Содержание к диссертации
Введение
Анализ скважинных измерений, скважинной аппаратуры и состояния ее метрологическо го обеспечения
Анализ особенностей скважинных измерений 15
Неоднородность сред и новый класс метрологических задач 16
Анализ типовых пространственных моделей пласта и скважины 19
Особенности скважинной геофизической аппаратуры 23
Состояние метрологического обеспечения скважинной геофизической аппаратуры- 24
Состояние системы передачи размеров единиц геофизических параметров - 31
Состояние метрологического обеспечения МВИ геофизических параметров пластов и скважины 34
Состояние контроля качества геофизических работ 36
Результаты и выводы. Постановка задач исследований 37
Методические погрешности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин
Неоднородность исследуемой среды - основная особенность скважинных измерений
Уточнение определения понятия «Кажущееся значение параметра»
Анализ источников методических погрешностей измерений параметров пластов и скважин
Способ определения методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважин
Моделирование методических составляющих погрешности измерений УЭС пластов, пересеченных скважиной
Особенности установления ограничений применимости методик скважинных измерений параметров пластов
Метрологические аспекты повышения показателей качества измерений параметров пластов и скважин
Результаты и выводы 69
Инструментальные погрешности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин 71
Анализ источников инструментальной погрешности скважинных измерений
Нормируемые характеристики основной и дополнительной погрешности скважинной аппаратуры
Методика расчета погрешности скважинной аппаратуры в реальных условиях ее применения по НМХ ее составных частей Примеры оценки границ возможной инструментальной погрешности измерений параметров пластов и скважин в разных геолого-технических условиях
Методика оценки границ инструментальной погрешности измерений параметров пластов при использовании способа последовательной коррекции влияний 84
Результаты и выводы 88
Эталоны единиц параметров нефтегазовых пластов и скважин 89
Общая характеристика эталонов, воспроизводящих единицы па- 89
раметров нефтегазовых пластов и скважин
Эталоны единиц электрических параметров пластов 90
Эталоны, воспроизводящие единицы акустических параметров пластов 96
Эталоны, воспроизводящие единицы коэффициента общей пористости и плотности пластов - 101
Эталоны единиц толщины стенки труб и плотности вещества в затрубном пространстве- 119
Эталоны, воспроизводящие единицы параметров структуры «пласт-цемент-колонна» 128
Калибровочные схемы для скважинной аппаратуры 130
Результаты и выводы 131
5. Методы и средства градуировки и калибровки скважинной геофизической аппаратуры 133
5.1. Основные методические особенности градуировки и калибровки скважинной геофизической аппаратуры 133
5.2. Обоснование и выбор показателей достоверности и качества калибровки скважинной аппаратуры- 135
5.3. Критерии необходимости переградуирования скважинной аппаратуры с индивидуальной функцией преобразования - 140
5.4. Две технологии МО скважинной аппаратуры 141
5.5. Обоснование и разработка общих требований к программноуправляемому комплексу калибровочного оборудования для ГИС - 143
5.6. Градуировка и калибровка аппаратуры стационарного нейтронно го каротажа - 147
5.7. Градуировка и калибровка аппаратуры интегрального гамма каротажа - 152
5.8. Градуировка и калибровка аппаратуры СГДТ-НВ 153
5.9. Градуировка и калибровка скважинных инклинометров, каверномеров и профилемеров - 155
5.10 Особенности градуировки и калибровки скважинных термометров и манометров 158
5.11 Градуировка и калибровка расходомеров (дебитомеров) и влагомеров нефти - 161
5.12 Градуировка и калибровка скважинных резистивиметров и гамма-плотномеров 164
5.13 Особенности градуировки (разметки) геофизического кабеля 166
5.14 Результаты и выводы 168
6. Реализация системы метрологического обеспечения геофизических исследований в нефтегазовых скважинах . - 170
6.1. Организационная структура метрологической службы ГИС 170
6.2. Хранение и содержание эталонов геолого-геофизических параметров в Центре метрологических исследований 173
6.3. Метрологическая аттестация калибровочного оборудования на геофизических предприятиях 174
Экономические аспекты МО ГИС 176
Результаты и выводы 177
Заключение 178
Список использованных источников
- Неоднородность сред и новый класс метрологических задач
- Способ определения методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважин
- Нормируемые характеристики основной и дополнительной погрешности скважинной аппаратуры
- Эталоны, воспроизводящие единицы акустических параметров пластов
Введение к работе
Актуальность проблемы. Результаты геофизических исследований в скважинах (ГИС) используются при поисках, разведке и контроле разработки нефтегазовых месторождений, а также при решении множества других геологических и технических задач [46, 50, 160]. К ним относятся оценка запасов разведанных месторождений и последующее их уточнение, управление процессом разработки путем создания геологических и гидродинамических моделей, изучение состояния выработки продуктивных пластов и технического состояния нефтегазовых скважин, мониторинг разработки месторождений и многое другое [1, 14, 28, 48, 136, 173, 174]. Научно-обоснованное и эффективное решение перечисленных задач зависит от качества и достоверности информации о параметрах пластов и скважин, получаемых преимущественно путем геофизических исследований [44, 45, 54, 75, 160].
