Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор метрологического обеспечения аппаратуры ГГК. Постановка задач исследования . 10
1.1 Обзор аппаратуры ГГК-П. 10
1.2 Обзор методик измерения плотности горных пород . 12
1.3 Обзор метрологического обеспечения аппаратуры ГГК-П. 15
1.4 Выводы по главе 1 и постановка задач исследования. 24
2. Метрологические исследования стандартных образцов объемной плотности горных пород, пересеченных скважиной, и имитаторовплотности . 27
2.1 Метрологические исследования стандартных образцов плотности горных пород. 28
2.2 Метрологические исследования имитаторов плотности горных пород 37
2.3 Выводы по главе 2. 43
3. Теоретические и экспериментальные исследования факторов, влияющих на показания плотностного ГГК . 45
3.1 Физические основы метода ГГК. 45
3.2 Факторы, влияющие на показания аппаратуры плотностного ГГК. 47
3.3 Теоретические и экспериментальные исследования факторов, влияющих на показания аппаратуры плотностного ГГК с недостаточной экранировкой .
3.3.1 Учет влияния диаметра скважины. 53
3.3.2 Учет влияния плотности промывочной жидкости. 62
3.3.3 Учет влияния глинистой корки 67
3.3.4 Учет влияния литологии пород. 84
3.4 Обоснование и разработка методики градуировки аппаратуры плотностного ГГК в стандартных образцах объемной плотности иповерки в имитаторах плотности . 86
3.5 Выводы по главе 3 90
4. Практическое применение методики градуировки приборов ГГК в стандартных образцах объемной плотности и поверки в имитаторах плотности . 91
Основные выводы. 100
5. Список использованных источников. 102
Приложения. 114
- Обзор методик измерения плотности горных пород
- Метрологические исследования имитаторов плотности горных пород
- Теоретические и экспериментальные исследования факторов, влияющих на показания аппаратуры плотностного ГГК с недостаточной экранировкой
- Обоснование и разработка методики градуировки аппаратуры плотностного ГГК в стандартных образцах объемной плотности иповерки в имитаторах плотности
Введение к работе
Актуальность темы. Нефть и газ – главные энергетические и сырьевые ресурсы России. Коэффициент пористости пласта – один из основных подсчетных параметров запасов нефти и газа. От погрешности измерений этого параметра зависят погрешности измерений запасов углеводородного сырья на нефтегазовых месторождениях в целом. Одним из методов скважинных измерений коэффициента общей пористости пластов является метод косвенных измерений, выполняемых аппаратурой плотностного гамма-гамма-каротаж (ГГК-П), на основе использования измеренного значения объёмной плотности и известных плотностей скелета породы и заполнителя порового пространства.
Для калибровки аппаратуры ГГК применяются имитаторы плотности в виде полупластов, изготовленные из материалов на основе химических элементов с малым атомным номером и с нулевым содержанием атомов водорода. Они были внесены в Государственный реестр средств измерений СССР как государственные стандартные образцы (СО) плотности для аппаратуры ГГК диаметром более 90 мм. Однако реальные условия измерений плотности горных пород аппаратурой ГГК в скважинах существенно отличаются от условий ее градуировки на полупластах из металлов, что вызывает грубые погрешности при измерениях объемной плотности горных пород приборами ГГК диаметром менее 90 мм, которые получили широкое применение при каротаже через бурильные трубы. Наблюдается также большой разброс показаний разных экземпляров такой аппаратуры ГГК в одних и тех же полупластах.
Исходные эталоны коэффициента пористости пластов, созданные в 1981 г. во ВНИИЯГГе, ВНИИнефтепромгеофизике и ВНИИГИСе для градуировки аппаратуры нейтронного каротажа (НК) в виде государственных стандартных образцов (ГСО) пористости карбонатных пород, пересеченных скважиной, не были предназначены для градуировки аппаратуры плотностного ГГК, так как в них имитаторы скважины были изготовлены из нержавеющей стали. В последние годы на ряде геофизических предприятий построены СО пористости и плотности песчаных и кальцитовых пород насыпного типа, имитаторы скважин в которых изготовлены из дюралюминия.
