скорость счета (интегральная или в энергетических окнах). Основные расчетные величины -- объемная плотность пород, в г/см³; поправка за влияние промежуточной среды между прибором и породой, г/см³; индекс Р_е фотоэлектрического поглощения. Благоприятные условия применения метода: вертикальные и наклонные скважины; промывочные жидкости любого состава для прижимных измерительных зондов и неутяжеленные жидкости для центрированных приборов; незначительная кавернозность ствола скважины; тонкие глинистые корки или их отсутствие, из-за малой глубины исследования.

3.2 Спектрометрическая аппаратура литолого-плотностного гамма-гамма-каротажа серии сгпл и их характеристика

Для измерения объемной плотности горных пород обычно используются двухзондовые измерительные установки. Совместная обработка показаний зондов таких установок обеспечивает исключение влияния промежуточной среды благодаря существенно различной чувствительности их к изменению плотности пород, но близкой (либо равной) чувствительности к промежуточной среде. Технология производства работ с интегральной аппаратурой плотностного гамма-гамма-каротажа, обеспечивающая единство измерений при ее массовом выпуске, хорошо отработана. В метрологическом плане она сводится к одноточечной калибровке аппаратуры на образце с известной плотностью и контролю соответствия функции преобразования зонда основной зависимости. При разработке технологии производства работ со спектрометрической аппаратурой литолого-плотностного гамма-гамма-каротажа, также обеспечивающей единство измерений при массовом выпуске приборов, дополнительно необходимо было решить ряд вопросов и прежде всего:

постоянство энергетической шкалы спектрометрического тракта в процессе каротажа и соответствие параметров текущей энергетической шкалы характеристикам опорного спектра при выполнении базовой калибровки;

подавление относительно высокой (превышающей требования к точности измерения Р_е) чувствительности литологического канала к погрешности изготовления зондовой установки;

исключение либо уменьшение влияния меняющейся нелинейности энергетической шкалы спектрометрического тракта в области 30-100 кэВ в различных экземплярах аппаратуры либо замена блока детектирования.

Технология определения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения аппаратурно-программным комплексом спектрометрического литолого-плотностного гамма-гамма-каротажа СГПЛ включает последовательное выполнение четырех этапов:

базовую калибровку аппаратурно-программного комплекса;

полевую калибровку аппаратурно-программного комплекса;

проведение измерений на скважине;

обработкy результатов каротажа.

Суть этих этапов и характер их взаимодействия состоят в следующем.

Базовая калибровка аппаратуры СГПЛ обеспечивает:

выставление энергетической шкалы спектрометрического тракта по опорному спектру встроенного гамма-источника Cs-137;

paсчет параметров преобразования "канал-энергия" и сдвиг нуля энергетической шкалы спектрометрического тракта по пикам 662 и 32 кэВ, создаваемым источником Cs-137;

регистрацию калибровочных параметров в калибровочных установках с известными характеристиками;

проверку соответствия функций преобразования зонда по плотности и индексу фотоэлектрического поглощения основной зависимости аппаратуры;

запись калибровочных данных в файл базовой калибровки для использования в следующих технологических этапах.

Калибровка плотностного канала в аппаратуре СГПЛ выполняется по традиционной одноточечной схеме, а канала индекса фотоэлектрического поглощения - по двухточечной схеме (для трехзондового прибора). Использование двухточечной калибровочной схемы для Р_е обеспечивает подавление высокой чувствительности функции преобразования зонда по указанному выше параметру к погрешностям изготовления аппаратуры и меняющейся нелинейности энергетической шкалы в интервале 30-100 кэВ в различных экземплярах аппаратуры.

Полевая калибровка аппаратуры выполняется перед проведением каротажа в скважине и обеспечивает:

контроль/выставление энергетической шкалы аппаратуры в соответствии с ее базовой калибровкой;

установление соответствия функций преобразования зонда по плотности и индексу фотоэлектрического поглощения основной зависимости аппаратуры с целью принятия решения возможности ее использования.

Полевая калибровка аппаратуры серии СГПЛ выполняется в случае невозможности проведения базовой калибровки в установленный регламентом срок либо в случае ее включения в обязательный регламент работ с данной аппаратурой на скважине (на конкретном объекте работ). Как и базовая калибровка, полевая калибровка аппаратуры СГПЛ по плотности является одноточечной, а по индексу фотоэлектрического поглощения - двухточечной (для трехзондового прибора).