При проведении ГИС специалисты решают два класса задач — измерительные (определение параметров) и классификационные (разделение объектов на классы). Как правило, решение классификационных задач с показателями достоверности базируется на предварительном решении ряда измерительных задач с показателями точности [54, 83, 89].
Единство измерений и требуемые показатели точности и достоверности измерительной информации о пластах обеспечивает метрологическая служба (МС) геофизических исследований в скважинах [51, 68, 115, 175]. Конечной целью деятельности МС ГИС является достижение такого состояния скважинных измерений, при котором для каждого результата выполненных измерений параметров пластов и скважин можно обоснованно указать доверительные границы погрешности [92, 99, 109].
В новых экономических условиях требуется дальнейшее совершенствование и развитие всей системы метрологического обеспечения (МО) ГИС с учетом требований законов России «О недрах», «О техническом регулировании» и «Об обеспечении единства измерений». В соответствии с требованиями между-
7 народной организации по стандартизации (ИСО) и международной организации законодательной метрологии (МОЗМ) при выполнении любых измерений необходимо указывать прослеживаемость происхождения единицы физической величины [78]. Кроме того, сертификация геофизической аппаратуры также невозможна без научно-обоснованных методов и средств ее метрологического обеспечения [67, 96, 185, 186] (см. приложение 8).
Цель работы. Обеспечение единства и требуемой точности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин геофизическими методами.
Основные задачи диссертационной работы
Исследование нового класса метрологических задач, связанных с измерениями параметров неоднородных горных пород, пересеченных скважиной.
Обоснование и разработка способа определения методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и скважины, обусловленной неадекватностью типовой и реальной структуры исследуемой среды, с целью определения границ применимости методик выполнения измерений (МВИ) этих параметров в процессе их метрологической аттестации.
Исследования инструментальной составляющей погрешности скважин-ных измерений в реальных условиях применения геофизической аппаратуры.
Обоснование, создание и экспериментальные исследования комплекса новых эталонных моделей пластов горных пород, пересеченных скважиной, и комплекса эталонных моделей обсаженных скважин для воспроизведения единиц параметров, отражающих герметичность колонны и зацементированного затрубного пространства скважин на нефтегазовых месторождениях. Создание системы передачи размеров этих единиц скважинной геофизической аппаратуре гамма-акустического контроля цементирования нефтегазовых скважин.
Совершенствование комплекса методик градуировки и калибровки индивидуально градуируемой скважинной геофизической аппаратуры (СГА) с оценкой показателей достоверности и качества калибровки для принятия обоснованного решения о необходимости ее переградуирования в случае изменения параметров ее функции преобразования во времени.
Создание комплекса новых программно-управляемых установок для автоматизированной калибровки инклинометров, каверномеров, аппаратуры электрического каротажа, термометров, манометров, расходомеров, влагомеров нефти, резистивиметров и плотномеров жидкости, позволяющих повысить показатели точности этой аппаратуры, качество ее метрологического контроля и устранить субъективные погрешности измерений в процессе её градуировки и калибровки.
Реализация в рамках Российской системы калибровки передачи единиц измеряемых параметров нефтегазовых пластов и скважин от государственных и специальных отраслевых эталонов рабочей геофизической аппаратуре на основе передвижных метрологических лабораторий, обеспечивая гарантию просле-живаемости происхождения единиц измеряемых параметров.
