Геофизические методы и скважинная аппаратура

РефератПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Геофизические методы и скважинная аппаратура (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

2.3.1 Газовый каротаж

Газовый каротаж относится к одним из высокоинформативных комплексов прямых методов изучения свойств разрезов скважин непосредственно в процессе их бурения. Газовый каротаж должен использоваться для решения следующих основных геологических задач:

— выделение (прогноз) коллекторов и непроницаемых пластов (их местонахождение и ориентировочные мощности);
— прогноз характера насыщения пластов (в том числе по фазовому состоянию углеводородов в условиях пласта);
— выбор объектов для опробования в выявленных перспективных интервалах;
— обоснование постановки отбора керна;
— контроль за выбросами и поглощениями промывочной жидкости и прогнозирование аварийных ситуаций.

К числу основных, наиболее значимых по геологической информативности методов в комплексе газового каротажа относятся:

— компонентный анализ проб газовоздушной смеси (выделяются зоны с содержанием метана и тяжелых углеводородов-гомологов метана до гексана включительно);
— суммарные газопоказания (их интенсивность и приуроченность);
— время бурения одного погонного метра ствола скважины (механический каротаж);
— люминесцентно-битуминологический анализ (содержание органического углерода, легкого битума, типа битума) по шламу и керну.

Дополнительно к газовому каротажу целесообразно применение станций геолого-технологических исследований (ГТИ) для получения дополнительной геологической информации и изучения параметров, характеризующих режим бурения. К числу основных, наиболее значимых по геологической информативности методов в комплекс ГТИ относятся:

— детальный механический каротаж;
— температура входящей и выходящей промывочной жидкости;
— данные о литологии, карбонатизации, пористости и других свойств пород (по образцам шлама).

К числу наиболее значимых параметров, характеризующих режимы бурения, относятся:

— данные о весе инструмента и нагрузке на долото, баланс времени бурения;
— параметры промывочной жидкости;
— давление входящей промывочной жидкости и прогноз аварийных промывок бурового инструмента

Комплекс ГТИ может применятся автономно, независимо от газового каротажа. Объемы и интервальность ГТИ определяются заявками геологических и технологических служб производственных объединений-заказчиков.

2.3.2 Стандартный электрический каротаж

Стандартный электрический каротаж относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, по всему открытому стволу. Стандартный каротаж включает записи трех зондов электрического каротажа (двухметровые кровельный и подошвенный градиент-зонды и полуметровый потенциал-зонд) и кривую потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС). Стандартный каротаж в комплексе с индукционным, радиоактивным, акустическим и другими методами ГИС, предназначен для решения следующих основных геологических задач:

— литостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения детальной литостратиграфической колонки;
— локальная и региональная корреляция по литологии физическим и фильтрационно-емкостным свойствам пород по всему исследованному разрезу с установлением однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза;
— предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности);
— предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов;
— предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК, ГВК, ГНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в пластовых условиях;
— предварительное выделение эффективных нефтегазонасыщенных толщин;
— контроль технического состояния ствола скважины (в открытом стволе и в колонне).

Для повышения достоверности решения вышеназванных задач и получения дополнительных данных, стандартный каротаж при каждом исследовании проводится по всему открытому стволу (перекрываются все предыдущие интервалы).

Данные перекрытия позволяют выявлять прямые качественные признаки проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласты и на этой основе выделять коллекторы как простые, так и со сложной структурой порового пространства.

В условиях разрезов Западной Сибири прямые качественные признаки проникновения фильтрата ПЖ в пласты на основе повторных измерений электрическими методами во времени и при близких свойствах ПЖ являются эффективным средством выделения проницаемых интервалов. При этом обязательным требованием является высокое качество диаграмм стандартного каротажа.

Повторные записи диаграмм стандартного каротажа путем перекрытия ранее исследованных интервалов, а также параллельные записи стандартного каротажа в масштабе 1:200 являются эффективным методическим приемом по выделению коллекторов и определению характера их насыщения, в том числе коллекторов сложного строения (ачимовские толщи, отложения тюменской свиты, сенона, кор выветривания и других подобных объектов), а также порово-трещенных коллекторов (карбонатные толщи доюрского возраста, эффузивно-терригенные породы палеозоя, отложения баженовской свиты и другие).

Масштаб регистрации диаграмм зондами стандартного каротажа устанавливается неизменным для всех территорий работ и участков разреза и равны 2,5 Ом. м/см с соотношением масштабов записи как 1:5:25 и т. д. Для ПС масштаб записи 12,5 мВ/см и вспомогательный — 5 мВ/см во всех интервалах разреза, где значения относительной амплитуды ПС по преобладающему числу коллекторов меньше 0,4.

2.3.3 Боковой каротаж (БК)

Боковой каротаж в масштабе глубин 1:500 относится к дополнительным методам, проводится в тех поисковых и разведочных скважинах, где по данным стандартного и индукционного каротажа не решаются вопросы по достоверному определению электрических характеристик определенных пластов или участков разреза вследствие ограничений стандартного каротажа (зоны тонких чередований, пласты малой мощности) и индукционного каротажа (пласты или участки разреза с УЭС более 40 Ом. м).

К числу объектов, где материалы БК в масштабе глубин 1:500 могут дать дополнительную информацию к стандартному или индукционному каротажу, относятся:

— зоны частых чередований плотных непроницаемых пластов, глинистых прослоев и нефтегазонасыщенных пластов малой мощности;
— зоны аномально низких значений минерализации пластовых вод, где УЭС водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов имеют высокие значений и широкие зоны перекрывающихся величин сопротивлений;
— интервалы в низах разреза, где преобладают тонкие чередования литологически различающихся разностей, преобладают высокие УЭС и контрастные переходы значений УЭС на границах литологических переходов и границ, обусловленных изменениями характера насыщения коллекторов.

Боковой каротаж в комплексе методов общих исследований применяется при решении следующих геологических задач:

— литостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения детальной литостратиграфической колонки;
— локальная и региональная корреляция по литологии физическим и фильтрационно-емкостным свойствам пород по всему исследованному разрезу с установлением однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза;
— предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности);
— предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов;
— предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК, ГВК, ГНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в пластовых условиях;
— предварительное выделение эффективных нефтегазонасыщенных толщин;
— контроль технического состояния ствола скважины (в открытом стволе и в колонне).

Физические основы метода.

Боковым каротажем называют измерения кажущегося сопротивления по стволу скважины трехэлектродным зондом бокового каротажа с автоматической фокусировкой тока. Зонд имеет центральный электрод Ао (см. рис. 1), симметрично по отношению к которому расположены соединенные между собой удлиненные экранирующие электроды (Аэ).

Рис. 1. Схема зонда бокового каротажа

При измерении кажущегося сопротивления обеспечивается одинаковый потенциал всех электродов автоматическим регулированием силы тока через центральный электрод. Таким образом, экранные электроды препятствуют растеканию тока центрального электрода по скважине и обеспечивают направление его непосредственно в исследуемый пласт. Кажущееся сопротивление определяется по отношению потенциала экранирующих электродов к току через центральный электрод. Благодаря применению экранирующих электродов уменьшается влияние на результаты измерений промывочной жидкости, заполняющей скважину, и вмещающих пород, а кажущееся сопротивление получается близким к удельному электрическому сопротивлению. БК позволяет выделять пласты малой мощности и изучать с большой подробностью пачки пластов, более точно определять границы. Диаграммы БК в отличие от зондов БКЗ практически не искажены эффектами экранирования.

