Содержание к диссертации
Введение
1. Современное состояние аппаратуры и методики литолого- плотностного гамма-гамма каротажа 9
1.1. Физические основы метода 13
1.2. Геолого-технические условия измерений и требования к методу 18
1.3. Постановка задачи. Обоснование основных требований к аппаратуре литолого-плотностного гамма-гамма каротажа 22
2. Теоретические и экспериментальные исследования по обоснованию основных, функциональных узлов аппаратуры ЗГГК-ЛП 23
2.1. Теоретическое и экспериментальное обоснование параметров зондовой установки
для одновременной регистрации плотности и индекса фотоэлектрического поглощения
пород 23
2.1.1. Теоретическое и экспериментальное обоснование конструкции детектора спектрометрического канала и методики стабилизации энергетической шкалы 23
2.1.2. Выбор длин зондов зондовой установки ГГК-ЛП, угла коллимации и ширины энергетических окон литологического канала 30
2.1.3. Конструкция зондового устройства 36
2.1.4. Основные зависимости и алгоритмы определения объёмной плотности и индекса фотоэлектрического поглощения горных пород 44
2.1.5. Алгоритм ввода поправки за влияние промежуточной среды утяжеленной баритом или гематитом 47
2.2. Метрологическое обеспечение 50
2.2.1. Метрологическое обеспечение измерений плотности 50
2.2.2. Метрологическое обеспечение измерений индекса фотоэлектрического поглощения 50
3. Разработка аппаратуры, методического обеспечения и технологии проведения работ 53
3.1. Краткое описание трехзондовой аппаратуры литолого-плотностного ГГК 53
3.2. Технология определения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения пород аппаратурой серии СГПЛ 60
3.2.1. Базовая калибровка 61
3.2.2. Полевая калибровка 62
3.2.3. Проведение измерений на скважине 63
3.2.4. Обработка результатов измерений 65
4. Опытно методические работы и внедрение 72
Заключение 79
Литература
- Геолого-технические условия измерений и требования к методу
- Теоретическое и экспериментальное обоснование конструкции детектора спектрометрического канала и методики стабилизации энергетической шкалы
- Основные зависимости и алгоритмы определения объёмной плотности и индекса фотоэлектрического поглощения горных пород
- Технология определения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения пород аппаратурой серии СГПЛ
Введение к работе
Цитологический состав горных пород является одним из геологических параметров, степень изученности которого определяет достоверность оценки ёмкостных свойств пластов-коллекторов в разрезах нефтегазовых скважин. Обычно сведения о нем получают путём анализа керна или образцов горных пород лабораторными методами. Однако большие трудозатраты ограничивают область применения лабораторных исследований до описания, в основном, разрезов опорных скважин. Поэтому оценка литологического состава горных пород для многих случаев возможна лишь по результатам совместной обработки данных комплекса геофизических исследований несколькими различными по физической основе методами.
Наиболее эффективно для определения литологического состава горных пород использование комплекса данных плотностного, акустического и нейтронного методов каротажа. Но и в этом случае при исследовании горных пород поликомпонентного состава результаты интерпретации могут быть неоднозначными. В связи с этим, разработка методов ГИС, ориентированных на изучение литологического состава горных пород приобретает важное значение.
В настоящее время при проведении комплекса ГИС на бурящихся нефтяных и газовых скважинах в России применяется в основном плотностная модификация гамма-гамма метода, обеспечивающая удовлетворительное решение задачи определения общей пористости горных пород при известном литологическом составе исследуемого объекта. В исследованиях Була-шевича Ю.П., Воскобойникова В.М., Гулина Ю.А., Дядькина И.Г. Уткина В.И., и др., показана теоретическая и методическая возможность гамма-гамма метода для количественных определений плотности и эффективного атомного номера горных пород связанного с их литологиче-ским составом. Крупный вклад в развитие теории и методики аппаратуры гамма-гамма каротажа (ГТК) внесли ученые России Арцыбашев В.А., Баембитов Ф.Г., Белоцерковец Ю.И., Блю-менцев А. М, Варварин Г.Б., Гречухин В.В., Грумбков А.П., Головацкая И.В., Гольдштейн Л.М., Дунченко И.А., Куриленко Ф.Д., Кучурин Е.С., Лухминский Б.Е., Лысенков А.И., Семенов Е.В., Филиппов Е.М., Шимелевич Ю.С., Хаматдинов Р.Т., и др., а также зарубежные ученые J. S. Gardner, J. L. Dumanoir, D. A. Gearhart, G. L. Mathis, W. Bertozzi, D. V. Ellis, J. S. Wahl и др.
Модификация ГТК, обеспечивающая одновременное измерение плотности (а) и индекса фотоэлектрического поглощения горных пород (Ре), получила название литолого-плотностного гамма-гамма каротажа (ГТК-ЛП). ГГК-ЛП основан на регистрации интенсивности рассеянного гамма-излучения в двух энергетических диапазонах, соответствующих областям, на спектре рассеянного гамма-излучения, с преобладанием фотоэлектрического поглощения (литологическое окно) и комптоновского рассеяния (плотностное окно). В большинстве случаев эти измерения проводятся большим зондом измерительной установки ГТК-ЛП [62, 64, 69,75,76].