Проведение измерений на скважине обеспечивает в автоматическом режиме и реальном масштабе времен:

регистрацию и передачу наверх первичной информации зонда;

настройку и удержание текущей энергетической шкалы аппаратуры в соответствии с ее параметрами при проведении базовой калибровки;

расчет плотности и индекса фотоэлектрического поглощения.

Первичная обработка результатов каротажа обеспечивает расчет плотности и индекса фотоэлектрического поглощения, исправленных за влияние скважинных условий измерений, с возможностью дополнительной, более точной, привязкой (при необходимости) энергетической шкалы зарегистрированных спектров к энергетической шкале спектра базовой калибровки, а также выдачу заключения о техническом качестве каротажа.

Необходимость контроля привязки энергетической шкалы при выполнении первичной обработки обусловлена высокой чувствительностью литологического зонда к точности соответствия текущей энергетической шкалы аппаратуры ее параметрам при проведении базовой калибровки и при построении основных зависимостей. Так, неувязка энергетической шкалы в 1 канал в области энергий от 30-100 кэВ приводит к погрешности определения индекса фотоэлектрического поглощения до 0,3 барн/электрон. Контроль привязки энергетической шкалы спектрометрической аппаратуры литолого-плотностного каротажа является важным этапом в процессе первичной обработки данных каротажа.

Как контроль качества привязки энергетической шкалы в процессе каротажа, так и собственно привязка энергетической шкалы в процессе первичной обработки заключаются в определении коэффициентов а и b преобразования энергетической шкалы Е(п) текущих зарегистрированных спектров S(E) к энергетической шкале Е_опор(n) опорного, калибровочного спектра S_о(E_опор), а именно:

где п - номер энергетического канала.

Выбор алгоритма определения параметров (a, b) определяется величиной статистической погрешности зарегистрированных спектров. В условиях пониженной статистики определение параметров (a, b) выполняется в предположении монотонного дрейфа нуля энергетической шкалы спектрометрического тракта, в противном случае расчет параметров преобразования осуществляется независимо, по каждому опросу аппаратуры.

По положительным результатам контроля привязки энергетической шкалы, по основным зависимостям аппаратуры литолого-плотностного каротажа и выполняется расчет плотности и индекса фотоэлектрического поглощения, где J_бз и J_мз - показания большого и малого зондов аппаратуры, J_лз-лит и J_{лз-плот} - показания литологического и плотностного каналов литологического зонда. В противном случае предварительно выполняется расчет кривых J_лз-лит и J_{лз-плот}.

Характеристики аппаратуры СГПЛ-1Т и СГПЛ-73

Прибор СГПЛ был разработан для исследования нефтяных и газовых скважин диаметром от 140 до 400 мм методами двухзондового литолого-плотностного гамма-гамма-каротажа (2ГГК-ЛП) и однорычажной кавернометрии. Опыт применения этой аппаратуры показал:

аппаратура обладает хорошей эксплуатационной и метрологической стабильностью;

разработанная технологическая схема (от базовой калибровки до первичной обработки материалов каротажа) обеспечивает получение измеряемых аппаратурой геофизических параметров с регламентированной точностью.

Было выявлено:

одноточечная метрологическая схема определения индекса фотоэлектрического поглощения Р_е породы предъявляет повышенные требования к точности изготовления деталей зондовой части скважинного прибора, усложняя тем самым тиражирование скважинных приборов, а также не вполне компенсирует ошибки, связанные с нелинейностью энергетической шкалы в области энергий менее 100 кэВ, усложняя настройку аппаратуры;

низкая скорость счета по каналу большого зонда (БЗ) обеспечивает погрешность определения Р_е на уровне ±0,3 барн/электрон лишь при проведении каротажных работ на скоростях записи не более 100-120 м/ч;

конструкция малого зонда (МЗ) измерительной установки в породах с низкой плотностью не обеспечивает полного формирования фотоэлектрического эффекта, а в породах со значением Р_е более 3 барн/электрон в силу низкой чувствительности не обеспечивает требуемую точность (±0,3 барн/электрон) определения индекса фотоэлектрического поглощения по показаниям МЗ.