Оценка качества.

— допустимые отклонения показаний БК от теоретических — 20%;
— допустимая погрешность по контрольной записи — 10%;
— нестабильность стандарт-сигнала в начале и конце записи — 3%.

Качество бокового каротажа определяется в комплексе с показаниями зондов БКЗ. Против Кошайских глин КС по боковому каротажу равно показаниям других зондов. На плотных глинах с кажущимся сопротивлением 5 — 8 Ом*м показания БК примерно равны показанию зонда А1.0M0.1N.

Рис. 2 Пример записи диаграммы бокового каротажа

Методические приемы, повышающие геологическую эффективность БК:

— диаграммы должны быть только высокого качества;
— высокое качество диаграмм БК расширяет возможности электрических методов по определению высоких значений УЭС маломощных пластов (и совместно с ИК — в области низких УЭС);
— в выявленных или уже известных перспективных интервалах диаграммы БК необходимо дублировать в масштабе 1:200 для сравнения этих данных с материалами ГИС, которые будут получены в дальнейшем при детальных исследованиях;
— масштаб регистрации основной кривой БК (в логарифмическом масштабе) устанавливается с модулем 4,0−6,25 см.

Для проведения БК используются следующие скважинные приборы:

— ЭК-1;
— Э1

ЭК-1.

Назначение.

Аппаратура электрического каротажа комплексная ЭК-1 предназначена для исследования нефтяных и газовых скважин методами бокового каротажного зондирования (БКЗ), трехэлектродного бокового каротажа (БК-3), измерения потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), резистивиметрии скважин, а также измерения диаметра скважин.

Данные по аппаратуре.

Скважинный прибор рассчитан на работу в скважине диаметром не менее 160 мм в водной промывочной жидкости с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH — от 10 до 20%, нефти — до 5−10%, при наибольшем значении температуры окружающей среды — 120 °C и наибольшем гидростатическом давлении 100 MПa.

Аппаратура работает в комплексе с трехжильным грузонесущим геофизическим кабелем типа КГ 3−60−180−1 длиной 6000 м.

Измерения БКЗ и БК проводятся в разных циклах. ПС регистрируется только в аналоговой форме.

Аппаратура обеспечивает измерение кажущихся удельных сопротивлений горных пород в режиме «БКЗ» зондовыми установками:

— A8,0M1,0N (шифр параметра GZ5);
— A4,0M0,5N (шифр параметра GZ4);
— A2,0M0,5N (шифр параметра GZ3);
— N0,5M2,0A (шифр параметра GZ3B);
— A1,0M0,1N (шифр параметра GZ2);

в общем диапазоне от 0,2 до 5000 Ом. м с разбивкой на два диапазона от 0,2 до 200 Ом. м и от 200 до 5000 Ом. м; зондовыми установками.

— A0,5M6,0N (шифр параметра PZ);
— A0,4M0,1N (шифр параметра GZ1);

в общем диапазоне от 0,2 до 1000 Омм с разбивкой на два диапазона от 0,2 до 200 Омм и от 200 до 1000 Омм и измерение удельного сопротивления водной промывочной жидкости (шифр параметра RB) резистивиметром — в диапазоне от 0,2 до 20 Омм. Схемы зондов см. на рис. 3.

Рис. 3 Схемы зондов

Аппаратура обеспечивает измерение кажущихся удельных сопротивлений горных пород трехэлектродным зондом БК (шифр параметра LL3) в диапазоне от 0,5 до 5000 Омм. При этом диапазон измеряемых значений потенциала в режиме БК (шифр параметра LLU) от 0,1 до 20 В, а сила тока центрального электрода (шифр параметра LLI); - от 0,2 до 50 мА.

Формула расчета кажущегося удельного сопротивления (_k):

_k = 0,23 * (LLU / LLI); (1).

где, 0.23 коэффициент зонда БК для прибора ЭК-1.

Аппаратура обеспечивает измерение совместно и раздельно с БКЗ измерение и выдачу в аналоговой форме сигнала потенциала самопроизвольной поляризации (шифр параметра SP), при этом сопротивление цепи прохождения сигнала ПС в аппаратуре не более 500 Ом.

Аппаратура обеспечивает измерение двух взаимно перпендикулярных диаметров (шифры параметров C1 и C2) и среднего диаметра скважины (шифр параметра CALI) в диапазоне от 100 до 760 мм (четырех радиусов (RAD1, RAD2, RAD3, RAD4) в диапазоне от 50 до 380 мм).

Формула расчета среднего диаметра:

CALI = (RAD1+ RAD2+ RAD3+ RAD4) / 2. (2).

Аппаратура обеспечивает в интервале каротажа многократные срабатывания управляемого прижимного устройства профилемера. Время полного раскрытия (закрытия) рычагов профилемера не более 2 минут.

Питание скважинного прибора и токовых электродов осуществляется от каротажного источника питания силой тока (500±5)мА частоты 400 Гц.

Калибровка каналов БКЗ, БК и профилемера обеспечивается с помощью режимов «Ноль-сигнал» и «Стандарт-сигнал». Значения калибровочных параметров приведены в таблице:

Питание на скважинный прибор ЭК-1 подается при полном погружении его в раствор. Управление двигателем каверномера можно осуществлять на поверхности.

Таблица № 8. Значения калибровочных параметров

Оптимальным для разреза Западной Сибири является зонд ИК размером 1 м (6Ф1).

Для проведения индукционного каротажа используются следующие скважинные приборы:

— АИК-5, АИК-5М .

Назначение.

Аппаратура индукционного каротажа АИК-5 (АИК-5М) предназначена для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин методом электромагнитного (индукционного) каротажа, с одновременной регистрацией активной (шифр параметра CILA) и реактивной (шифр параметра CILR) составляющих сигнала.

Данные по аппаратуре.

Скважинный прибор АИК-5 рассчитан на работу в скважинах при наибольшем значении температуры окружающей среды 150 °C и наибольшем гидростатическом давлении 150 MПa.

Аппаратура работает в комплексе с трехжильным грузонесущим геофизическим кабелем типа КГ 3−60−180−1 длиной до 7000 м.

Зонд индукционного каротажа — 7И1,6.

Количество измерительных каналов — 2.

Диапазон измерений активной составляющей кажущейся удельной электрической проводимости — от 5 до 300 мСм/м, диапазон измерений реактивной составляющей кажущейся удельной электрической проводимости — от 10 до 600 мСм/м, что с учетом затухания сигнала на высоких частотах (скин-эффекта) соответствует диапазону удельной электрической проводимости горных пород по активной составляющей от 5 до 1000 мСм/м, по реактивной составляющей от 60 до 2000 мСм/м.

Рабочая частота генератора скважинного прибора — (160± 1,0) кГц.

Питание скважинной аппаратуры осуществляется от стабилизированного источника тока постоянным током силой (90± 3) мА (при работе с наземным пультом АИК-5 сила тока (150± 5) мА).

Длина скважинного прибора — 3500 мм.

Диаметр АИК-5 — 90 мм.

Диаметр АИК-5М — 75 мм.

Масса — 60 кг.