Комплекс методов ГИС ГПСП-ННК в слабоглинистых доломитизированных карбонатных отложениях позволяет разделить породы на 3 градации: известняк, известняк + доломит и доломиты при условии определения плотности пород с основной абсолютной погрешностью не более ± 0,03 г/см3 [1, 16, 28, 33]. При одновременной регистрации а и Ре с основной абсолютной погрешностью не более + 0,03 г/см и ± 0,25 барн/электрон соответственно, комплекс ГГК-ЛП-ННК позволяет разделить доломитизированные карбонатные отложения по литологическому составу не менее чем на 5 градаций, что приводит к снижению погрешности определения общей пористости [61,70,71].
В терригенных отложениях поликомпонентного состава и фундамента с отложениями магматического характера с широким спектром вещественного состава этих отложений привлечение данных ГТК-ЛП позволяет осуществить более детальное документирование разреза горных пород по литологии.
Существующие зарубежные варианты аппаратуры литолого-плотностного каротажа позволяют проводить измерения, как в обычных, так и в сложных геологотехнических условиях и успешно применяются на нефтегазовых месторождениях такими компаниями, как Shlumberger, Halliburton, Western Atlas и др. для определения литологии горных пород. При проведении измерений скважинные приборы литолого-плотностного каротажа обычно ком-плексируются с приборами спектрометрического гамма-каротажа, нейтронного и акустического каротажа. На базе прижимного устройства зондовой установки литолого-плотностного каротажа обычно реализован датчик диаметра скважины, позволяющий учитывать влияние отклонения зондовой установки от стенки скважины при расчете объёмной плотности и эффективного атомного номера горной породы. На некоторых модификациях скважинных приборов также установлен датчик плотности промывочной жидкости.
До настоящего времени Российская геофизика в своем арсенале имела аналогичную аппаратуру с ограниченными возможностями по термостойкости и производительности, способной работать в неглубоких низкотемпературных (не более 100 °С) скважинах. Существующие Российские варианты аппаратуры литолого-плотностного каротажа имели скорее научно-техническое значение и поэтому применялись в основном для опытно-методических работ.
Возрастающие требования к качеству исследования нефтегазовых скважин, вовлечение в разработку объектов, имеющих большую глубину залегания с экстремальными термобарическими условиями (до 185 °С, 150 МПа), потребности производства в применении высоких технологий и высокая эффективность метода ГТК-ЛП в комплексе ГИС показывают актуальность создания промышленного образца аппаратуры и технологии ГГК-ЛП, предназначенных для одновременной регистрации а и Ре с целью детального документирования разрезов нефтегазовых скважин по литологии и оценки общей пористости горных пород.
Целью работы является разработка промышленного образца аппаратуры и технологии ГТК-ЛП, обеспечивающих одновременные измерения а и Ре с необходимой для практики точностью в скважинах с температурой на забое до 185 °С и гидростатическим давлением до 150 МПа.
Основные задачи исследований. Для достижения поставленной цели потребовалось решить следующие задачи:
- разработать основные технические требования и разработать зондовую измерительную установку ГТК-ЛП для работы в разрезах нефтегазовых скважин в сложных геолого-технических условиях измерений с высокими термобарическими характеристиками (150 МПа, 185 °С);
- разработать конструкцию скважинного прибора, способ работать в условиях повышенной температуры и давления, а так же при доставке скважинного прибора в открытый ствол через буровой инструмент;
- разработать методическое, метрологическое и интерпретационное обеспечение с соответствующим программным обеспечением, ориентированным на работу в составе программно-управляемого аппаратурно-методического комплекса типа «КАСКАД» производства ООО «Нефтегазгеофизика»;
- разработать технологию проведения измерений, обеспечивающую количественное определение а и Ре горных пород с основной абсолютной погрешностью ±0,03 г/см3 и ±0,25 барн/электрон соответственно;
- провести промышленные испытания аппаратуры ГТК-ЛП с целью апробации научно-технических решений и оценки эффективности метода.
Методы исследования
Теоретические и экспериментальные исследования характеристик и параметров измерительных установок, технологических этапов (калибровка, каротаж, первичная обработка) измерения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения аппаратурой литолого-плотностного гамма-гамма каротажа. Лабораторные и скважинные испытания аппаратуры литолого-плотностного гамма-гамма каротажа. Исходные материалы исследований:
- результаты предыдущих НИОКР, выполненные во ВНИГИК, ВНИИГИС, НПФ «Геофизика», ВЫИИГЕОСИСТЕМ и др. и опыт эксплуатации различных модификаций аппаратуры плотностного и литолого-плотностного гамма-гамма каротажа;
- литературные источники, каталоги и информационные проспекты отечественных и зарубежных фирм;
- патенты по классу G01V 5/12.