Методы исследования. Поставленные задачи решались с применением знаний в области метрологического анализа методов и средств измерений параметров пластов горных пород, пересеченных скважиной, системного подхода, макетирования и разработок технических, методических и программных средств. На этапах построения семейства градуировочных характеристик сква-жинной геофизической аппаратуры использовались методы функционального и статистического анализа. При экспериментальных исследованиях эталонных моделей пластов и скважин и калибровочных установок применены методы статистической обработки результатов измерений. Исследования методических составляющих погрешности измерений параметров пластов выполнены методами математического моделирования. Научная новизна
1. Впервые выделен класс метрологических задач, связанных с измерениями параметров структурных зон неоднородных сред применительно к нефтегазовым пластам и скважинам. Выполнено обоснование и уточнено определение понятия "кажущееся значение измеряемого параметра" при измерении параметров структурных зон неоднородных сред, зависящее от взаимного расположения чувствительных элементов (источников и приемников физического по-
9 ля) зонда относительно структурных зон среды (границ пластов и скважины).
Впервые обоснован и разработан способ определения методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и скважин, обусловленной неадекватностью типовой и реальной структуры исследуемой среды. Выполнена классификация источников методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и скважин методами ГИС.
Впервые обоснована и разработана методика, позволяющая расчетным путем определять доверительные границы инструментальной составляющей погрешности аппаратуры в реальных условиях ее применения по нормированным или оцененным метрологическим характеристикам скважинной и наземной составных частей геофизической аппаратуры.
Впервые обоснован и применен показатель достоверности калибровки скважинной геофизической аппаратуры, названный «степенью годности». Получена формула для вычисления степени годности аппаратуры в процессе её калибровки. На основе вычисляемой степени годности аппаратуры установлены критерии для принятия решения о необходимости её переградуирования по результатам калибровки.
Впервые обоснована и разработана технология метрологического контроля индивидуально-градуируемой аппаратуры нейтронного и плотностного гамма-гамма-каротажа в условиях геофизического предприятия, основанная на использовании эталонных моделей пластов горных пород, пересеченных скважиной, для ее периодической градуировки и контроля стабильности ее градуиро-вочной характеристики с использованием имитаторов пористости и плотности.
Созданы новые стандартные образцы (СО) водонасыщенной, нефтенасы-щенной и газонасыщенной пористости и плотности песчаных (кварцитовых), кальцитовых и доломитовых пластов горных пород, пересеченных скважинами разного диаметра, повышенной точности; СО удельного электрического сопротивления и относительной диэлектрической проницаемости в виде цилиндрических емкостей, заполненных водным раствором хлористого натрия; плотности вещества в затрубном пространстве и толщины стенки труб для аппаратуры
10 СГДТ и ЦМ, а также эталонные модели обсаженных скважин, воспроизводящие параметры бездефектного цементирования и типовых дефектов цементирования скважин «канал» и «зазор».
Основные защищаемые положения
Научно-методические основы системы метрологического обеспечения технологий ГИС при разработке нефтегазовых месторождений, контроле технического состояния скважин и новая технология применения стандартных образцов пористости и плотности горных пород, пересеченных скважиной, непосредственно на геофизических предприятиях, что позволяет обеспечить заданные показатели точности основных измеряемых параметров нефтегазовых пластов и скважин.
Способ определения методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважин, обусловленных неадекватностью принятой типовой и реальной структуры среды, позволяющий методами математического моделирования кажущихся значений параметров неоднородной среды устанавливать границы применимости МВИ этих параметров в процессе их метрологической аттестации.
Методика расчета доверительных границ инструментальной погрешности измерений параметров пластов и скважин в рабочих условиях ее применения, что позволяет сервисным геофизическим компаниям оценивать погрешности выполненных измерений параметров при условии выполнения ограничений применимости МВИ этих параметров.
Автоматизированная технология метрологических исследований сква-жинной геофизической аппаратуры на основе комплекса новых программно-управляемых эталонных установок с анализом показателей достоверности и качества процесса калибровки для принятия обоснованного решения о годности или необходимости переградуирования или необходимости отбраковки индивидуально-градуируемой геофизической аппаратуры.
Реализация системы воспроизведения и передачи размеров единиц параметров пластов и скважин от исходных эталонов к рабочей скважинной геофи-
зической аппаратуре на основе передвижных метрологических лабораторий, что позволяет обеспечить единство и требуемые показатели точности скважин-ных измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин.
Практическая ценность и реализация работы. В результате проведенных исследований разработан и внедрен научно-обоснованный комплекс методик, технических средств и нормативной документации для обеспечения единства и требуемой точности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин геофизическими методами.
Нормативные документы (Стандарты СЭВ, ГОСТы, ОСТы, РД, МУ, ТПр), определяющие методические, технические и организационные основы метрологического обеспечения ГИС, были введены в действие постановлениями исполкома СЭВ, Госстандарта СССР, приказами Миннефтепрома СССР и Мингео СССР. Стандартизация в области метрологического обеспечения ГИС позволила повысить точность измерений параметров пластов и скважин.