Поэтому актуальной является задача совершенствования системы передачи единиц плотности пластов горных пород, пересеченных скважиной, аппаратуре плотностного ГГК малого диаметра на основе СО пористости и плотности с учетом разных геолого-технических условий и аномальных свойств атомов водорода.
Цель диссертационной работы
Повышение точности скважинных измерений плотности и коэффициента пористости нефтегазовых пластов аппаратурой ГГК-П в различных геолого-технических условиях путем совершенствования системы метрологического обеспечения измерений плотности гамма-гамма методом.
Объект исследования – скважинные средства измерений плотности гамма-гамма методом.
Предмет исследования – метрологические характеристики аппаратуры плотностного гамма-гамма каротажа при измерениях в нефтегазовых скважинах.
Основные задачи исследования
-
Анализ источников погрешности измерений плотности и коэффициента пористости горных пород аппаратурой плотностного ГГК малого диаметра в зависимости от условий измерений в скважинах и калибровки.
-
Проведение экспериментальных исследований по выявлению факторов, влияющих на показания аппаратуры плотностного ГГК диаметром 73 мм в различных условиях измерений.
-
Выявление зависимости измеренной плотности пород от изменения факторов, влияющих на показания аппаратуры плотностного ГГК малого диаметра, и оценка возможности её использования в качестве градуировочной характеристики в виде функции двух и более переменных.
-
Математическое моделирование влияния глинистой корки на показания аппаратуры плотностного ГГК в условиях недостаточной экранировки зонда от скважины.
-
Разработка новой методики калибровки аппаратуры плотностного ГГК с использованием эталонов плотности в виде СО пористости и плотности пород, пересеченных скважиной, её опробование в производственных условиях ОАО «Башнефтегеофизика» и ОАО «Когалымнефтегеофизика».
-
Опробование методики измерений плотности и коэффициента пористости пластов гамма-гамма методом с учетом влияния ранее не учитываемых факторов.
Методы исследования
Метрологический анализ методов и средств измерений плотности пород геофизическими методами. Функциональный анализ градуировочных характеристик с несколькими переменными. Экспериментальные метрологические исследования стандартных образцов плотности, имитаторов плотности и различных типов аппаратуры ГГК, статистические методы обработки экспериментальных данных.
Научная новизна работы
-
Впервые установлена степень влияния изменений диаметра скважины и плотности промывочной жидкости на погрешность измерений плотности аппаратурой плотностного ГГК малого диаметра.
-
Установлена зависимость объемной плотности пород, измеренной аппаратурой ГГК-П малого диаметра, от относительного выходного сигнала, диаметра скважины и плотности промывочной жидкости.
-
Предложена математическая модель для учёта влияния глинистой корки на показания аппаратуры плотностного ГГК при неполной экранировке от влияния среды в скважине.
Основные защищаемые научные положения
-
Выполнение измерений плотности пород с основной абсолютной погрешностью ±50 кг/м3 при применении имитаторов плотности в виде полупластов для индивидуальной градуировки аппаратуры плотностного ГГК с недостаточной экранировкой от влияния газожидкостной среды в скважине не представляется возможным.
-
Использование индивидуальных градуировочных характеристик разнотипной аппаратуры ГГК-П, построенных в виде функции плотности от трех переменных (относительного выходного сигнала, диаметра скважины и плотности промывочной жидкости), позволяет уменьшить абсолютную погрешность измерений плотности горных пород до ±35 кг/м3.
Теоретическая значимость работы заключается в обосновании градуировочных характеристик аппаратуры плотностного ГГК в виде нелинейной функции трёх переменных.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечивается выполнением экспериментальных исследований серийной аппаратурой в аттестованных ГСО плотности пород с параметрами, максимально приближенными к параметрам, отражающим реальные скважинные условия.