Научная новизна полученных результатов:
- по результатам теоретических и экспериментальных исследований разработана трёх-зондовая измерительная установка ГГК-ЛП со встроенным реперным источником гамма-излучения, обеспечивающим настройку и стабилизацию энергетической шкалы по излучению реперного источника Cs-137 с энергией 662 кэВ и характеристического излучения бария-137 с энергией 32 кэВ с погрешностью не более ± 2 кэВ (патент RU 2249836 С1) [54];
- разработана методика определения а и Ре горных пород в разрезах нефтегазовых скважин с обеспечением контроля, стабилизации и привязки энергетической шкалы на всех этапах регистрации рассеянного гамма-излучения и обработки получаемых данных, включая базовую и полевую калибровки, проведение измерений на скважине, первичную обработку результатов каротажа;
- разработан промышленный образец аппаратуры ГТК-ЛП, обеспечивающий измерение о и Ре с основной абсолютной погрешностью не более ±0,03 г/см3 и ±0,25 барн/элек-трон, соответственно, в экстремальных термобарических условиях.
Практическая значимость результатов заключается: в обеспечении возможности промышленного внедрения метода литолого-плотностного гамма-гамма каротажа в практику сервисных геофизических работ.
Защищаемые научные результаты
1. Программно-управляемая аппаратура ГТК-ЛП для исследования нефтегазовых скважин, включающая теоретически и экспериментально обоснованную трехзондовую измерительную установку ГТК, обеспечивающая количественные измерения а и Ре горных пород в разрезах нефтегазовых скважин в сложных геолого-технических условиях (с температурой до 185°С и гидростатическим давлением до 150 МПа). 2. Технология количественного определения объемной плотности и индекса фотоэлектрического поглощения горных пород с основной абсолютной погрешностью измерений ±0,03 г/см3 и ±0,25 барн/электрон, соответственно, реализованная в аппаратурно-программном комплексе литолого-плотностного гамма-гамма каротажа, обеспечи вающем проведение всех этапов измерений, а именно базовую и полевую калибровки, измерения в скважине, обработку получаемых данных в полевых и в стационарных условиях.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Четвертой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России - сессия "Новые технологии в газовой промышленности" (г. Москва, 25-27 сентября 2001 г.), научно-практической конференции «ЯДЕРНАЯ ГЕОФИЗИКА - 2004» - сессия "Комплексные ядерно-геофизические технологии исследования нефтегазовых и рудных скважин в России и СНГ" (г. Санкт-Петербург, 29 июня -2 июля 2004 г.).
Диссертационная работа докладывалась полностью на семинаре лаборатории ядерной геофизики Института геофизики УрО РАН (г. Екатеринбург, 29 сентября 2005 г.) и на заседании Ученого совета ОАО НЛП «ВНИИГИС» (г. Октябрьский, 20 октября 2005 г.).
Сведения о внедрении и эффективности использования результатов
Результаты исследований позволили разработать и внедрить в производство аппаратуру и технологию ГТК-ЛП. В процессе работы над диссертацией автор в период 2002-2005 гг. провел исследования методом ГГК-ЛП в нефтегазоносных провинциях Восточной и Западной Сибири, Ростовской области, Республики Вьетнам и Финляндии. Аппаратура и технология введена в промышленную эксплуатацию в ОАО "ГАЗПРОМ" ПФ "КУБАНЬГАЗГЕО-ФИЗИКА", в ОАО «Вьетсовпетро» Республика Вьетнам, в Балканнефтегеофизика ГК Турк-меннефть Туркмения.
Публикации. По теме диссертации автором в соавторстве опубликовано 6 печатных работ. Автором диссертационной работы в соавторстве получен патент на изобретение «Устройство для литолого-плотностного гамма-гамма каротажа» [54]. Автором в соавторстве разработана и согласована Заместителем руководителя ГЦИ СИ ВНИИМ им. Д.И. Мевделеева Александровым B.C. и Генеральным директором ООО «Уральский центр стандартизации и сертификации геофизической и геологической продукции» Талалаем А.Г., опубликована и передана в производственные организации «Инструкция по проведению литолого-плотностного гамма-гамма каротажа аппаратурой серии СГПЛ и обработке результатов измерений». МИ 41-17-1402-04. Тверь, 2004 г.
Личный вклад автора. Автор лично провел анализ современного состояния аппаратуры и методики ГТК-ЛП. Разработал основные требования к аппаратуре ГТК-ЛП, наземной системе регистрации, структуре построения аппаратуры и обосновал основные функциональные узлы. Разработал зондовое устройство и обосновал требования к программному обеспечению скважинной информационно-измерительной системы. Разработал методическое и метроло гическое обеспечение аппаратуры, технологию проведения измерений и интерпретации скважинных материалов. Лично проводил лабораторные, скважинные испытания и внедрение аппаратуры.
Структура и объём работы. Диссертация изложена на 84 страницах машинописного текста, состоит из введения, четырех глав и заключения, содержит список литературы из 76 наименований, 9 таблиц и 41 рисунок.
Работа над диссертацией выполнялась в 2003-2005 гг. в ООО "Нефтегазгеофизика", г. Тверь.