Стандартные образцы свойств и состава горных пород в виде эталонных моделей пластов (монолитных блоков горных пород, насыпных моделей для АК, НК, ГГК и электролитических моделей для ЭК) были внесены в Государственный реестр стандартных образцов состава и свойств веществ и материалов СССР и России. Эти СО были использованы в практике научных и производственных геофизических организаций России, Белоруссии и Узбекистана.
На основе результатов работ по теме диссертации был создан в 1980 г. и эффективно работал до 1999 г. метрологический центр ВНИИнефтепромгеофи-зики. С 1981 по 1991 годы этот Центр выполнял функции Головного метрологического центра стран-членов СЭВ (Болгария, Венгрия, ГДР, Польша, СССР, Чехословакия) в области нефтепромысловой геофизики. На его основе создано и успешно функционирует самостоятельное Государственное унитарное предприятие Центр метрологических исследований «Урал-Гео».
Результаты исследований положены в основу пяти учебных пособий для студентов геофизических специальностей на кафедре ГИС Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина и на кафедре гео-
12 физики Уфимского государственного нефтяного технического университета. Начиная с 1979 г., результаты исследований использовались при обучении ведомственных поверителей скважинной геофизической аппаратуры при ВНИИ-нефтепромгеофизике. На базе выполненных исследований в 2005 г. автором обновлены учебные пособия для курсов калибровщиков скважинной геофизической аппаратуры при Учебном центре ОАО НПФ «Геофизика» и ГУП ЦМИ «Урал-Гео».
Стандартные образцы свойств и состава горных пород, пересеченных скважиной (модели пластов), функционируют в ГУП ЦМИ «Урал-Гео» и поставлены тресту «Сургутнефтегеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Ко-галымнефтегеофизика», ОАО «Башнефтегеофизика», ООО «Оренбурггеофизи-ка», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика», ОАО «Нижневартов-скнефтегеофизика», АК «Алроса», НК «Беларуснефть», геофизическим компаниям Узбекистана.
Калибровочные установки поставлены в ОАО НІШ «ВНИИГИС», ОАО НПФ «Геофизика», ОАО «Татнефтегеофизика», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика», ОАО «Пермнефтегеофизика», ОАО «Самара-нефтегеофизика», ОАО «Когалымнефтегеофизика», ОАО «Нижневартовскнеф-тегеофизика», тресту «Сургутнефтегеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз» и другим предприятиям.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались на: Международном симпозиуме СЭВ «ГИС в сверхглубоких скважинах» (г. Солнок, Венгрия, 1985 г.); Первой и Второй Всесоюзной научно-практической конференции «Метрологическое обеспечение промыслово-геофизических работ» (г. Уфа, 1987 и 1989 годы); Семинаре компании Шлюм-берже «Метрологическое обеспечение ГИС» (г. Париж, Франция, 1992 г.); Международной научно-практической конференции «Метрология геофизических исследований» (г. Уфа, 2000 г.); Первом, втором, третьем и четвертом Международном Российско-китайском симпозиуме по промысловой геофизике (г.
13 Уфа в 2000 - 2004 г. г., Шанхай в 2002 г., г. Санья в 2006 г.); Шестой Международной конференции по горизонтальному бурению (г. Ижевск, 2001 г.); Шестой международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (г. Москва, 2003 г.); Международном научном симпозиуме «Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности» (г. Уфа, с 2001 по 2007 годы); V съезде геологов России (г. Москва, 2003 г.). Они рассмотрены на научных семинарах в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ОАО НЛП «ВНИИГИС», НПЦ «Тверьгео-физика», ВНИИМС, Тресте «Сургутнефтегеофизика», ОАО «Башнефтегеофи-зика», ОАО «Татнефтегеофизика», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз-геофизика», ОАО «Пермнефтегеофизика», ОАО «Когалымнефтегеофизика», ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика», ОАО «Тюменьпромгеофизика», на предприятии «Севергазгеофизика» ОАО «Газпромгеофизика».
Публикации. Для подготовки диссертации использованы результаты исследований соискателя, изложенные в 73 научных публикациях. Из них - 29 публикаций в изданиях, рекомендованных ВАК для соискателей ученой степени доктора технических наук, включающих 12 статей и 17 изобретений, 6 из которых защищены патентами РФ, а также 6 монографий (в соавторстве) и 19 нормативных документов.