Практическая значимость и реализация результатов работы
Разработанная методика градуировки аппаратуры плотностного ГГК в СО объемной плотности позволяет учитывать факторы, влияющие на показания плотностного ГГК, что, в свою очередь, обеспечивает существенное повышение показателей точности измерений плотности горных пород и, соответственно, коэффициента их общей пористости.
Методика градуировки аппаратуры плотностного ГГК с использованием СО плотности и калибровки в имитаторах плотности внедрена в метрологических службах ОАО «Башнефтегеофизика», ОАО «Когалымнефтегеофизика» и ООО «ТНГ-АлГИС».
Личный вклад автора
В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные лично автором в ОАО «Башнефтегеофизика». Автором проведены измерения аппаратурой ГГК в процессе исследований и обработка результатов выполненных измерений. Основные результаты, представленные в работе и имеющие научную и практическую ценность, получены лично автором: анализ факторов, влияющих на погрешность измерений плотности пластов аппаратурой плотностного ГГК; зависимость измеренной плотности от факторов, влияющих на показания плотностного ГГК; методика градуировки аппаратуры ГГК-П на СО пористости и плотности пород и ее поверки с использованием имитаторов плотности; градуировочные характеристики аппаратуры плотностного ГГК, позволяющие учитывать изменение диаметра скважины и плотности промывочной жидкости.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на:
международной научно-практической конференции «Ядерно-геофизические полевые скважинные и аналитические методы при решении задач поиска, разведки и разработки месторождений твердых полезных ископаемых» (г. Октябрьский, 2009);
научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» (г. Уфа, 2011);
V молодежной научно-практической конференции «Промысловая геофизика: проблемы и перспективы» (г. Уфа, 2011);
XIX научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» (г. Уфа, 2013);
на семинарах в ОАО НПФ «Геофизика» и ОАО «Башнефтегеофизика».
Публикации
Основные научные положения и практические результаты диссертационной работы опубликованы в 8 печатных работах, в том числе три – в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ, две из которых опубликованы без соавторов.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Общий объем работы, включая 34 рисунка, 17 таблиц, 2 приложения и список использованных источников из 118 наименований, составляет 173 страницы.
Автор признателен научному руководителю В.М. Лобанкову за помощь в постановке задач исследований и общее руководство работой, а также коллегам по работе за помощь в выполнении экспериментальных исследований аппаратуры ГГК с использованием СО плотности и пористости и имитаторов плотности.
Обзор методик измерения плотности горных пород
С появлением двухзондовой аппаратуры ГГК-П в 70-х годах актуальной стала проблема автоматизации показаний двух зондов с целью представления окончательного результата измерений в виде кривой плотности с максимальным исключением влияния мешающих факторов. При автоматизации процесса измерений использовали вычислительные устройства на основе функциональных преобразователей для реализации алгоритмов, описывающих интерпретационные зависимости [9, 10, 19].
В СССР первое специализированное вычислительное устройство для определения плотности было предложено в 1966-1968 гг. Г.Б.Варвариным, Е.М.Филипповым и др. [9,10] и реализовано в двухзондовом плотномере. Для определения плотности использовался алгоритм, основанный на нахождении логарифма отношения показаний зондов. Из-за ряда методических и аппаратурных погрешностей двухлучевой плотномер не был доведён до промышленного применения.
С появлением персональных ЭВМ задача автоматизации процесса измерений сильно упростилась, поскольку они не только заменили вычислительные устройства на основе функциональных преобразователей, но и обеспечили широкие возможности по доработке методик измерения плотности горных пород.
В настоящее время российскими компаниями в зависимости от используемой аппаратуры ГГК-П применяются две основных методики измерения плотности горных пород.
Аппаратурой СГП-73 (ООО «Нефтегазгеофизика») и ЦСП-ЛПК-76 (ОАО НПП ВНИИГИС) измерение плотности производится по двухзондовой методике СГП-2АГАТ, предложенной Р.Т.Хаматдиновым [97]. Плотность рассчитывается по формуле: а = 2,59-А-1д(аа) , (1.1) где аа= — - — - относительный выходной сигнал; Nбз, N - средние а NM3 Ибзэт мз частоты следования выходных импульсов каналов большого и малого зондов в исследуемой среде; Nбзэт, Nмзэт - средние частоты следования выходных импульсов каналов большого и малого зондов, зарегистрированные в эталонной среде - стандартном образце плотности с аэт = 2590 кг/м3; А - коэффициент чувствительности зонда.