Автор выражает глубокую признательность научному руководителю, Чл.-корр. РАН, доктору технических наук, профессору Уткину В.И. за постановку темы и помощь в процессе работы над диссертацией. Автор выражает искреннюю признательность Черменскому В.Г. и Велижанину В.А., в тесном сотрудничестве и непосредственном участии которых выполнялась работа над темой диссертации. Автор считает своим долгом выразить глубокую признательность своим коллегам Волнухиной А.А., Лобода Д.Р., Точиленко Г.К., Саранцеву С.Н., а также всем сотрудникам отдела «Радиоактивного каротажа» ООО "Нефтегазгеофизика", которые своим участием в совместных исследованиях, ценными советами и замечаниями, внесли существенный вклад в разработку данной технологии.
Опытно-методические работы и промышленное внедрение выполнялось с участием сотрудников ОАО "ГАЗПРОМ" ПФ "Кубаньгазгеофизика". Пользуясь, случаем, автор выражает искреннюю признательность Хоперскому В.М., Сеидову Р.К., Рубан Г.Н., всем сотрудникам производственных партий за ответственное отношение и заинтересованность в результатах работы.
Во введении показана актуальность работы, сформулирована её цель, основные задачи исследований, защищаемые положения, указаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.
В первой главе дан анализ современного состояния скважинной геофизической аппаратуры литолого-плотностного гамма-гамма каротажа, предназначенной для одновременной регистрации объёмной плотности и индекса фотоэлектрического поглощения горных пород. Приведён обзор наиболее известных зарубежных образцов скважинной аппаратуры литолого-плотностного гамма-гамма каротажа. Кратко рассмотрены физические основы взаимодействия гамма-квантов с веществом, определены принципы построения и область применения ГГКГШ. На основе анализа современного состояния технологии производства ГПС-ЛП в России и за рубежом, а также геолого-технических условий проведения каротажных измерений, сформулированы основные требования к аппаратуре и технологии ГПС-ЛП для исследования разрезов нефтегазовых скважин.
Во второй главе приведены результаты теоретических и экспериментальных исследований по обоснованию основных функциональных узлов программно-управляемой спектрометрической аппаратуры литолого-плотностного гамма-гамма каротажа, на примере сравнения результатов модельных исследований двумя конструкциями измерительных установок литолого-плотностного каротажа. В результате проведённых модельных работ определены основные возможности и параметры аппаратуры по определению вещественного состава горных пород.
В третьей главе приведены результаты разработки аппаратуры, программного обеспечения регистрации и первичной обработки измерений спектрометрической аппаратурой литолого-плотностного гамма-гамма каротажа серии СГПЛ. Приведены технические характеристики на примере трехзондовой аппаратуры литолого-плотностного гамма-гамма каротажа СГПЛ-73 и СГПЛ-IT, её конструкция, состав и принцип действия. Показана технологическая последовательность проведения работ с аппаратурой СГПЛ-73 и процедура её метрологической поверки.
В четвертой главе приведены результаты производственных испытаний и оценка достоверности результатов измерений.
Геолого-технические условия измерений и требования к методу
Рассмотрим основные составляющие геолого-технических условий (ГТУ) измерений в скважине:
Объёмная плотность осадочных горных пород в разрезах нефтегазовых скважин основных нефтегазоносных районов России изменяется в пределах от 1700 до 2960 кг/м3. Общая пористость пород изменяется в пределах от 1- -5 до 25 % для большинства карбонатных разрезов, и от 10 до 35 % для терригенных [14, 17, 33], что соответствует изменениям объемной плотности примерно на ±(100-5-150) кг/м3 от среднего значения. Измерение же плотности с погрешностью ±(100-450) кг/м3 для определения Кп не приемлемо. Приращение Кп на ±1 % (абс.) в свою очередь приводит к изменению объёмной плотности пород на ±(15-И8) кг/м3, поэтому для оценки пористости пород с абсолютной погрешностью не более ДКп = ±2 %, погрешность определения плотности не должна превышать ±(30-К35) кг/м3. Литология разреза. Обычно перед проведением скважинных работ уже имеются общие данные о типе разреза - карбонатный, терригенный или смешанный. Более же подробные данные о соотношении тех или иных минералов часто отсутствуют, притом каждый тип разреза охватывает породы с различным минеральным и соответственно химическим составом. Значение индекса фотоэлектрического поглощения горных пород в разрезах нефтегазовых скважин для основных породообразующих минералов изменяется в пределах от 1,8 до 8,5 барн/электрон (таблицы 2, 3). Использование в комплексе ГИС индекса фотоэлектрического поглощения позволяет существенно расширить возможности комплекса при решении целого ряда задач [16,61].
В карбонатных отложениях, скелет пород преимущественно сложен из смеси двух минералов - кальцита и доломита. Непосредственная оценка пористости по значению р0б без учета литологического состава пород невозможна. Это связано с тем, что погрешность ее определения на каждые ±15 % не контролируемого изменения содержания доломита (либо известняка) составляет ±2 %. Погрешность определения пористости карбонатных отложений в ±2 % создают также ±10 % вариации содержания ангидрита либо ±20 % вариации содержания глинистых минералов.