Кроме того, проявился и ряд других проблем, связанных с техническим обслуживанием разработанной аппаратуры литолого-плотностного каротажа и с возможностью повышения ее термобаростойкости.

На основании этого было принято решение о разработке аппаратуры литолого-плотностного каротажа для исследования нефтяных и газовых скважин диаметром от 110 до 350 мм со следующими метрологическими и эксплуатационными характеристиками:

основная относительная погрешность измерения плотности породы в диапазоне от 1,7 до 3,0 г/см³ - ±1,2%;

основная относительная погрешность измерения Р_е породы в диапазоне от 1 до 7 барн/электрон - ±0,25 барн/электрон;

максимальное рабочее давление - 140 МПа (80 МПа для нетермостойкого варианта прибора);

максимальная рабочая температура - 175 °С (120 °С для нетермостойкого варианта прибора); а скорость каротажа - не менее 200 м/ч.

С целью определения возможных путей улучшения эксплуатационно-технических и метрологических характеристик аппаратуры литолого-плотностного каротажа была проведена серия экспериментов с макетом зондовой установки на моделях плотности и индекса фотоэлектрического поглощения горных пород.

Наибольшее распространение в практике ГИС имеют следующие образцы эквивалентной плотности и эффективного атомного номера:

из магния г/см³;

из первичного алюминия АДО г/см³;

из сплава В-95 г/см³;

гетерогенный из тонких пластин Аl и Mg г/см³;

неминерализованная вода г/см³;

Имитаторы глинистой корки должны воспроизводить влияние корок толщиной 1-2 см, плотностью 1,26-2,00 г/см³. Эффективный атомный номер материала одного из имитаторов корки должен достигать 30, что соответствует корке, обогащенной баритом.

Результатом этой работы стало создание трехзондовой измерительной установки с двумя интегральными и одним спектрометрическим каналами в термобаростойком (175°, 140 МПа, аппаратура СГПЛ-1Т) и обычном (120°, 80 МПа, аппаратура СГПЛ-73) исполнениях с регламентированными выше метрологическими характеристиками.

Спектрометрический канал аппаратуры обеспечивает регистрацию 256-канального спектра рассеянного гамма-излучения. Специальная конструкция спектрометрического детектора позволяет проводить автоматическую стабилизацию энергетической шкалы в процессе каротажа и при первичной обработке результатов измерений по двум реперным пикам - 662 и 32 кэВ. На рис. 16 приведены аппаратурные спектры литологического зонда аппаратуры СГПЛ-1Т.

Рис. 16. Аппаратурные спектры литологического зонда аппаратуры СГПЛ: 1 - фоновый спектр от реперного источника (N-15); 2 - спектр на модели АДО; 3 -спектр на модели AI + Мд; 4 - спектр на модели Мрамор; 5 - спектр на модели Al + Ti

На рис. 17 и 18 приведены основные зависимости и для аппаратуры серии СГПЛ. Полученные значения параметров корректируются по данным второй калибровочной точки (относится только к Р_е), а также на влияние скважинных условий проведения каротажа - параметров промывочной жидкости и промежуточной среды. Там же для сопоставления приведены основные зависимости ранее разработанной двухзондовой аппаратуры литолого-плотностного каротажа.



Рис. 17. Зависимости показаний зондов от значения индекса фотоэлектрического поглощения аппаратуры ряда СГПЛ: 1 - прибор двухзондового литолого-плотностного каротажа СГПЛ; 2 - прибор трехзондового литолого-плотностного каротажа СГПЛ-1Т "Каскад"; 3 - прибор трехзондового литолого-плотностного каротажа СГПЛ-73 "Каскад"; J_лит - скорость счета в литологическом окне; J_плот - скорость счета в плотностном окне; С - нормировочный коэффициент

Рис. 18. Зависимости показаний аппаратуры ряда СГПЛ от плотности породы: 1 - прибор СГПЛ; 2 - прибор СГПЛ-1Т "Каскад"; 3 - прибор СГПЛ-73 "Каскад"; J₆₃ - скорость счета большого зонда; J_M3 - скорость счета малого зонда; С - нормировочный коэффициент

На основании этих данных можно утверждать, что даже в термобаростойком исполнении трехзондовая аппаратура литолого-плотностного каротажа обладает повышенной либо равной чувствительностью к измеряемым параметрам. При этом счетная характеристика зондов аппаратуры СГПЛ-1Т такова, что она обеспечивает в

1,5 раза меньшую статистическую погрешность определения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения по сравнению с двухзондовой. Для аппаратуры СГПЛ-73 улучшение этой характеристики еще более значительно.