Пересчет значений удельной электрической проводимости, полученной по результатам измерений, в удельное электрическое сопротивление производится с помощью палетки:

Рис. 8. Палетка учета влияния скин-эффекта

2.3.8 Кавернометрия. Профилеметрия

Измерение диаметра ствола скважины относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в интервалах стандартного каротажа, по всему открытому стволу.

Кавернометрия обеспечивает высокое вертикальное расчленение разреза (могут выделяться прослои толщиной до 0,2−0,3 м), ее показания против пласта в основном свободны от влияния вмещающих пород.

Кавернометрия обеспечивает выделение проницаемых пород по сужению диаметра ствола скважины, вследствие образования глинистой корки, которая является результатом проникновения фильтрата промывочной жидкости в проницаемые пласты.

Кавернометрия обеспечивает выделение размытых участков стволов скважин (каверны), которые являются в большинстве случаев прямыми признаками пластичных глин (покрышек), а в ряде случаев признаками порово-трещинных зон.

Физические основы метода.

В разрезе различной литологии фактический диаметр скважины не всегда является номинальным и может быть больше или меньше диаметра долота. Фактический диаметр скважины измеряется каверномером, который представляет из себя четыре рычага, прижатых к стенке скважины. По отклонениям этих рычагов можно рассчитать диаметр скважины в двух взаимно перпендикулярных плоскостях, а также ее средний диаметр.

Геофизические методы и скважинная аппаратура.

Оценка качества.

Погрешность измерений при определении диаметра скважин не должна превышать 1,0 см.

На коллекторах обычно наблюдается уменьшение диаметра из-за глинистой корки примерно на 1−2 см.

На плотных глинах регистрируемый диаметр скважины равен диаметру долота.

Кривые отклонения рычагов каверномера (радиусы) могут иметь синусоидальную форму, обусловленную вращением прибора в скважине. При этом кривые профилей должны регистрировать реальный диаметр скважины (см. рис. 9.).

Рис. 9. Пример записи диаграммы кавернометрии

Масштаб регистрации основной кривой КВ применяется 2 см/см с соотношением вспомогательных масштабов как 1:2:4, т. е. 4 см/см и 8 см/см, соответственно.

Замена диаграмм КВ на записи профилемером нецелесообразна ввиду сглаженности кривых профилемера и меньшей контрастности при выделении литостратиграфических границ.

Для проведения кавернометрии и профилеметрии используются следующие скважинные приборы:

— ЭК-1 (см. БК);
— СКПД;
— СКП-1;
— ПТС-4.
— СКПД-3.

Назначение.

Каверномер-профилемер скважинный СКПД-3 предназначен для одновременного измерения значений двух взаимно перпендикулярных поперечных размеров (диаметров) ствола скважины и их полусуммы (среднего диаметра) для нефтяных и газовых скважин.

Данные по аппаратуре.

Скважинный прибор СКПД-3 рассчитан на работу в скважинах при наибольшем значении температуры окружающей среды 180 °C и наибольшем гидростатическом давлении 120 MПa.

Аппаратура работает в комплексе с трехжильным грузонесущим геофизическим кабелем типа КГ 3−60−180−1 длиной до 8000 м.

При проведении ГИС на станции МЕГА ведется регистрация полусуммы — среднего диаметра (шифр параметра CALI) и одного диаметра (шифр параметра С2), второй диаметр (С1) рассчитывается по формуле:

C1 = (2 Д CALI) — C2 (3).

Диапазон измеряемых диаметров от 100 до 760 мм.

Управление измерительными рычагами многократное по команде с поверхности. Время раскрытия (закрытия) рычагов не более 2 мин.

Усилие прижатия каждого рычага к стенке скважины на менее 60 Н (при измерении диаметра 100 мм) и не более 200 Н (при измерении диаметра 760 мм).

Ток питания прибора постоянный 50 10 мА.

Масса прибора — 76 кг.

Длина прибора — 3426 мм.

Диаметр прибора — 80 мм.

ПТС-4.

Назначение Профилемер трубный скважинный ПТС-4 предназначен для исследования технического состояния обсадных колонн нефтяных и газовых скважин методом одновременного измерения расстояний (радиусов) от оси скважинного прибора до опорных поверхностей измерительных рычагов.

Данные по аппаратуре Обеспечивает одновременную непрерывную регистрацию восьми параметров (радиусов) в аналоговой и цифровой формах с возможностью последующей обработки на ЭВМ.

Управление приводом рычажной системы — многократное. В состав профилемера входят скважинный прибор и наземный пульт.

Количество измерительных рычагов — 8;

Диапазон внутренних диаметров исследуемых обсадных колонн, мм — 110−340;

Погрешность измерения радиусов, мм — не более 1,2;

Диаметр скважинного прибора, мм — 100;

Температура, ^оС — 120;

Давление, Мпа — 100;

Тип кабеля — каротажный трехжильный грузонесущий длиной, м — до 6000.

2.3.9 Гамма-каротаж (ГК).

Метод измерения естественной радиоактивности горных пород в разрезах относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разрезу, включая кондуктор.

Метод ГК обеспечивает высокое вертикальное расчленение разреза (выделяются контрастные по естественной радиоактивности прослои мощностью 0,3−0,4 м), но показания метода ГК зависят от радиоактивности вмещающих пород и от технологии замеров.

Физические основы метода.

Сущность гамма-каротажа заключается в изучении естественной радиоактивности горных пород по стволу скважины путем регистрации интенсивности гамма-излучения, возникающего при самопроизвольном распаде радиоактивных элементов (в основном U, Th и K⁴⁰).

Гамма-каротаж в комплексе методов общих исследований применяется при решении задач указанных в разделе «Стандартный электрический каротаж» и дополнительно к ним:

— выделение высокорадиоактивных пластов-реперов;
— разделение глин-покрышек по минералогическому составу;
— разделение пород фундамента по составу (от основных до кислых магм), выделение кор выветривания, других контрастных по данным ГК образований;
— литологическое расчленение различных типов горных пород. Интенсивность гамма-излучения зависит от содержания в породах радиоактивных элементов. Т.к. оно в разных породах различно, по данным ГК можно судить о характере горных пород.
— определение глинистости горных пород. Определение коэффициента глинистости по данным гамма-метода основано на близкой к прямой зависимости этого коэффициента от естественной гамма-активности песчано-глинистых горных пород;
— привязка к разрезу результатов исследования другими методами каротажа, интервалов перфорации и др. Основана на возможности проводить ГК в обсаженных скважинах.

Оценка качества.

Качество материала ГК оценивается по следующим параметрам:

— предельное расхождение от рабочего эталона (в сравнении с днем градуировки) не должно превышать 10%;погрешность измерений по результатам основной и контрольной записи не должна превышать 20% при радиоактивности пород до 10 мкР/ч, 15% - при радиоактивности от 10 до 20 мкР/ч и 10% - при более высоких значениях радиоактивности;

Основные методологичесие требования к диаграммам ГК:

— диаграммы ГК должны быть высокого качества;
— параметры регистрации диаграмм ГК (скорость записи, стабильность работы канала ГК, время интегрирования) должны обеспечивать статистическую достаточность характеристик пластов по естественной радиоактивности по всему диапазону ее значений;
— скорость регистрации диаграмм ГК должна быть в соответствии со свойствами разреза и не должна превышать расчетную;
— масштаб регистрации ГК 0,75 мкР/час/см при соотношении последующих масштабов как 1:2:5:25, т. е. соответственно 1,5:3,75:18,75 мкР/час/см;
— диаграмма ГК должна записываться всегда одновременно с записью диаграмм НКТ.