Структура и объём работы
И.Г. Жувагина | и В.В. Лаптева.
Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и содержит 196 страниц текста. В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные начиная с 1973 года лично автором или под его руководством в ОАО НПФ «Геофизика» (до 1992 г. - ВНИИнефтепромгеофизика) при поддержке
В диссертации представлены выполненные лично автором следующие работы: уточненное определение понятия "Кажущееся значение измеряемого параметра" при измерении параметров структурных зон неоднородных сред; способ определения методических составляющих погрешности измерений параметров структурных зон неоднородных сред; классификация источников методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и сква-
14 жины; методика расчета границ инструментальной составляющей погрешности аппаратуры в реальных условиях ее применения по ее нормированным метрологическим характеристикам; методика определения показателя достоверности калибровки скважинной геофизической аппаратуры; формула для вычисления степени годности аппаратуры в каждой точке ее метрологического контроля; обоснованные критерии для принятия решения о необходимости переградуирования индивидуально градуируемой скважинной геофизической аппаратуры; эталонная электролитическая модель однородного пласта в виде цилиндрического диэлектрического бассейна; методическая и организационно-техническая реализация общей системы обеспечения единства скважинных измерений на основе трехступенчатых калибровочных схем.
Автор признателен Ю.А. Гулину, A.M. Блюменцеу, Б.Ю. Вендельштейну,
М.Г. Латышовой, В.Н. Широкову, Д.А. Кожевникову, В.П. Цирульникову, 3.3. Ханипову за обсуждение научных проблем по теме диссертации.
Автор благодарен коллегам по работе Калистратову Г.А., Котельникову
Л.Н., Звереву Г.Н., Дембицкому С.И.,| Гумилевскому Ю.В), [Мєчетину В.Ф
Семенову Е.В., Труфанову В.В., Насибуллину И.А., Коровину В.М., Булгакову А.А., Ахметсафину Р.Д., Сулейманову М.А., Иванову В.Я., Покровскому Ю.Л., Ханнанову Р.К., Поспелову В.А.,ІЕвдокимову В.И., Харину А.Н., Филину Н.И., Кокшарову Ю.В., Григорьеву Н.Е., Манзурову В.И., Семеновичу В.А., Гарей-шину З.Г., Святохину В.Д., Подковырову А.В., Гайнуллину Д.Р. и другим специалистам за совместные исследования.
Неоднородность сред и новый класс метрологических задач
По масштабам проявления неоднородности свойств различают микронеоднородные и макронеоднородные среды. В зависимости от направления изменений свойств в пределах исследуемой среды различают вертикальную, горизонтальную (радиальную) и азимутальную неоднородности [1, 22, 47, 61, 88].
На границах сред значения параметров могут изменяться плавно (зона проникновения, зона водонефтяного контакта) или скачкообразно (граница скважина — пласт, границы пластов) [41, 42, 43].
В пределах исследуемой неоднородной среды отдельные зоны могут располагаться закономерно (глинистые прослои) или случайным образом (трещины, каверны) [1, 47].
Перечисленные разновидности и особенности неоднородностей обусловливают выбор параметров и размеров зондов скважинной аппаратуры и схемы построения геофизических МВИ в целом [89].
Неоднородные среды описываются геометрическими и физическими параметрами (рис. 1.1). Геометрические параметры отражают структуру исследуемой неоднородной среды. К ним относятся линейные размеры структурных зон (толщины пластов Н и глинистой корки /zr.K, диаметры скважины dc и зоны проникновения Дзп), а также параметры, характеризующие взаимное расположение отдельных структурных зон (углы пересечения оси скважины с границами пластов). К физическим параметрам относятся физические величины X, от 17 ражающие свойства отдельных структурных зон (глинистой корки, зоны проникновения, пласта, вмещающих пород и т.д.) [77, 85].
При решении большинства геологических и технических задач необходимо знать (найти путем измерений) параметры, отражающие микронеоднородность изучаемых пластов. Одним из важных параметров породы является коэффициент пористости газо-водонефтенасыщенного пласта (рис. 1.2) [41].
Схема единицы объема пласта: кп, кг и вн - соответственно коэффициент пористости, газонасыщенности и водонефтенасыщенности
Для их определения необходимо знать структуру порового пространства (тип пор). Для обоснованного применения методов ГИС необходимо знать вещественный состав твердой фазы (скелета) породы (рис. 1.3).