Аппаратурой ГГК-2, ГГК-ЛП (ОАО НПФ «Геофизика») измерение плотности производится по двухзондовой методике, предложенной Е.В.Семеновым. Плотность рассчитывается по формуле: = +1 , (1.2) ка где аа = - относительный выходной сигнал; Nбз, N - средние N& NM3e мз частоты следования выходных импульсов каналов большого и малого зондов в исследуемой среде; Nбзв, Nмзв - средние частоты следования выходных импульсов каналов большого и малого зондов, зарегистрированные в эталонной среде - емкости с пресной водой плотностью ов = 1000 кг/м3; Ка - коэффициент чувствительности зонда.
Нетрудно заметить, что в обеих методиках применен одинаковый подход - отношение частоты следования выходных импульсов каналов большого и малого зондов в исследуемой среде сопоставляется с отношением частоты следования выходных импульсов каналов большого и малого зондов в эталонной среде. Формулы (1.1) и (1.2) можно описать одним уравнением а = А-1д(аа)+В , (1.3) где А - коэффициент чувствительности зонда, В - плотность эталонной среды.
Учет влияния диаметра скважины и плотности бурового раствора на показания аппаратуры плотностного ГГК обеими методиками не предусмотрен, т.к. считается, что оно отсутствует. Для учета влияния плотности промежуточной среды используются специальные палетки.
Анализ работ зарубежных исследователей показывает, что принципы измерений плотности аппаратурой плотностного ГГК не отличаются от отечественных. Однако некоторые авторы указывают на необходимость учета влияния диаметра скважины и плотности бурового раствора при расчете плотности, поскольку экран не может полностью защитить индикатор от гамма-квантов, рассеянных буровым раствором [118]. В 60-х годах прошлого века фирмой «Лейн уэлс» была разработана палетка для расчета плотности и пористости горных пород по данным плотностного ГГК с учетом поправок за диаметр скважины, плотность бурового раствора и литологию.
При расчете поправок за влияние глинистой корки для двухзондовых плотномеров, предложенных в США в конце 60-х годов, характерно применение алгоритмов и функциональных преобразователей, которые позволяют вырабатывать сигнал компенсации, являющийся дополнительным информационным параметром [110, 116, 117]. Сигнал о величине плотности вырабатывается в результате суммирования сигнала, пропорционального логарифму частоты следования импульсов по большому зонду, с сигналом компенсации, зависимым от параметров промежуточной среды [117]. Подобные алгоритмы использованы в аппаратуре ГГК-П ведущих фирм США: Шлюмберже [117], Герхард Оуен [115].
Метрологические исследования имитаторов плотности горных пород
После этого корпус стандартного образца заполняется мраморной (кварцитовой) крошкой, кальцитовым (кварцевым) песком, которые пропитываются жидкостью (питьевая вода, соленая вода или солярка) или остаются газонаполненными. Носители свойств стандартных образцов песчаных пород (кварцитовая крошка и чистый кварцевый песок) должны содержать SiO2 не менее 99,9%. Для стандартных образцов кальцитовых пород содержание СаСО3 в мраморе должно составлять не менее 99,0%. Содержание химических элементов с аномальным сечением захвата нейтронов в материалах-носителях свойств стандартного образца должно быть не более 0,1% [85].
Мраморная крошка и мраморный песок могут содержать определенное количество воды и воздуха. Питьевая вода может содержать растворенный в ней воздух. Кроме того, незначительное количество мелких пузырьков воздуха остается в теле стандартного образца в процессе его приготовления. Все эти факторы следует учитывать при построении и аттестации стандартных образцов пористости и плотности горных пород [85].