Метод ГК реализован в следующей аппаратуре:

— СРК;
— РКС.

СРК-01.

Назначение.

Прибор СРК предназначен для исследования нефтяных и газовых скважин методами двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым и надтепловым нейтронам (2ННК_Т и 2ННК_НТ), нейтронного гамма-каротажа (НГК) и гамма-каротажа (ГК), по данным которых определяется водонасыщенная пористость (водородосодержание) и мощность экспозиционной дозы естественного гамма-излучения горных пород.

В МНГФ аппаратуру СРК используют для работы в режимах 2ННК_Т и ГК.

Данные по аппаратуре.

Скважинный прибор обеспечивает проведение измерений в скважинах диаметром 110−350 мм, заполненных водной промывочной жидкостью с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH — до 20%, нефти — до 10% и pH до 10, при значениях температуры окружающей среды от -10 до 120 °C и гидростатического давления 120 МПа.

Скважинный прибор эксплуатируется с использованием:

— источника быстрых нейтронов полоний-бериллиевым типа ВНИ-2 или плутонийбериллиевым типа ИБН8−5 с потоком нейтронов от 5*10⁶ до 1*10⁷ с^-1;
— кабеля типа КГ3−60−180 длиной до 7000 м.

Диапазон измерений мощности экспозиционной дозы гамма-излучения, обеспечиваемый скважинным прибором, от 1.4 до 251.4 мкР/час.

Диапазон измерений водонасыщенной пористости (водородосодержания), обеспечиваемый скважинным прибором, от 1 до 40%.

Регистрация гамма-излучения (шифр параметра GR) осуществляется блоком детектирования, содержащим два детектора NaI (Tl) размерами 40> 80 мм типа СДН.16.40.80. и два фотоэлектронных умножителя ФЭУ-74А.

Регистрация нейтронного излучения осуществляется блоком детектирования, который содержит два гелиевых счетчика тепловых нейтронов типа СНМ-56 (по 1 шт. в каналах ННК_Т МЗ и ННК_Т БЗ).

Расстояние между центром источника нейтронов и ближними к нему торцами счетчиков СНМ-56:

— для зонда ННК_Т МЗ (шифр параметра RNTN) — 2585 мм;
— для зонда ННК_Т БЗ (шифр параметра RFTN) — 508 5 мм.

Схема зондовых установок прибора СРК-01 приведена на рис. 10.

Водородосодержание рассчитывается по формулам:

(4).

(5).

(6).

где, , — водородосодержание по данным ННК_МЗ, ННК_БЗ и их отношению соответственно, %;

— скорость счета по каналам ННК_МЗ и ННК_БЗ соответственно, у.е.;

Рис. 10. Схема зондовых установок прибора СРК-01

Электрическое сопротивление между 1 и 2 жилами должно быть практически равным удвоенному электрическому сопротивлению жилы кабеля. 3 жила в аппаратуре СРК не используется.

Питание скважинного прибора осуществляется постоянным электрическим током 955 мА. При этом напряжение питания на входе скважинного прибора не более 26 В.

Амплитуда выходных импульсов каналов скважинного прибора не менее 3 В, длительность выходных импульсов на уровне 0.5 их амплитуды не более 80 мкс.

Импульсы ННК_МЗ и ННК_БЗ передаются как разнополярные между 1 и 2 жилой, импульсы ГК — между ОК и 1 или 2 жилой кабеля.

Длина скважинного прибора — не более 2.91 м.

Диаметр скважинного прибора — не более 90 мм.

Масса скважинного прибора — не более 80 кг.

РКС-3М.

Назначение.

Прибор РКС-3М предназначен для исследования нефтяных и газовых скважин методами двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт), и гамма-каротажа (ГК), по данным которых определяется водонасыщенная пористость (водородосодержание) и мощность экспозиционной дозы естественного гамма-излучения горных пород. Прибор также имеет датчик локатора муфт (ЛМ).

Данные по аппаратуре.

Скважинный прибор обеспечивает проведение измерений в скважинах диаметром 110−350 мм, заполненных водной промывочной жидкостью с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH — до 20%, нефти — до 10% и pH до 10, при значениях температуры окружающей среды от -10 до 120 ° С и гидростатического давления 120 МПа.

Скважинный прибор эксплуатируется с использованием:

— источника быстрых нейтронов полоний-бериллиевым типа ВНИ-2 или плутонийбериллиевым типа ИБН8−5 с потоком нейтронов от 5? 10⁶ до 1? 10⁷ с^-1;
— кабеля типа КГ3−60−180 длиной до 7000 м.

Регистрация гамма-излучения (шифр параметра GR) осуществляется блоком детектирования, содержащим два детектора NaI (Tl) размерами 40- 80 мм типа СДН.16.40.80. и два фотоэлектронных умножителя ФЭУ-74А.

Расстояние между центром источника нейтронов и ближними к нему торцами счетчиков СНМ-56:

— для зонда ННК_Т МЗ (шифр параметра RNTN) — 2585 мм;
— для зонда ННК_Т БЗ (шифр параметра RFTN) — 5085 мм.

Схема зондовых установок прибора РКС-3М приведена на рис. 11.

Рис. 11. Схема зондовых установок прибора РКС-3М

Водородосодержание рассчитывается по формуле:

(7).

где — водородосодержание, %;

— скорость счета по каналам ННК_МЗ и ННК_БЗ соответственно, у.е.;

— коэффициенты, определяемые при базовой калибровке.

Сигнал локатора муфт (шифр параметра CCL) передается по 3-й жиле кабеля относительно ОК в аналоговой форме.

Питание скважинного прибора осуществляется постоянным электрическим током 50 В в режиме стабилизации напряжения .

Длина скважинного прибора — не более 2.91 м.

Диаметр скважинного прибора — не более 90 мм.

2.3.10 Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКт)

Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам дает сведения о эквивалентном водосодержании пород, относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разрезу, включая кондуктор.

Нейтрон-нейтронный каротаж в комплексе методов общих исследований применяется при решении следующих задач:

— литостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения детальной литостратиграфической колонки;
— локальная и региональная корреляция по литологии физическим и фильтрационно-емкостным свойствам пород по всему исследованному разрезу с установлением однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза;
— предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности);
— предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов;
— предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК, ГВК, ГНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в пластовых условиях;
— предварительное выделение эффективных нефтегазонасыщенных толщин;
— контроль технического состояния ствола скважины (в открытом стволе и в колонне);
— выделение пластов-реперов и опорных пластов с низкой пористостью с разделением их (совместно с ГК) по литотипам;
— совместно с ГК выделение карбонатных пород, углей, зон интенсивной углефикации;
— предварительное определение пористости гранулярных коллекторов;
— предварительное выделение газонасыщенных участков (совместно с АК) в пластах с незначительным проникновением и высокими фильтрационно-емкостными свойствами.

Физические основы метода.

Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам основан на облучении горных пород быстрыми нейтронами от ампульного источника и регистрации нейтронов по разрезу скважины, которые в результате взаимодействия с породообразующими элементами замедлились до тепловой энергии.