Включение в оценку общей пористости карбонатных отложений, представленных в основном кальцитом и доломитом при допустимой погрешности определения обшей пористости ±2 %, параметра Ре позволяет разделить породы по содержанию кальцита (либо доломита) например на 5 градаций, с шагом 0,5 барн/электрон, что соответствует 25 % колебаниям их содержания. Измерение индекса фотоэлектрического поглощения с ошибкой ±0,5 барн/электрон приведёт к ошибке определения общей пористости превышающей ±3 %. Таким образом, для обеспечения определения общей пористости с погрешностью не более ±2 % определение индекса фотоэлектрического поглощения необходимо проводить с погрешностью ±0,25 барн/электрон, а плотности скелета с погрешностью не более ±0,03 г/см3. Аналогичные результаты достигаются в случае ангидритизации известняков.
Для песчано-глинистых терригенных отложений минеральная плотность пород, за счет вариаций содержания в скелете кварца, полевых шпатов и глинистых минералов, меняется, в ряде случаев, незначительно (±0,04 г/см3) и поэтому пористость пород можно оценивать непосредственно по показаниям ГГК-П с погрешностью ±2+3 % [16,33].
Для терригенных отложений, в силу значительного отличия индекса фотоэлектрического поглощения типичных песчаников и глин и соответственно их минерального состава, оценка пористости пород может быть улучшена (таблица 2). По данным литолого-плотностного каротажа в силу его высокой чувствительности к минералам с высоким атомным номером содержащим железо (например Fe-хлорит, Fe-гидрослюда таблица 3), возможно выделять зоны хлоритизации и ожелезнения.
Диаметр скважины. Бурение поисковых, разведочных и эксплуатационных нефтегазовых скважин традиционно проводится при номинальных диаметрах 190, 214, 239, 269, 295 мм, реже 394 мм [13]. Однако при проведении проходки за счет механического разрушения стенок скважины или размыва пород, образуются участки ствола скважины с увеличенным диаметром либо каверны. Эти участки ствола скважины иногда представляют интерес для геологических служб как продуктивные или опорные, диаметр таких участков может достигать 400+800 мм. Наиболее сильно подвержены размывам и разрушению глины, соли, слабо-сцементированные песчаники и угли.
Наклон скважины. Поисковые и разведочные скважины традиционно имеют небольшой угол наклона порядка 3+5. Работы в таких скважинах проводятся при полностью поднятом инструменте в открытом стволе скважины.
В связи с увеличивающимися объемами глубинного разведочного и промыслового наклонно-направленного бурения становится важным вопрос технической реализации метода в затрудненных условиях доставки скважинных приборов на интервал исследования. Углы наклона скважин могут достигать более 20+30. В этих условиях техническое состояние ствола скважин и трудности доставки аппаратуры на забой в открытый ствол диктуют необходимость работы через буровой инструмент. Это накладывает определенные требования по минимизации конструкционных размеров скважинных приборов.
Термобарические условия. Вовлечение в разработку новых более глубоких горизонтов, требует бурения более глубоких скважин. Соответственно применяются утяжелённые буровые растворы, что в свою очередь ведет к увеличению гидростатического давления на аппа ратуру. В 2003 г. 000 «Нефтегазгеофизика» были проведены сервисные работы на скважинах Девонская-2 и Правобережная Астраханского газоконденсатного месторождения при участии автора диссертации, которые показали, что в реальных условиях измерений давление на забое скважины может достигать 150 МПа, а температура 190 С. Плотность и состав флюида. В проницаемых пластах величина рф соответствует плотности фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) в зависимости от его минерализации. При бурении скважин на минерализованных промывочных жидкостях Оф изменяется от 1,00 до 1,20 г/см3.
Теоретическое и экспериментальное обоснование конструкции детектора спектрометрического канала и методики стабилизации энергетической шкалы
Традиционно для энергетической стабилизации спектра рассеянного гамма-излучения в качестве реперного излучения используется источник Cs-137 небольшой активности. И как отмечалось в п. 1 стабилизация энергетических шкал спектров осуществляется по двум при сутствующим в спектрах пикам от реперного источника Cs-137 с энергией 662 кэВ и пику характеристического излучения материала коллиматора изготовленного из вольфрама с энергией 69 кэВ [62].
Недостатком такого способа стабилизации энергетической шкалы спектров является расположение второго реперного пика на шкале энергии правее нижней границы литологи-ческого окна и, следовательно, значительное увеличение ошибки определения индекса фотоэлектрического поглощения с ростом температуры окружающей среды. Для устранения этого недостатка необходимо иметь опорную точку, лежащую на энергетической шкале левее нижней границы литологического окна.
Цезий-137 при ядерном Р-распаде превращается в стабильный барий-137 с испусканием гамма-кванта с энергией 661,6 кэВ, электрона и рентгеновского гамма-кванта с энергией 32 кэВ [15, 37]. В зависимости от расположения детектора и реперного источника, вид спектра от него в области энергий менее 40 кэВ будет различным. На рисунке 6 представлены фоновые спектры от реперного источника Cs-137, в различньгх вариантах расположения реперного источника.