Дл предотвращения испарения воды из порового пространства и предохранения материалов, из которых изготовлен стандартный образец, от загрязнения корпус герметизируется. Для защиты от механических повреждений верхних частей имитаторов скважин, выступающих из корпуса, на них устанавливаются противоударные цилиндры.
В зависимости от размера зерен породы, используемой для засыпки, стандартные образцы насыпного типа делятся на однофракционные и двухфракционные. Однофракционные стандартные образцы воспроизводят низкие значения плотности и высокие значения коэффициента пористости пласта. Двухфракционные стандартные образцы воспроизводят средние значения плотности и средние значения коэффициента пористости, близкие к реальным значениям пористости песчано-глинистых коллекторов (18% - 24%).
В качестве официально признанных эталонов единиц коэффициента пористости и плотности пластов горных пород с 1981 г. используется ряд моделей пластов на основе коэлгинского мрамора. Они содержат стандартную скважину диаметром 196 мм. Содержание хлора в пласте и скважине принималось равным 0 г/л при температуре (20±2) оС [48]. Принятые в 1981 г. государственные стандартные образцы пористости создавались методом пропитки сухого насыпного образца снизу. Во ВНИИнефтепромгеофизике В.М.Лобанковым были предприняты попытки пропитки таких стандартных образцов водой под вакуумом. Однако достигнуть давления воздуха ниже 12 мм рт. ст. в стальном корпусе стандартного образца большого объема было практически невозможно. В большинстве случаев стандартные образцы пористости насыпного типа создавались без вакуумирования его корпуса с засыпанной мраморной крошкой [48].
К недостаткам такой методики следует отнести невозможность равномерного распределения материала и достижения высокой однородности стандартного образца из-за невозможности равномерного распределения сухой мелкой фракции мрамора в пространстве между заранее засыпанными сухими крупными фракциями. Кроме того, в теле такого стандартного образца после пропитки (без вакуума или при неглубоком вакууме) оставались пузыри воздуха, находящиеся в ловушках нижней части крупных фракций мраморной крошки. Пузыри возникали и в пространстве между фракциями при большой концентрации мраморной муки. Это также способствовало высокой степени неоднородности стандартного образца по его объему. В процессе эксплуатации стандартного образца за счет ударов скважинным калибруемым прибором по стенке скважины происходило уплотнение насыпного материала. Это явление подтверждалось тем, что в процессе эксплуатации после снятия крышки корпуса стандартного образца у стенки скважины наблюдался конус опускания материала. Значит, вещество у стенки скважины становится плотнее, чем в основном теле стандартного образца. Необходимо было также уточнить учет собственного влагосодержания крошки и расчет доверительных границ погрешности измерений параметров стандартного образца [48].
В 2006 году В.Д.Святохин (ГУП ЦМИ «Урал-Гео») предложил новый способ приготовления стандартных образцов пористости и плотности горных пород, который позволяет устранить отмеченные недостатки [85].
Новый способ приготовления стандартного образца насыпного типа заключается в иной последовательности заполнения корпуса стандартного образца веществом-носителем свойств. Сначала измеряется объем засыпки путем заливки в корпус стандартного образца воды до уровня контрольной отметки на внутренней поверхности. Затем вода полностью сливается, и в корпус вновь заливают расчетное количество пресной воды (соленой воды или дизельного топлива). Затем в эту жидкость засыпается расчетное количество навесок крупной фракции кальцитовой крошки, которая выравнивается и уплотняется боковым вибратором, исключающим вертикальное перемещение крупных фракций. Далее засыпается расчетное количество мраморного песка, создавая в жидкости горизонтальные потоки, позволяющие песку плотно заполнять поровое пространство засыпанной крошки и удалить оставшиеся мелкие пузырьки воздуха. Верхняя часть порового пространства первого слоя крошки при этом остается не заполненной песком на 15%. Затем засыпается вторая навеска крошки, выравнивается и уплотняется, не создавая вертикальных перемещений крупных фракций. После чего вновь засыпается расчетное количество песка. Далее процедура засыпки продолжается до полного заполнения объема стандартного образца на уровень контрольной отметки. По мере необходимости периодически корпус стандартного образца пополняется жидкостью известного объема. Измеряется объем жидкости, находящейся выше уровня засыпки крошки и песка, путем ее взвешивания и предварительного определения ее плотности и вычитается из общего суммарного объема жидкости, залитой в стандартный образец. Данный способ обеспечивает высокую однородность распределения песка в пространстве между фракциями крошки путем создания специальным устройством горизонтальных потоков жидкости вдоль поверхности засыпанного слоя крошки в процессе засыпки песка. Он обеспечивает и гарантирует высокую стабильность аттестованных параметров стандартного образца во времени [48].