Регистрируемая интенсивность тепловых нейтронов зависит от замедляющей и поглощающей способности горной породы. Наибольшая потеря энергии нейтрона наблюдается при соударении с ядром, имеющего массу равную единице, т. е. с ядром водорода. Таким образом по данным ННК_Т можно определять водородосодержание горных пород, которое для пластов-коллекторов напрямую связано с пористостью.

При проведении измерений детектор тепловых нейтронов располагается на определенном расстоянии от источника нейтронов. Расстояние от источника до детектора выбирается таким, что при увеличении водородосодержания горных пород, зарегистрированная интенсивность тепловых нейтронов уменьшается, т. е. зонд является заинверсионным. Регистрация нейтронного излучения двумя зондами с разной длиной позволяет уменьшить влияние скважины на результат определения водородрсодержания горных пород. Эффект основан на разной глубинности исследования при разной длине зонда. Малый зонд ННК_Т МЗ несет информацию в основном о нейтронных свойствах скважины и околоскважинного пространства, тогда как на интенсивность, зарегистрированную большим зондом ННК_Т БЗ, большое влияние оказывают нейтронные свойства пласта. Поэтому для определения водородосодержания используют отношение скоростей счета в этих зондах.

Оценка качества.

Качество материала 2ННК_Т оценивается по следующим параметрам:

— допустимая погрешность измерения скорости счета ННК_МЗ и ННК_БЗ по результатам основной и контрольной записи не должна превышать 3%;
— в случае проведения калибровки СРК на ПКУ, значения относительной погрешности измерения водородосодержания ПКУ до и после замера должны удовлетворять неравенству

(8).

где — относительная погрешность измерения водосодержания,%;

— водородосодержание,%.
— значения ННК_МЗ и ННК_БЗ в больших кавернах 1.2 уде.
— водородосодержание против плотных глин, рассчитанное по данным ННК_МЗ, ННК_БЗ и их отношению должно быть примерно одинаковым.
— водородосодержание на Кошайских глинах ~ 40−50%.

Основные методологические требования к диаграммам НКТ:

— диаграммы НКТ должны быть высокого качества;
— параметры регистрации диаграмм НКТ (скорость записи, стабильность работы канала НКТ, время интегрирования) должны обеспечивать статистическую достаточность характеристик пластов по эквивалентному водосодержанию по всему диапазону его значений;
— скорость регистрации диаграмм НКТ должна быть в соответствии со свойствами разреза и не должна превышать расчетную;
— масштаб регистрации НКТ 0,4 условной единицы на 1 см при соотношении последующих масштабов как 1:2:4:8, т. е. соответственно 0,8−1,6−3,2 усл.ед./см;
— диаграмма НКТ регистрируется зондом 50 см;
— запись диаграмм НКТ должна проводиться всегда одновременно с записью диаграммы ГК;
— замена НКТ на НГК допускается только в интервалах высоких температур при отсутствии термостойких детекторов тепловых нейтронов (масштаб регистрации НГК 0,1 усл. ед/см с соотношением последующих масштабов как 1:2:4, т. е. 0,2 и 0,4 усл. ед/см соответственно);
— в перспективных интервалах, наряду с записями НКТ в масштабе 1:500 параллельно ведутся записи НКТ в масштабе 1:200;
— при наличии аппаратуры СРК (и ее аналогов), позволяющей за один спуск-подъем регистрировать кривые двух (или более) зондов НКТ, необходимо проводить эти замеры, т. е. использовать возможности современных технических средств: этим будет повышена достоверность определения нейтронных характеристик среды и ее физических свойств (пористость, характер насыщения и др.).

Метод 2ННКт реализован в следующей аппаратуре:

— СРК;
— РКС (см. ГК).
2.3.11 Акустический каротаж (АК)

Акустический каротаж (регистрация кинематических и динамических параметров продольных и поперечных волн и их относительных параметров) относится к основным методам, проводится в открытом стволе во всех поисковых скважинах, перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разрезу, исключая кондуктор.

При наличии в разрезе газонасыщенных пластов акустический каротаж рекомендуется проводить в интервалах каждого стандартного каротажа, т. е. в условиях, когда зоны проникновения еще не достигают критических для АК значений.

Метод АК обеспечивает высокое вертикальное расчленение разреза (выделяются контрастные по кинематическим и по динамическим параметрам прослои 0,4−0,6м). На показания АК практически не влияют диаметр скважины, наличие и свойства глинистой корки, тип и характеристики промывочной жидкости, свойства вмещающих пород, температура в интервалах замеров, что переводит АК в разряд эффективных методов с минимальным числом поправок при определении пористости.

Акустический каротаж в комплексе методов общих исследований применяется при решении следующих задач:

— литостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения детальной литостратиграфической колонки;
— локальная и региональная корреляция по литологии физическим и фильтрационно-емкостным свойствам пород по всему исследованному разрезу с установлением однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза;
— предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности);
— предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов;
— предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК, ГВК, ГНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в пластовых условиях;
— предварительное выделение эффективных нефтегазонасыщенных толщин;
— контроль технического состояния ствола скважины (в открытом стволе и в колонне);
— качественное выделение пород с трещинной и кавернозной пористостью по динамическим параметрам, включая фазокорреляционные диаграммы (с привлечением ГК, НКТ, диаграмм электрических методов);
— предварительное выделение газонасыщенных участков (совместно с НКТ) в пластах с незначительным проникновением и высокими фильтрационно-емкостными свойствами, в том числе газожидкостных контактов (ГВК, ГНК);
— предварительное выделение хон разуплотнений, других деформаций различного генезиса, интервалов с изменениями эффективного давления (как разность горного и пластового давлений), в том числе участков с аномально высокими пластовыми и внутрипоровыми давлениями;
— совместно с ГК, НКТ выделение углей, зон интенсивной углефикации, карбонатных пород, пластов-реперов и опорных пластов.

Физические основы метода.

Акустический каротаж основан на возбуждении в жидкости, заполняющей скважину, импульса упругих колебаний и регистрации волн, прошедших через горные породы, на заданном расстоянии от излучателя в одной или нескольких точках на оси скважины. Возбуждение и регистрация упругих волн при АК осуществляется с помощью электроакустических преобразователей.

При воздействии на элементарный объем породы с помощью ультразвуковой волны (10−75 кГц) происходит деформация частиц породы и их перемещение. Во всех направлениях от точки приложения возбуждающей силы изменяется первоначальное состояние среды. Процесс последовательного распространения деформации называется упругой волной. Различают продольные и поперечные волны. Продольные волны связаны с деформациями объема твердой или жидкой среды, а поперечные с деформациями только твердой среды. Продольная волна представляет собой перемещение зон сжатия и растяжения вдоль луча, а поперечная — перемещение зон скольжения слоев относительно друг друга в направлении перпендикулярном лучу. Продольные волны распространяются в 1,5−10 раз быстрее поперечных.

Упругие свойства горных пород, а значит и скорости распространения упругих волн в них обусловлены их минеральным составом, пористостью и формой порового пространства и, таким образом, тесно связаны с литологическими и петрофизическими свойствами. Скорость распространения упругих волн в различных средах следующая: воздух — 300−500 м/с, метан — 430 м/с, нефть — 1300 м/с, вода пресная — 1470 м/с, вода минерализованная — 1600 м/с, глина — 1200−2500 м/с, песчаник плотный — 3000−6000 м/с, цемент — 3500 м/с, сталь — 5400 м/с. Кроме того, различные породы по разному ослабляют энергию наблюдаемой волны по мере удаления от источника возбуждения упругих волн. Чем выше газонасыщенность, глинистость, трещиноватость и кавернозность пород, тем больше затухание колебаний.