Различают вещественный состав порового пространства продуктивного (нефте газонасыщен ного) коллектора в условиях его естественного залегания (рис. 1.4а) и в условиях проникновения в пласт фильтрата промывочной жидкости или воды, нагнетаемой в пласт в процессе его разработки (рис. 1.46) [41].
Параметры, отражающие микронеоднородность пластов, могут быть определены путем скважинных и лабораторных измерений параметров керновых образцов, извлеченных из пласта [47].
Целью геофизических исследований является определение параметров структурных зон (незатронутой части пласта, зоны проникновения, скважины). Однако разместить зонд аппаратуры непосредственно внутри каждой структурной зоны невозможно. Поэтому с помощью скважиннои аппаратуры, разме 19 щаемой в скважине напротив пласта, измеряют лишь кажущиеся значения параметров отдельных структурных зон (см. главу 2).
При этом приходится решать следующие метрологические задачи [89]: - формулирование определения измеряемого параметра модели пласта и скважины для выбранного метода и средства измерений; - выбор исходных эталонов единиц измеряемого параметра пласта и скважины и обоснование нормальных условий их воспроизведения; - разработка системы передачи единиц измеряемых параметров пластов и скважин от исходных эталонов до скважинной геофизической аппаратуры; - анализ источников методической погрешности измерений параметров пласта и скважины и количественный способ ее оценки для определения ограничений применимости выбранных геофизических методов и средств измерений; - анализ адекватности принятой типовой модели структуры пласта и скважины реальному исследуемому пласту и скважине на основании совмест ных скважинных измерений; - количественный анализ всех существенных источников инструментальной погрешности для выбора комплекса нормируемых метрологических характеристик (НМХ) геофизических средств измерений; - создание технических средств контроля выбранного комплекса НМХ геофизической аппаратуры; - создание методов контроля достоверности и качества процесса калибровки геофизической аппаратуры; - обоснование критериев для отбраковки индивидуально-градуируемой скважинной геофизической аппаратуры в процессе ее калибровки.
Способ определения методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважин
Для того, чтобы иметь возможность анализа возможных границ не исключенных методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважин методом бокового (разноглубинного) зондирования, разработана методика (способ) нахождения оценки методической погрешности по аналогии с методикой оценки инструментальной погрешности аппаратуры как разности между измеренным и действительным значением [87, 88, 95, 125, 126, 127]. При этом важно понять, что принимать за измеренное значение параметра, а что за действительное (или истинное) значение параметра.
Как известно, применение для измерений параметров пласта и скважины метода бокового зондирования предполагает предварительное выполнение прямых измерений кажущихся значений параметра зондами разной длины и соответственно - разной глубинности.
Предлагаемый способ определения методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважины основан на математическом или физическом моделировании измерительного процесса, выполняемого в неоднородной среде.
Для реализации данного способа необходимо иметь две МВИ — рабочую и эталонную. Эталонная МВИ построена с возможностью учета влияющего фактора, в то время как в рабочей МВИ такая возможность отсутствует. Причем в каждой МВИ должна быть предусмотрена возможность расчета кажущегося значения параметра для одного и того же расположения элементов зонда скважинной аппаратуры относительно границ структурных зон среды. Схема, поясняющая данный способ определения методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважины, показана на рис. 2.1 [87,88,95].
Схема процесса оценивания методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважины Первоначально выбирается (задается) эталонное значение измеряемого параметра Wm в диапазоне реальных его изменений и значение параметра (па-
раметров) фактора, влияние которого на методическую составляющую погрешности предполагается оценивать. Затем, используя из эталонной МВИ формулу для расчета показаний на выходе аппаратуры при выбранном фиксированном расположении ее зонда относительно границ пласта, выполняется расчет кажущегося значения параметра W K .
Затем моделируется процесс интерпретации данных (решение обратной задачи) с использованием рабочей МВИ (без учета влияющего фактора). При этом осуществляется подбор такого значения Wm„ , для которого расчетное кажущееся значение W"K равно W K или незначительно отличается от него.
За оценку методической погрешности принимается разность между измеренным значением параметра WU1U, полученным по рабочей МВИ без учета влияющего фактора, и измеренным (эталонным) значением параметра W3m [13, 63], полученным по эталонной МВИ с учетом влияющего фактора.
В результате рассмотренной процедуры получена одна оценка на поле методических погрешностей измерений для одного заданного значения измеряемого параметра Wom для данного влияющего фактора.