Теоретические и экспериментальные исследования факторов, влияющих на показания аппаратуры плотностного ГГК с недостаточной экранировкой
Факторы, влияющие на показания ГГК по всему интервалу исследований. Эти факторы могут учитываться на этапе регистрации диаграмм плотности путем ввода поправок непосредственно в формулу вычисления плотности. К ним относятся диаметр скважины, плотность промывочной жидкости, литология пород и естественная радиоактивность горных пород.
Диаметр скважины. Изменение диаметра скважины сильно влияет на показания однозондовых приборов плотностного ГГК без азимутальной коллимации, применяемых при исследовании углеразведочных скважин [97]. Бурение нефтегазовых скважин обычно проводится номинальным диаметром ствола от 124 до 394 мм. Аппаратура плотностного ГГК прижимного типа диаметром более 90 мм слабочувствительна к изменениям диаметра скважины за счет хорошей экранировки. Изменение диаметра скважины существенно влияет на показания аппаратуры диаметром менее 90 мм. Так, например, для аппаратуры ГГК-2 (МАРК-1) диаметром 73 мм измерение плотности в скважинах диаметром 124 мм с использованием градуировочной характеристики, полученной в стандартных образцах плотности, пересеченных скважиной диаметром 216 мм, приводит к завышению измеряемой плотности пород до 4% (более 100 кг/м3).
Кроме того, за счет разрушения стенок скважины и размывов в процессе бурения образуются участки с увеличенным диаметром – каверны. Особенно подвержены разрушению и размывам глины, слабосцементированные песчаники, соли, угли. Диаметр таких участков может достигать 800 мм и более. Показания аппаратуры плотностного ГГК в интервалах каверн не соответствуют реальной плотности породы и, как правило, сильно занижены, а в больших кавернах могут приближаться к значениям плотности промывочной жидкости. В интервалах каверн также прослеживаются локальные аномалии регистрируемых значений плотности, обусловленные переходными процессами на границах каверн [97].
Плотность промывочной жидкости, заполняющей скважину, влияет на показания аппаратуры плотностного ГГК прижимного типа диаметром менее 90мм. С увеличением плотности жидкости от 1000 кг/м3 до 1200 кг/м3 измеренное значение плотности стандартного образца плотности увеличивается на 10-15 кг/м3.
Литология пород. С точки зрения измерения объемной плотности определяющей характеристикой горной породы является ее электронная плотность, пропорциональная Z/A. Абсолютная погрешность за счет вариации Z/A для плотных пород (Кп=0) в среднем составляет 10 кг/м3 и не превышает 30 кг/м3.
Естественная радиоактивность горных пород обусловлена
содержанием в них урана, тория и изотопа калия К40. Для известняков и доломитов она на 60-75% связана с присутствием урана. Радиоактивность глин и песчаников определяется примерно в равной степени содержанием урана, тория и калия. Поэтому спектральный состав естественного гамма-излучения терригенных и карбонатных пород несколько различен. Из осадочных пород наибольшую радиоактивность имеют калийные соли, глубоководные илы, тонкодисперсные и битуминозные глины, наименьшую – гидрохимические породы. Радиоактивность известняков, доломитов и песчаников зависит от содержания глинистых материалов. Полимиктовые песчаники, содержащие полевые шпаты, обогащенные калием, могут обладать радиоактивностью, близкой к радиоактивности глин. Повышенная радиоактивность наблюдается в зонах вторичной доломитизации. Естественная радиоактивность приводит к занижению определяемой плотности горных пород, что требует внесения поправок при обработке данных плотностного ГГК [97].