Из рисунка 6 видно, что использование более мощного реперного источника с наружным относительно корпуса детектора расположением (спектр 1) вносит существенный вклад рассеянного комптоновского излучения в область полезной информации. И в зависимости от интенсивности рассеянного от породы излучения будет изменяться соотношение сигнал-шум в литологическом и плотностном окнах выше, чем в двух других случаях. В связи с относительно большой оптической длиной пробега гамма-квантов от реперного источника до де тектора, амплитуда пика с энергией 32 кэВ много меньше, чем на спектре 3. В случае расположения реперного источника в теле детектора (спектр 2) происходит наложение измеряемых импульсов от гамма-квантов с энергией 32 кэВ, электронов и квантов, образовавшихся в результате комптоновского рассеяния части квантов с энергией 662 кэВ на кристаллической решётке детектора. Учитывая тот факт, что вылет квантов и направление их движения из реперного источника является процессом равновероятным во все стороны пространства, в результате в данной геометрии измерений имеем непрерывный спектр в его низкоэнергетической части. Для получения ярко-выраженного пика в низкоэнергетической части спектра рассеянного гамма-излучения, отчетливо прослеживающегося на зарегистрированных спектрах во всём диапазоне а и Ре горных пород и расположенного на энергетической шкале левее нижней границы литологического окна, автором предложено вынести реперный источник из тела детектора и отделить поток рентгеновского гамма-излучения от потока электронов с помощью алюминиевой фольги толщиной 0,1 мм (спектр 3, рисунок 6). Такое расположение реперного источника позволяет снизить вероятность совпадения регистрируемых импульсов. В результате получены два энергетических пика, позволяющие проводить контроль и стабилизацию энергетической шкалы спектрометрического канала по двум точкам. Причем пик с энергией 32 кэВ расположен в отличие от [62] левее нижней границы литологического окна.
Контроль качества привязки энергетической шкалы в процессе каротажа и привязка энергетической шкалы в процессе первичной обработки заключаются в определении коэффициента преобразования (С) и сдвига (S) энергетической шкалы Е(п) текущих зарегистрированных спектров Sp(E) к энергетической шкале ЕОПОр(п) опорного калибровочного спектра Spo(Eonop). Выбор алгоритма определения параметров (С и S) определяется величиной статистической погрешности зарегистрированных спектров, зависящей от времени накопления спектра и соответственно от скорости проведения каротажных работ.
В условиях нормальной статистики при скорости каротажа -200 м/ч и N42-92 юв 5000 имп приведенных к одному метру записи определение параметров преобразования (С и S) осуществляется по каждому опросу аппаратуры. Первоначально проводится поиск положения пика 32 кэВ на зарегистрированном спектре в окне, границы которого задаются заранее при проведении калибровки или интерпретатором непосредственно по спектру, и находится значение сдвига S1: Ы = ок — Ст, где SK - положение пика 32 кэВ на базовом спектре; Q. - положение пика 32 кэВ на текущем спектре. Далее зарегистрированный спектр сдвигается на найденное значение S1 и последовательно определяются коэффициенты преобразования С1 и С2, исходя из того, чтобы пики 32 кэВ и 662 кэВ текущего спектра максимально совпадали по форме и положению с аналогичными пиками базового спектра. Коэффициенты преобразования С1 и С2 определяются в окнах ±4 канала от положения пика 32 кэВ и ±20 каналов от положения пика 662 кэВ спектра базовой калибровки, соответственно. Учитывая полученные коэффициенты, находим: D ClxDj+Sl D2=C2xD2+Sl где Di - середина окна для пика 32 кэВ (базовый спектр), Dl - его реальное положение; D2 - середина окна для пика 662 кэВ, D2 - его реальное положение. Далее записываем систему с искомыми коэффициентом преобразования шкалы С и сдвигом нуля S: D CxDJ+S D2 =CxD2+S откуда находим S = D!-CxDj Используя найденные значения, стабилизируется энергетическая шкала.
В условиях пониженной статистики при скорости каротажа 200 м/ч и N42-92 юв 5000 имп приведенных к одному метру записи определение параметров (С, S) выполняется в предположении монотонного дрейфа нуля энергетической шкалы спектрометрического тракта. Для этого на выбранных в различных частях записи интервалах определяется сдвиг нуля энергетической шкалы на каждом интервале. Полученные на опорных интервалах значения сдвига нуля интерполируются на весь интервал записи. Зная, таким образом, сдвиг нуля энергетической шкалы, при каждом опросе прибора определяется коэффициент преобразования шкалы, исходя из того, чтобы пик 662 кэВ текущего спектра максимально совпадал по форме и положению с аналогичным пиком спектра базовой калибровки. Коэффициенты преобразования шкалы определяются в окне ±20 каналов от положения пика 662 кэВ спектра базовой калибровки.