Метрологическая схема определения плотности породы по данным аппаратуры СГПЛ-1Т и СГПЛ-73 сохранена одноточечной путем переноса на скважинные данные отношения показаний малого зонда к большому. Этот способ широко используется в метрологических схемах аппаратуры двухзондового плотностного гамма-гамма-каротажа, таких, как СГП-2АГАТ, модуль 2ГГК аппаратуры РКП, СГП-73 и обеспечивает большую достоверность калибровки при достаточно длительных интервалах между поверками. Метрологическая схема определения Р_е реализована в двухточечном варианте, что позволило существенно улучшить характеристики аппаратуры. Калибровка проводится по двум точкам с одним значением плотности и различающимися значениями Р_е, получаемыми с помощью имитатора изменения эффективного атомного номера, изготовленного из стальной пластины (используется модель, изготовленная из алюминия марки АДО плотностью 2,59 г/cм³ и Р_е - 2,66 барн/электрон). Данная схема калибровки выбрана для исключения ошибок, связанных с вариациями конструкции выпускаемых приборов, за счет неточностей изготовления деталей зондовой установки, путем нормировки зарегистрированных данных на диапазон измерения.

Скважинный прибор аппаратуры СГПЛ-73 "Каскад", разработанный на основе описанной выше зондовой установки, имеет максимальный проходной диаметр в районе зондовой установки - 84 мм, диаметр охранного кожуха - 76 мм, что позволяет проводить скважинные измерения с доставкой скважинного прибора в интервал исследования через буровой инструмент.

Аппаратурно-программный комплекс обеспечивает одновременное измерение объемной плотности и индекса фотоэлектрического поглощения горных пород в скважинах, заполненных буровой промывочной жидкостью на нефтяной и водной основах (а также в сухих скважинах) с компенсацией (исключение влияния) промежуточной среды между рабочей поверхностью зонда и породой до 15 мм. Обработка плотностных каналов совместно с данными литологического зонда обеспечивает учет влияния промежуточной среды до 20-25 мм.

Среднее значение поправки за влияние промежуточной среды в интервалах с номинальным диаметром скважины при отсутствии глинистой корки не должно превышать ±(0,02-0,03) г/см³.

При использовании утяжеленных баритом или гематитом буровых растворов аппаратурно-программный комплекс обеспечивает измерение плотности пород в вышеописанном диапазоне и индекса фотоэлектрического поглощения горных пород при отсутствии (менее 3-5 мм) промежуточной среды между прибором и стенкой скважины.

Результаты испытаний аппаратуры серии СГПЛ в рамках описанной выше технологической схемы определения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения горных пород представлены на рис. 19, 20.

На рис. 19 приведен пример записи прибором СГПЛ, оснащенным двухзондовой измерительной установкой. Запись проведена в терригенных отложениях в скважине с номинальным диаметром 216 мм заполненной глинистым буровым раствором с плотностью 1,36 г/см³. Как видно из приведенного примера, реализованная в двухзондовой аппаратуре литолого-плотностного каротажа описанная выше технологическая схема обладает высокой стабильностью. Это подтверждается хорошим совпадением основного и повторного замеров (расхождения между ними не должно превышать ±4 % для общих и ±3 % для детальных исследований). Погрешности определения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения пород при скорости проведения каротажа 125 м/ч, приведенные к пласту мощностью 1 м, не превышают 0,03 г/см³ и 0,2 барн/электрон соответственно.

На рис. 20 приведен пример записи прибором СГПЛ-1Т "Каскад" (термобаростойкое исполнение). Как видно из приведенных примеров, трехзондовая аппаратура литолого-плотностного каротажа также обладает высокой стабильностью, что подтверждается хорошим совпадением основных и повторных замеров. Погрешности определения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения пород при скорости проведения каротажа 200 м/ч, приведенные к пласту мощностью 1 м, не превышают 0,03 г/см³ и 0,25 барн/электрон соответственно.

Рис. 19. Сопоставление основного и повторного измерений аппаратурой СГПЛ (терригенные отложения)