Корректировка измеренных значений плотности за влияние естественной радиоактивности горных пород осуществляется по данным гамма-каротажа (ГК). Поправки Nбз и Nмз за влияние естественной радиоактивности пород, вычитаемые из значений скоростей счета по каналам большого и малого зондов, определяются выражениями: Л бз =Лк(мкР/ч) X абз((имп/мин)/(мкР/ч)), AiVM3 =Лк(мкР/ч) X амз((имп/мин)/(мкР/ч)), где бз и мз - чувствительности каналов большого зонда и малого зонда к естественному гамма-излучению, характерные для данного типа аппаратуры. Далее проводится расчет плотности с исправленными значениями Nбз и Nмз, равными NБЗ,исп = NБЗ - NБЗ, NМЗ,исп = NМЗ - NМЗ [97].
Факторы, влияющие на показания ГГК в отдельных интервалах исследований. Эти факторы должны учитываться путем использования поправочных зависимостей. К ним относятся глинистая корка, плотность пластового флюида, микрокавернозность.
Глинистая корка. Основным фактором, искажающим показания плотностного ГГК, является наличие глинистой корки между скважинным прибором и породой в интервалах пластов-коллекторов. Влияние промежуточной среды усугубляется, если она неоднородна по плотности или непостоянна по толщине. В реальных условиях измерений средняя толщина глинистой корки достигает 15-20 мм, максимальная - 30 мм. Средняя плотность глинистой корки составляет 1400 кг/м3. С целью уменьшения влияния промежуточной среды на показания плотностного ГГК разрабатывались двухзондовые модификации аппаратуры и методика регистрации отношения показаний двух зондов. Экспериментальные работы, проведенные Р.Т.Хаматдиновым, показывают, что для аппаратуры СГП2-АГАТ и модуля ГГКП аппаратуры МАРК-1 с погрешностью, не превышающей ±20-30 кг/м3, обеспечивается компенсация влияния промежуточной среды толщиной до 15 мм на образцах плотностью более 2590 кг/м3 и до 20 мм на образцах меньшей плотности [97].
Обоснование и разработка методики градуировки аппаратуры плотностного ГГК в стандартных образцах объемной плотности иповерки в имитаторах плотности
Поскольку выходной сигнал пропорционален средней плотности зоны исследования S, то можно считать, что нам удалось смоделировать процесс калибровки аппаратуры плотностного ГГК для учета влияния глинистой корки и получить выражение, позволяющее учитывать влияние различных сочетаний ее параметров (толщина, плотность) при различных значениях диаметра скважины.
В реальных условиях регистрируемые показания зондов аппаратуры плотностного ГГК непрямопорциональны средней плотности зоны исследований S. Зона исследования S рассматривается как источник излучения, активность которого с увеличением расстояния h от прибора убывает по экспоненциальному закону [19] где ju0 - массовый коэффициент поглощения. Это означает, что ближние области зоны исследований S вносят в регистрируемый сигнал больший вклад, чем дальние области. Следовательно, в реальных условиях влияние глинистой корки будет еще существеннее, чем рассчитанное в таблице 3.8. Однако за счет коллимации излучения это влияние может быть уменьшено. Степень снижения влияния зависит от эффективности коллимации, что отражено в выражении (3.22).
Все эти факторы могут повлиять на окончательный вид выражения (3.36) для конкретного типа аппаратуры плотностного ГГК, но рассматриваемый алгоритм ее калибровки для учета влияния глинистой корки не изменится.
В реальных условиях чаще всего имеются данные о типе разреза -карбонатный, терригенный или смешанный. Каждый тип охватывает породы чрезвычайно разнообразные по минеральному составу и диапазону изменения емкостных характеристик. И.В.Головацкая и Ю.А.Гулин предложили разделить горные породы в разрезах нефтегазовых скважин на следующие литотипы: - песчано-глинистый с поликомпонентным составом песчаников; - карбонатный неглинистый, без примесей сульфатов; - карбонатный неглинистый сульфатизированный; - карбонатный глинистый сульфатизированный; - карбонатный глинистый с прослоями и включениями каменной соли и терригенных пород, сильно сульфатизированный.