Экспериментальная проверка стабильности энергетической шкалы выполненная на физических моделях плотности и индекса фотоэлектрического поглощения пород, показала, что при дрейфе энергетической шкалы в пределах ±1 канал, ошибка определения индекса фотоэлектрического поглощения составит ±0,8 барн/электрон.
Основные зависимости и алгоритмы определения объёмной плотности и индекса фотоэлектрического поглощения горных пород
На рисунке 20 представлена зависимость 1БЗ МЗХС=Р(ГМЗЯМЗЭТ) ДЛЯ трехзондовых измерительных установок. Как видно из рисунка компенсационная характеристика зондовой установки в предложенной геометрии позволяет компенсировать промежуточную среду между зондом и породой до 10-5-15 мм представленную глинистым буровым раствором в кавернах или глинистой коркой в интервале коллектора. При использовании буровых растворов с применением утяжелителей (гематит или барит) компенсация промежуточной среды при использовании для определения плотности данных только большого и малого зондов в данной конфигурации зондовой установки недостаточна.
Для уменьшения влияния промежуточной среды между зондом и породой представленную глинистым буровым раствором в кавернах или глинистой коркой в интервале коллектора утяжелённой гематитом или баритом на измерения плотности, автором предложено использовать данные среднего зонда, путем обработки полного спектра рассеянного гамма излучения. Алгоритм компенсации промежуточной среды основывается на высокой чувствительности спектрометрической аппаратуры литолого-плотностного гамма- гамма каротажа к наличию в исследуемой среде утяжелителей железа с Z=26 и бария Z=56. При облучении среды содержащей примесь бария гамма-излучением с начальной энергией 662 кэВ и регистрацией рассеянного гамма-излучения на расстоянии соответствующем длине литологическо-го зонда по мере снижения энергии рассеянных гамма-квантов основным видом взаимодей ствия этих квантов с веществом будет фотоэлектрическое поглощения на К-оболочке атома бария. Максимальный массовый коэффициент ослабления для фотоэффекта для атома бария 28,9 см2/г в диапазоне энергий 30- -40 кэВ [35] при потенциале ионизации атома бария Uk = 37,4 кэВ [47].
Экспериментальным путем на моделях плотности и индекса фотоэлектрического поглощения (таблица 5) автором подобраны энергетические окна и определены чувствительности литологического и плотностного каналов к толщине баритовой корки с плотностью 2,1 г/см3, представленные в таблице 8. 0,84 0,79 0,73 0,82
Из данных таблицы 8 видно, что максимально близкие значения чувствительности литологического зонда и отношения показаний большого зонда к малому от толщины утяжелённой глинистой корки достигается при использовании отношения показаний в двух энергетических диапазонах 102-5-150 кэВ и 150 - -500 кэВ. В тоже время в этом энергетическом диапазоне чувствительность к толщине не утяжелённой глинистой корки полностью отсутствует. Из данных рисунка 25 и таблицы 8 видно, что при использовании отношения показаний в двух энергетических диапазонах 102-450 кэВ и 150 -s-500 кэВ с увеличением плотности исследуемого пласта чувствительности к корке уменьшаются и близки по своим абсолютным значениям. Таким образом можно предположить, что влияние промежуточной среды на показания литологического зонда и на отношение показаний большого зонда к малому в энергетических диапазонах 102-450 кэВ и 150 - -500 кэВ подобно и слабо зависит от длины зонда.
Метрологическое обеспечение измерений плотности горных пород аппаратурой ГГК-ЛП полностью заимствовано из [8, 29, 51], принятой для промышленных образцов аппаратуры ГТКП типа РГП-2, СГП2-АГАТ, МАРК, РК-П, и СГП-73. Для метрологического контроля измерений плотности горных пород используются Государственные стандартные образцы (ГСО) [52, 53] на этапе выпуска аппаратуры и стандартные образцы плотности пород предприятия (СОП) и полевое калибровочное устройство (ПКУ) при эксплуатации.
Метрологическое обеспечение измерений Ре аппаратурой ГГК-ПЛ базируется на Государственных образцах плотности горных пород, используемых для плотностного ГГК. Для использования их в качестве образцов для контроля измерений Ре проведены лабораторные исследования химического состава образцов и автором проведены аналитические расчеты значений Ре (см. таблицу 5).
Все геометрические размеры ГСО, СОП, и ГЖУ сохранены, по соображению преемственности, такими же, что и для плотностного ГТКП. При этом детальный анализ глубинности метода ГТК [52, 53], выполненный в процессе разработки ГСО и СОП показывает, что учитывая меньший размер литологического зонда, чем большой зонд ГТКП, сбор информации по литологическому каналу на ГСО и СОП обеспечивается не менее чем 99 % от суммарно поступающего излучения.
Перенос единиц Ре на стандартные образцы предприятия, выпускаемые ООО «Нефтегаз-геофизика», производится путем компарирования результатов измерений на Государственных образцах и на СОП, в соответствии с «Ведомственной поверочной схемой для скважин-ных средств измерения плотности горных пород» (РД 39-4-940-83) и «Методическими указаниями для аппаратуры плотностного гамма-гамма каротажа нефтегазовых скважин. Методы и средства поверки» (МУ41-06-052-84) [9,30].