Для того, чтобы анализировать все поле возможных методических составляющих погрешности, обусловленных конкретным влияющим фактором, необходимо выполнить многократное их моделирование при разных значениях геометрических и физических параметров влияющего фактора для разных значений измеряемого параметра.
Методика оценивания методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и скважины является универсальной как для математического, так и для физического моделирования процесса измерений этих параметров.
В качестве примера выполним моделирование некоторых составляющих методической погрешности скважинных измерений УЭС пластов с использованием аппаратуры бокового градиент-зондирования.
Нормируемые характеристики основной и дополнительной погрешности скважинной аппаратуры
Как видно из табл. 3.3, реальные границы инструментальной составляющей.погрешности измерений параметров пластов и скважин, даже рассчитанные при доверительной вероятности 0,95, всегда больше нормированных ха рактеристик погрешности аппаратуры, указанных в паспорте на нее для нормальных условий измерений. В то же время, интерпретационные службы на многих геофизических предприятиях ограничиваются только анализом характеристик основной погрешности аппаратуры в тех случаях, когда для выдачи определенного заключения требуется анализ возможных границ инструментальной погрешности измерений.
Напомним, что указанные расчетные границы погрешности измерений обусловлены лишь конструктивными особенностями аппаратуры и ее реакцией на воздействие влияющих факторов. Температура в скважине -это главный влияющий фактор для большинства видов скважинной аппаратуры. Поэтому он присутствует в табл. 3.3 почти в каждой строке.
Следует отметить, что не все существенные влияющие факторы находят отражение в комплексе НМХ скважинной аппаратуры.
Например, для скважинных беспакерных расходомеров турбинного типа градуировочные характеристики строятся для номинального диаметра колонны 130 и 152 мм. В реальных скважинах внутренний диаметр колонны изменяется в зависимости от толщины стенки обсадной колонны. Наибольшие допускаемые изменения погрешности расходомеров в заданном диапазоне изменения диаметра колонны не нормированы. В этом случае реальные границы погрешности скважинного расходомера будут еще шире, чем те, которые приведены в табл. 3.3 и рассчитаны только по нормированным MX.
Метод последовательной коррекции влияний [21, 55, 86] применяется в том случае, если при выполнении измерений в неоднородной среде не предусмотрены совместные измерения кажущихся значений параметра и решение системы уравнений в поисках значений нескольких геометрических и физических параметров методом бокового зондирования (см. главу 2).
В данном случае будем считать погрешности, от параметров отдельных структурных зон, инструментальными, так как проявляется реакция аппаратуры на воздействие от этой зоны (скважины, глинистой корки, пласта и др.).
Суть такой методики заключается в том, что выполняются прямые измерения параметра одно-, двух- или трехэлементным зондом (датчиком) определенной длины с одновременным измерением одного или нескольких влияющих факторов неоднородной среды. Значение влияющего фактора может быть измерено и другой аппаратурой или отдельно косвенными методами.
После выполнения измерений определяется значение измеряемого параметра с использованием градуировочной характеристики, построенной при некоторых нормальных значениях этих влияющих факторов. Если измеренные значения влияющих факторов отличаются от их нормальных значений, то вводится коррекция в результат измерений параметра по каждому из влияющих факторов. Коррекция возможна при условии, что корректирующие функции (функции влияния) построены заранее с использованием поверенных (калиброванных) средств измерений. Последовательность введения поправок определяется в процессе аттестации МВИ этого параметра, исходя из критерия минимизации границ результирующей не исключенной погрешности.
Метод последовательной коррекции влияний применен в МВИ коэффициента пористости и плотности пластов аппаратурой нейтронного и плотност-ного гамма-гамма-каротажа, например, в методических руководствах по применению аппаратуры РКС-3 и СГП-2.
На рис. 3.1. представлена блок-схема, отражающая последовательность операций МВИ параметров пластов и скважины на основе метода последовательной коррекции влияния минералогического состава скелета породы, заполнителя порового пространства и параметров скважины (диаметр скважины, диаметр обсадной колонны, плотность цемента, хлоросодержание жидкости в колонне) применительно к аппаратуре НК [77, 100, 112].
Эталоны, воспроизводящие единицы акустических параметров пластов
В практике ГИС при контроле технического состояния нефтегазовых скважин широкое распространение получили скважинные гамма-дефектомеры-толщиномеры (СГДТ) для измерений в колоннах диаметром 146, 168 и 178 мм и цементомеры ЦМ разных модификаций, предназначенные для измерений во всех остальных типоразмерах обсадных колонн.