Для измерения скорости распространения упругих колебаний используется акустический зонд. В качестве основного используется трехэлементный зонд, состоящий из двух излучателей и приемника. Каждый из излучателей и приемник образуют двухэлементный зонд. Время пробега головной волны между дальним излучателем и приемником будет Т2, а между ближним излучателем и приемником Т1, в каждое из которых входит двойное время пробега волны по раствору. Таким образом, в разности (Т2-Т1) исключается двойное время пробега по раствору (влияние скважины) и (Т2-Т1) соответствует пробегу волны в интервале между излучателями (база зонда S) по прямой. Время (Т2-Т1), отнесенное к пробегу волны на расстояние в 1 м, называют интервальным временем Т (измеряется в мкс/м).

Оценка качества.

В незацементированной колонне отношение амплитуд А1/А2 должно находится в пределах 1−1,1. Отклонение от этого соотношения свидетельствует о неидентичности одноименных элементов зонда.

Интервальное время в свободной незацементированной колонне должно составлять 1835 мкс/м.

Погрешность измерений оценивают по результатам повторных замеров. При неизменных геолого-технических условиях разность показаний при первом и повторном замерах для каналов dТ и w не должно превышать удвоенной предельной погрешности аппаратуры, указываемой в ТО на нее (например для СПАК-6 dТ- 3%, w — 4 дб).

Пористость полученная по данным АК должна биться с данными других методов (ННКт, ГГКп). Проконтролировать изменение dТ с глубиной можно по палетке (см. рис. 12).

Рис. 12 Палетка акустического каротажа

Основные методологические требования к диаграммам АК:

— диаграммы должны быть высокого качества;
— параметры регистрации диаграмм АК (скорость записи, стабильность каналов) должны быть в соответствии со свойствами разреза и обеспечивать качество по всему диапазону изменений измеряемых параметров;
— кинематические параметры (Т1+Т2+T) должны регистрироваться одновременно, также как и динамические (A1+A2+lg A1/A2).
— Во всех выявленных или уже известных перспективных интервалах параллельно записи АК в масштабе глубин 1:500 проводятся записи тех же параметров в масштабе глубин 1:200.

Акустический каротаж реализован на следующей аппаратуре: СПАК-6.

СПАК-6.

Назначение.

Аппаратура акустического каротажа СПАК-6 предназначена для измерения и регистрации кинематических и динамических характеристик упругих волн в нефтяных и газовых скважинах.

Данные по аппаратуре.

Аппаратура обеспечивает исследование скважин диаметром от 140 до 400 мм с температурой до 115 ^оС, с гидростатическим давлением до 100 МПа, в водной промывочной жидкости.

Аппаратура эксплуатируется с трехжильным геофизическим кабелем типа КГ3−67−180 длиной до 5500 м.

Рис. 13. Схема СПАК-6

Формула зонда И₂ 0,4 И₁ 1,2 П. Схема прибора изображена на рис. 13.

Частота излучаемых колебаний — 25 кГц.

Передача информационного сигнала на наземный измерительный пульт осуществляется по первой и второй жилам кабеля. Передача напряжения частоты 400 Гц для питания скважинного прибора осуществляется по средней точке цепи, образованной первой и второй жилами кабеля, согласующим трансформатором скважинного прибора и броней кабеля. По третьей жиле и броне кабеля осуществляется передача в скважинный прибор пусковых импульсов и постоянного напряжения для управления переключателем усиления, а также передача синхроимпульсов скважинного прибора.

Диапазон измерений интервального времени Т от 140 до 600 мкс/м. Диапазон измерений декремента затухания не менее 30 дБ/м.

Сопротивление первой и сопротивление второй жилы кабеля по отношению к оплетке кабеля должны быть равны между собой и примерно соответствовать сопротивлению одной жилы на данной длине кабеля. Сопротивление первой жилы кабеля по отношению ко второй жиле должно быть равно сопротивлению двух жил кабеля. Сопротивление третьей жилы кабеля по отношению к корпусу должно быть порядка 3,5 кОм.

Габаритные размеры:

— длина — не более 3527 мм;
— диаметр без центраторов — не более 90,3 мм
— диаметр с центраторами в свободном состоянии — не более 500 мм;
— диаметр с центраторами при предельной деформации полозьев — не более 126 мм.

Масса без центраторов — 75 кг.

2.3.12. Инклинометрия

Измерение угла наклона ствола скважины и азимута наклона (инклинометрия) относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, одновременно со стандартным каротажем и в интервалах стандартного каротажа.

По ряду геологических, технологических причин проектируемые вертикальные и наклонно направленные скважины отклоняются от намеченного проектом направления. В искривленных скважинах обычно отмечаются следующие закономерности:

а) при очень пологом залегании пластов (угол падения до 8^о) не наблюдается каких-либо преимущественных направлений искривления;

б) при углах падения пластов в пределах 8−45^о преобладает направление отклонения от вертикали вверх по восстанию пластов; ствол скважины стремиться занять положение, перпендикулярное к плоскости напластования; векторы смещения забоев направлены в области сводов положительных структур;

в) при углах падения пластов более 60^о преобладают направления отклонения вниз по падению пластов; ось скважины стремиться занять положение, параллельное плоскостям напластования.

Положение оси скважины в пространстве на какой-либо глубине определяет зенитный угол — угол между вертикалью и касательной к оси скважины в данной точке и дирекционный угол — угол, отсчитываемый по ходу часовой стрелки между направлением на геологический север и касательной к горизонтальной проекции оси скважины. Направление касательной выбирается в сторону увеличения глубин скважины. Вместо дирекционного угла часто используют получаемый непосредственно при измерениях магнитный азимут искривления. Дирекционный угол отличается от магнитного азимута на величину D, т. е., где — угол сближения — угол между меридианами осевым и в данной точке D — магнитное склонение (восточное со знаком +, западное со знаком -).

Измерения поточечные, через 25 м, с 10% контрольных точек с перекрытием 3−5 точек по ранее исследованному интервалу.

При углах наклона свыше 10 градусов шаг измерений уменьшается до 10−15 м с увеличением контрольных замеров до 40−50%, обеспечивается высокое качество измерений угла и азимута наклона ствола скважины.

Инклинометрия реализуется на следующей аппаратуре: ИМММ.

ИМММ.

Назначение.

Магнитометрический многоточечный инклинометр ИМММ 73−120/60 предназначен для технологических измерений азимута и зенитного угла скважины.

Данные по аппаратуре.

Диапазон рабочих температур от -10 до 120^о С. Наибольшее гидростатическое давление 60 МПа.

Аппаратура эксплуатируется с трехжильным геофизическим кабелем типа КГ3−67−180 длиной до 5000 м.

Диапазон измерения азимута 0 — 360^о С, диапазон измерения угла 0 — 100^о С.

Пределы допускаемой основной погрешности:

— при измерении азимута в диапазоне зенитных углов от 3 до 100^о — 1^о;
— при измерении зенитного угла — ± 15'.