Для калибровки аппаратуры в единицах Ре автором предложено проводить её по двум точкам посредством измерения двух базовых спектров, на образце из сплава АДО аЭКв=2,59 г/см3 и Ре = 2,66 ед. Ре и на том же образце с использованием стальной пластины располагаемой между зондом и моделью. На рисунке 27 приведены зависимости кажущихся значений индекса фотоэлектрического поглощения и плотности для модели ГСО-1 (таблица 5) от толщины стальной пластины. Из данных рисунка видно, что с увеличением толщины стальной пластины до 1,5 мм кажущееся значение Ре резко возрастает в связи с существенным увеличением влияния 2эф стальной пластины. Кажущиеся значения плотности при этом находятся в пределах погрешности измерений регламентированной для плотностного канала аппаратуры. На основании этого для практического применения рекомендована толщина стальной пластины 1,5 мм, что обеспечивает смещение кажущегося значения Ре примерно на 2,4 барн/электрон.
Такой способ калибровки широко используется в аппаратуре селективного гамма-гамма и позволяет проводить калибровку аппаратуры с различающимися спектральными чувстви-тельностями блоков детектирования рассеянного гамма-излучения [43, 44]. В разработанной аппаратуре литолого-плотностного гамма-гамма каротажа данная схема калибровки выбрана для исключения ошибок связанных с вариациями конструкции выпускаемых приборов, за счет неточностей изготовления деталей зондовой установки и соответственно различий спектральной чувствительности различных зондовых установок [75,76].
Технология определения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения пород аппаратурой серии СГПЛ
Программное обеспечение регистрации данных аппаратуры серии СГПЛ предназначенное для операторского состава при проведении каротажных работ, 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.
При проведении измерений на скважине аппаратура серии СГПЛ обеспечивает регистрацию следующих параметров: - потока рассеянного гамма-излучения на детекторах большого и малого зондов в единицах скоростей счета регистрируемых импульсов; - 256-канального спектра рассеянного гамма-излучения на детекторе литологического зонда; - внутренней температуры прибора и других технологических параметров (значения параметра усиления, уровня дискриминации и стробирования сигнала с детектора литологического зонда, состояния прижимного устройства прибора и т.д.).
Измерения на скважине проводятся в соответствии с [3, 38] и технологической схемой, обеспечиваемой используемым регистратором, при выполнении следующих пунктов: - развертывание аппаратуры и ее включение, настройка приема данных и проверка ра ботоспособности; прогрев в течение 10-ГІ5 минут (этот пункт выполняется при необходимости проведения полевой калибровки, в противном случае прогрев аппаратуры может быть совмещен со спуском в скважину); настройка энергетической шкалы литологического канала в соответствии с энергетической шкалой опорного спектра базовой калибровки используемого комплекта аппаратуры; эта операция может быть выполнена как в автоматическом, так и ручном режимах; установка скважинного прибора в ПКУ (выполняется при необходимости проведения полевой калибровки); установка в прибор источника гамма-квантов (все работы с источниками ионизирующих излучений проводятся в соответствии с нормами и правилами радиационной безопасности [39,40]); проведение полевой калибровки канала ГГК-ЛП и принятие решения на использование аппаратуры; спуск прибора в скважину в интервал измерений; раскрытие прижимного устройства прибора; проведение каротажа с повторением интервала с наибольшей дифференциацией показаний либо интервала, представляющего наибольший интерес; скорость записи при проведении повторного замера должна соответствовать скорости записи основного замера; редактирование записи; закрытие прижимного устройства прибора; подъём и извлечение прибора из скважины; проведение полевой калибровки плотностного и литологического каналов аппаратуры ГТК-ЛП (выполняется с целью контроля стабильности работы аппаратуры и только в случае проведения калибровки до каротажа), расхождение паспортных значений и ре-зультатов калибровки до каротажа и после не должно превышать 0,05 г/см при измерении плотности и 0,35 барн/электрон при измерении индекса фотоэлектрического поглощения; выключение аппаратуры; извлечение из прибора источника гамма-квантов; свертывание аппаратуры.
Файл с записью каротажа аппаратурой серии СГПЛ должен обязательно содержать сведения о геолого-технических условиях проведения измерений - диаметре скважины, давлении и температуре на забое, составе и свойствах промывочной жидкости (плотности и минерализации, использованных утяжелителях). При проведении полевой калибровки ее результаты также должны быть задокументированы в файл с записью каротажа.
Редактирование результатов каротажа является обязательным этапом, выполняемым оператором на скважине после завершения измерений данным (очередным) прибором. Этап редактирования обеспечивает увязку данных по магнитным меткам и точкам записи, а также подготовку файла для проведения контроля качества каротажа. Основные положения контроля качества измерений регламентируются технической инструкцией, в соответствии с которой качество характеризуется тремя оценками - "хорошо", "удовлетворительно", "брак". Бракованные материалы к обработке не допускаются.