С точки зрения измерения объемной плотности определяющей характеристикой горной породы является ее электронная плотность, пропорциональная Z/A. Абсолютная погрешность за счет вариации Z/A для плотных пород (Кп=0) рассматриваемых типов в среднем составляет 10 кг/м3 и не превышает 30 кг/м3[97].
Автором были сравнены градуировочные характеристики, полученные для аппаратуры ГГК-2 (МАРК-1) в стандартных образцах плотности кальцитовых и кварцитовых пород, пересеченных скважинами различного диаметра (табл. 3.10). Полученные данные показывают, что изменение литологии пород влияет на значение коэффициента А градуировочной характеристики (рис. 3.21). Абсолютная погрешность от изменения литологии пород может достигать ±30 кг/м3.
Зависимость коэффициента А градуировочной характеристики от относительного диаметра скважины в стандартных образцах плотности кальцитовых и кварцитовых пород.
Процесс калибровки аппаратуры плотностного ГГК состоит из трех этапов: градуировка аппаратуры ГГК в стандартных образцах объемной плотности, аттестация имитаторов плотности, поверка аппаратуры ГГК на имитаторах плотности. Только построение индивидуальной градуировочной характеристики в стандартных образцах плотности, максимально приближенно имитирующих реальные условия измерений плотности пластов в скважинах, поможет минимизировать погрешности измерений. После построения такой основной индивидуальной ГХ по ней могут быть определены индивидуальные значения плотности, имитируемые имитаторами плотности в виде полупластов для конкретного экземпляра аппаратуры в принятых нормальных условиях измерений. Такой калиброванный имитатор плотности может быть использован для периодической поверки данного экземпляра аппаратуры ГГК-П, но не может быть использован для градуировки других экземпляров однотипной аппаратуры ГГК-П с низким уровнем стандартизации зондов. Схема передачи единицы плотности пород аппаратуре ГГК-П представлена на рис. 3.22.
Использование стандартных образцов плотности пористого пласта для индивидуальной градуировки аппаратуры ГГК позволяет уменьшить ее границы абсолютной погрешности измерений плотности до ±25 кг/м3 и коэффициента пористости до ±1,5% для нормальных условий измерений.
Использование индивидуальных градуировочных характеристик разнотипной аппаратуры ГГК, построенных в виде функции плотности от трех переменных (относительного выходного сигнала, диаметра скважины и плотности промывочной жидкости) позволяет уменьшить границы абсолютной погрешности измерений плотности до ±35 кг/м3 и пористости до ±2% в рабочих условиях измерений.
Методика калибровки аппаратуры плотностного гамма-гамма каротажа типа ГГК-2 (МАРК-1) диметром 73 мм, разработанная с учетом изменений в поверочной схеме, приведена в Приложении Б. Калибровка аппаратуры плотностного ГГК в соответствии с разработанной методикой позволяет автоматически учитывать влияние диаметра скважины и плотности промывочной жидкости на значения измеренной плотности при наличии соответствующих данных.
Схема передачи единицы плотности пород аппаратуре ГГК-П. Для учета влияния глинистой корки на показания аппаратуры плотностного ГГК стандартные образцы объемной плотности необходимо оснастить имитаторами глинистой корки. Имитаторы глинистой корки должны быть выполнены в виде сменных труб с различной толщиной стенки из материалов, которые имеют плотность в диапазоне от 1200 до 1800 кг/м3 и не содержат элементов с большим атомным номером (рис. 3.23). Наиболее подходящим материалом для изготовления имитаторов глинистой корки является термопласт, т.к. плотность различных видов этого материала изменяется в широких пределах. Необходимый набор имитаторов для учета влияния толщины и плотности глинистой корки – по три имитатора различной толщины для трех различных плотностей глинистой корки.