Ток питания прибора (200± 20) мА.

Диаметр прибора ИМММ — 73 мм.

Длина — 2710 мм.

Масса — 25 кг.

2.3.13 Плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГКп)

Метод ГГКп относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах детальных исследований, совместно с комплексом БКЗ.

ГГКп в комплексе методов ГИС имеет высокую геологическую эффективность и применяется для определения объемной плотности среды, пористости, литологического расчленения разреза, выделение пластов с аномально низкой объемной плотностью.

ГГКп решает следующие геофизические задачи:

— проводится детальное сплошное расчленение разреза по электронной плотности, которая тесно связана с объемной плотностью породы и эквивалентна ей после внесения поправок за эквивалентный номер и атомную массу породы;
— обеспечивается высокое вертикальное расчленение разреза (выделяются контрастные по объемной плотности прослои, начиная с мощности 0,4−0,6 м и больше);
— обеспечивается определение объемной плотности слоя породы толщиной 7−15 см вглубь пласта (с увеличением плотности среды глубинность ГГКп уменьшается, и наоборот).

ГГКп необходим для решения следующих геологических задач:

— литостратиграфическое расчленение разреза (в сочетании с комплексом ГИС);
— в неглинистых терригенных и карбонатных коллекторах определяется пористость (отдельно по ГГКп, или в сочетании с АК, НКТ) при промывочной жидкости любого состава;
— в глинистых терригенных и карбонатных коллекторах определяется пористость только по комплексу методов ГГКп, АК, НКТ, ГК, также при промывочной жидкости любого состава (пресная, минерализованная);
— оценка общей пористости в коллекторах со сложной структурой порового пространства с привлечением АК, НКТ, ГК;
— выделение газонасыщенных интервалов (в комплексе методов ГИС) в пластах без проникновения и с высокими фильтрационно-емкостными свойствами;
— выделение зон разуплотнений, других деформаций различного генезиса, интервалов с изменением эффективного давления (как разность горного и пластового давления), приводящего к разуплотнению пород, в том числе участков с аномально высокими пластовыми и внутрипоровыми давлениями;
— выделение углей, зон интенсивной углефикации, карбонатных пород, пластов-реперов, опорных пластов.

Физические основы метода.

Метод плотностного гамма-гамма каротажа основан на измерении интенсивности искусственного гамма-излучения, рассеянного породообразующими элементами в процессе их облучения потоком гамма-квантов.

Основными процессами взаимодействия гамма-квантов с породой являются фотоэлектрическое поглощение, комптоновское рассеяние и образование электронно-позитронных пар. В методах рассеянного гамма-излучения в основном имеют место фотоэлектрическое поглощение и комптоновское рассеяние гамма-квантов породой. В зависимости от энергии гамма-квантов и вещественного состава горной породы преобладает тот или иной процесс их взаимодействия.

При взаимодействии с горной породой жестких гамма-квантов с энергией больше 0,5 МэВ в начальный момент основную роль играет комптоновское рассеяние, в результате которого жесткое гамма-излучение, потеряв значительную часть своей энергии, переходит в мягкое гамма-излучение. В дальнейшем основную роль играет фотоэлектрическое поглощение гамма-квантов. Вероятность комптоновского рассеяния в конечном счете находится в прямо пропорциональной зависимости от плотности горной породы, а вероятность фотоэлектрического поглощения — от ее вещественного состава и особенно от содержания тяжелых элементов. Таким образом, если горную породу облучить гамма-квантами не ниже 0,5 МэВ и установить энергетический порог дискриминации, обрезающий мягкую компоненту, то по результатам измерений ГГКп можно установить плотность породы.

В качестве источника гамма-излучения обычно используется Cs¹³⁷ с энергией 0,66 МэВ, а мягкая компонента излучения поглощается экранами из свинца и кадмия. При проведении измерений детектор гамма-излучения располагается на определенном расстоянии от источника. Расстояние от источника до детектора выбирается таким, что при увеличении плотности горных пород, зарегистрированная интенсивность гамма-квантов уменьшается, т. е. зонд является заинверсионным. С целью уменьшения влияния скважинных условий на результаты ГГКп (диаметра скважины и слоя бурового раствора) применяют устройства, прижимающие зонд к стенке скважины стороной, на которой смонированы коллимационные окна для источника и детекторов. Наличие двух зондов ГГКп разной длины позволяет максимально снизить влияние глинистой корки на регистрируемую плотность горных пород.

Определенную погрешность в измерения ГГКп вносит естественная радиоактивность горных пород, поэтому при расчете плотности необходимо вносить поправку, основываясь на данных гамма-каротажа.

По данным плотностного каротажа можно рассчитать коэффициент пористости породы Кп (%), который связан с плотностью соотношением:

(9).

где — объемная плотность породы, кг/куб.м;

— плотность минерального скелета, кг/куб.м;
— плотность жидкости, заполняющей поровое пространство, кг/куб.м.

Оценка качества.

Качество материала ГГКп оценивается по следующим параметрам:

— допустимая абсолютная погрешность измерения плотности по результатам основной и контрольной записи не должна превышать 0,05 г/см³;
— разница значений плотности ПКУ до и после измерений по усредненным показаниям должна быть не более 0,03 г/см³;
— пористость, полученная по данным ГГКп должна биться с данными других методов (ННКт, АК). Пористость по данным ГГКп можно с достаточной точностью рассчитать по формуле:

(10).

где — объемная плотность породы, кг/куб.м;

Методические приемы, повышающие эффективность ГГКп, следующие:

— диаграммы должны быть только высокого качества;
— параметры регистрации диаграмм ГГКп (скорость записи, стабильность работы каналов ГГКп, масштабы регистрации, метрологические поверки и др.) должны обеспечивать высокое качество записей по всему диапазону значений плотности, который определяется техническими возможностями аппаратуры ГГКп;
— измерения следует проводить при минимальных толщинах глинистой корки;
— исключать влияния промывочной жидкости качественным прижатием прибора к стенке скважины;
— пористость определять с учетом возможных изменений минералогической плотности скелета породы, плотности флюида в порах того слоя пласта, который захватывается измерением радиальой характеристики аппаратуры ГГКп;
— во всех случаях определения Кп предпочтительнее проводить по комплексу методов (ГГКп, АК, НКТ, ГК и др.);
— при отсутствии проникновения в пласт, высоким газонасыщении ближней зоны по ГГКп с привлечением НКТ возможны выделения интервалов газонасыщения, которое занижает Кп по НКТ, завышает Кп по ГГКп и этот развал значений Кп должен использоваться как значащий признак газонасыщения.

Плотностной гамма-гамма-каротаж проводится аппаратурой СГП2.

СГП2.

Назначение.

Аппаратура СГП2 предназначена для измерения объемной плотности горных в скважинах диаметром от 160 до 320 мм.

Данные по аппаратуре.

Аппаратура эксплуатируется в комплекте со следующими изделиями:

— трехжильным кабелем типа КГ3−67−180 длиной до 7500 м;
— источником гамма-излучения Cs¹³⁷ активностью (1.280.33)10¹⁰ Бк, создающим на расстоянии 1 м мощность экспозиционной дозы (5.951.55)10^-9 А/кг.