При обосновании требований к эталонам для аппаратуры гамма-гамма-цементометрии скважин будем учитывать то обстоятельство, что в существующей аппаратуре типа СГДТ и ЦМ имеются два взимозависимых нелинейных измерительных канала: канал толщиномера стальной колонны (его показания зависят от плотности вещества за трубой); канал интегрального плотномера (его показания зависят от толщины стенки обсадной колонны).
Поскольку отмеченные измерительные каналы взаимозависимы и нелинейные, то эталон должен воспроизводить как минимум девять пар значений измеряемых параметров (сочетание трех значений плотности с тремя значениями толщины стенки колонны) [109, 110].
Длина зонда толщиномера аппаратуры СГДТ и ЦМ равна 210 мм, зонда плотномера - 420 мм. Вследствие того, канал плотномера измеряет плотность вещества всегда через обсадную колонну, то минимальная длина стандартного образца колонны заданной толщины должна быть не менее 600 мм.
Расстояние от наружной стенки колонны до внутренней стенки корпуса СО (или до соседней колонны) должно быть не менее глубинности зонда канала плотномера - около 300 мм [77]. Но реальные исследования аппаратуры СГДТ-НВ в бочке с водопроводной водой показали, что ее выходные сигналы по обоим каналам не изменяются при приближении прибора к корпусу бочки на расстояние до 240 мм. Значит при наличии колонны и вещества с большей плотностью это расстояние может быть меньше 230 мм.
Еще в начале семидесятых годов при создании метода гамма-гамма-цементометрии и разработке первых образцов аппаратуры СГДТ-2 возник главный вопрос, который дискутируется и сегодня, - какие условия измерений принять за нормальные условия градуировки этой аппаратуры?
С одной стороны, эта аппаратура предназначена для измерений плотности цемента, расположенного между наружной стенкой обсадной колонны и стенкой скважины, пересекающей пласты горной породы, отличающихся по плотности от цемента. И казалось бы очевидным воспроизводить три значения плотности цемента при каких-либо фиксированных значениях толщины стенки колонны и плотности породы (трехслойная цилиндрическая неоднородная среда). Но тогда возникают существенные трудности с введением большого количества взаимозависимых поправок, что может создать неразрешимые проблемы на этапе интерпретации.
С другой стороны, можно ограничиться тремя значениями плотности однородной среды в затрубном пространстве. Но такая ситуация при измерениях в реальной скважине бывает чрезвычайно редко, например, в большой зацементированной каверне.
И все же в пользу второго варианта имеются несколько основательных доводов.
Во-первых, следует отметить, что при создании данной аппаратуры была выбрана методика последовательной коррекции влияния факторов, а не метод бокового зондирования (измерения кажущихся значений плотности в МВИ на основе аппаратуры СГДТ и ЦМ не предусмотрены, см. главу 2).
Во-вторых, канал толщиномера следует рассматривать как канал для измерения главного влияющего фактора (толщины стенки колонны) на погрешности измеренного значения основного параметра - плотности вещества в затрубном пространстве. Значит для данной аппаратуры конкретного типа должна быть предусмотрена номинальная или индивидуальная функция влияния толщины на канал интегрального плотномера.
В-третьих, эту главную функцию влияния следует строить для однород 121 ной среды в затрубном пространстве. В противном случае понадобится семейство функций влияния на кажущееся значение плотности вещества при различном сочетании плотности цемента и плотности породы.
В-четвертых, для периодического контроля основных НМХ аппаратуры СГДТ и ЦМ вполне достаточно минимального набора однозначным мер толщины стенки труб и плотности однородного вещества в затрубном пространстве.
Разработка эталонов толщины и плотности
Развитие системы метрологического обеспечения аппаратуры СГДТ-3 и СГДТ-НВ происходило поэтапно. Первые простейшие «поверочные» установки УПТП-1 и УПТП-2 были построены в 1975 г на основе необработанных обсадных колонн [107]. Они воспроизводили три значения плотности стеклянными шариками и водой (1000±2, 1550±50 и 1950±50 кг/м ) за колоннами диаметром 146 и 168 мм толщиной (8,0±0,6) мм и по три значения толщины стенки таких же колонн при одном максимальном значении плотности. Недостатком этих установок была высокая неоднородность плотности за счет неравномерной упаковки шариков диметром 20 мм у стенки колонны и существенная неравномерность толщины колонны по периметру и по ее длине, а также отсутствие возможности построения градуировочных характеристик канала плотномера при разных толщинах стенки колонны [112].