Диапазон измерения объемной плотности горных пород от 1.7*10³ до 3.0*10³ кг/м³

Количество каналов -2: канал большого зонда (ГГКп бз) и канал малого зонда (ГГКп мз).

Диапазон рабочих температур скважинного прибора от — 10 до 200 ^оС, рабочее гидростатическое давление — до 120 МПа.

В качестве детекторов используются кристаллы NaI (Tl) размерами 2530 мм в канале малого и 25×40 мм в канале большого зондов ГГКп в комплекте с ФЭУ-74А (см рис. 14). Коллимационные окна заполнены капролоном. Для регулировки спектральной чувствительности измерительной установки в коллиматоре большого зонда установлен экран из свинца.

Рис. 14. Схема прибора для ГГК-П

Плотность рассчитывается по формуле:

(11).

Где.

— коэффициент; (12).

Iмз.эт, Iбз.эт. — значения средних частот следования импульсов по каналам малого и большого зондов, зарегистрированные на образце плотности с = 2,59 г/см³;

Iмз, Iбзтекущие значения средних частот следования импульсов по каналам малого и большого зондов, соответственно;

Сопротивление между 1 жилой и корпусом должно быть равно 3,3 кОм плюс сопротивление кабеля и при смене подключения щупов омметра — 4,3 кОм плюс сопротивление кабеля. Сопротивление между 2 жилой и корпусом и между 3 жилой и корпусом должно равняться сопротивлению кабеля плюс 60 Ом.

Ток питания электронного блока скважинного прибора постоянный, 14 010 мА, при напряжении на входе скважинного прибора не более 20 В.

Ток, потребляемый электродвигателем прижимного устройства, должен быть 0.60.05 А.

Импульсы на выходе скважинного прибора имеют амплитуду не менее 3 В и длительность 455 мкс, причем импульсы ГГКп имеют положительную полярность, а ГГКп бз — отрицательную.

Габаритные размеры аппаратуры:

— длина не более 3560 мм;
— максимальный диаметр не более 125 мм.

Масса скважинного прибора — не более 128 кг.

2.3.14 Микробоковой каротаж (МБК). Микрокавернометрия (МКВ)

Микробоковой каротаж (МБК).

МБК и МКВ относятся к основным исследованиям, проводятся во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах детальных исследований, совместно с комплексом БКЗ.

МБК и МКВ самостоятельно решают следующие геофизические задачи:

— определение УЭС ближней зоны пласта (промытой зоны) при толщине глинистой корки менее 10−15 мм с пропорциональным снижением УЭС по мере роста толщины глинистой корки;
— данные о диаметре ствола скважины с разрешением по вертикали 20−30 см.

МБК и МКВ необходимы при решении следующих геологических задач:

— ориентировачные сведения о Кп по УЭС промытой зоны неглинистых терригенных коллекторов;
— ориетировачные данные о коэффициенте остаточного нефтенасыщения по УЭС промытой зоны (с подтверждением по лабораторным анализам керна);
— получение прямых качественных признаков на выделение коллекторов по МКВ (наличие или отсутствие глинистой корки);
— получение прямых качественных признаков на выделение коллекторов по МБК с разрешением по вертикали 20−30 см (совместно с БК); определение эффективной мощности коллектора по разнице значений УЭС нормированных диаграмм БК и МБК с разрешением по вертикали от 0,4−0,6 м и выше;
— выделение плотных непроницаемых прослоев, в том числе в среде коллекторов;
— выделение размываемых глин-покрышек, дающих значительные каверны;
— выделение зон частого чередования участков разреза тонкослоистого строения с ухудшенными коллекторными свойствами, зонами глинизации или представленные неколлекторами.

Физические основы метода.

Сущность МБК заключается в измерении удельного сопротивления прискважинной части пласта (промытой зоны) при помощи трехэлектродной установки, состоящей из центрального электрода А₀, окружающего его измерительного электрода N и экранного электрода А_Э (см. рис. 15.).

Рис. 15. Схема установки МБК

Электроды А₀ и А_Э имеют одинаковые потенциалы, благодаря чему ток электрода А₀ распространяется перпендикулярно к поверхности зонда и стенке скважины, расходящегося в породах на расстояние 8−10 см (радиус исследования) от поверхности «башмака». Такая конструкция зонда существенно уменьшает искажающее влияние бурового раствора и глинистой корки и позволяет более точно в отличие от обычного микрозондирования определить кажущееся сопротивление промытой зоны. Можно считать, что глинистая корка толщиной менее 1.5 см практически не оказывает влияния на результат измерений.

Оценка качества.

— допустимая погрешность измерений МБК, определяемая по данным контрольной записи — не более 10%;
— расхождение стандарт-сигналов, фиксируемых в начале и конце замера — до 5%;
— показания МБК против плотных глин примерно на 20% выше показаний бокового каротажа;
— расхождение показаний МБК в больших кавернах от данных МКЗ и от удельного сопротивления бурового раствора не более 20% (см. рис. 16.);

Рис. 16. Пример записи диаграммы МБК

МБК проводится следующей аппаратурой:

— МК-УЦ;
— МК-М.

МК-УЦ, МК-М.

Назначение.

Приборы МК-УЦ, МК-М предназначены для проведения геофизических исследований нефтяных и газовых скважин методами микрозондирования (МКЗ), бокового микрокаротажа (МБК) и измерения диаметра скважины (МКВ).

Данные по аппаратуре.

Аппаратура рассчитана на работу в скважине, заполненной водной промывочной жидкостью, диаметром от 190 до 400 мм с температурой в интервале исследований от 5 до 120 °C, гидростатическим давлением до 100 МПа.

Регистрация данных микропотенциалзондом A0,05M (шифр параметра MNOR), микроградиентзондом A0,025M0,025N (шифр параметра MINV), трехэлектродным зондом микробокового каротажа (шифр параметра MLL3) и микрокаверномером (шифр параметра MCAL) производится в одном цикле измерений.

Диапазоны измерений кажущегося удельного электрического сопротивления горных пород микропотенциали микроградиентзондами от 0,1 до 50 Омм. Диапазон измерений кажущегося удельного электрического сопротивления зондом МБК — от 0,5 до 800 Омм с разбивкой на два диапазона от 0,5 до 100 Омм и от 100 до 800 Омм. Диапазон измерений диаметра раскрытия рычагов (диаметра скважины) от 180 до 400 мм.

Питание прибора осуществляется от источника постоянного электрического тока (160 +20/-10)мА.

Номинальный ток двигателя прижимного устройства МК-УЦ — не более 0,5 А. При этом значение пускового тока должно быть 1 А.

Время полного раскрытия (закрытия) рычагов МК-УЦ не более 30 секунд.

Если при раскрытии или закрытии рычажной системы скважинного прибора произошла непредвиденная остановка, в результате чего рычажная система заняла какое-то промежуточное положение, продолжать движение рычагов в нужном направлении можно только после реверсирования привода в течение 5−10 секунд.

Опускать скважинный прибор можно только с закрытой рычажной системой.

Сопротивления между 1 жилой и ОК должно быть около 400 Ом или бесконечность в зависимости от подключения концов комбинированного прибора. Между 2 жилой и ОК должно быть около 10 кОм, между 3 жилой и ОК — бесконечность.

Сопротивление изоляции зондов МКЗ и МБК можно проверить при отсоединенном электронном блоке. Сопротивление изоляции должно составлять не менее:

между А₀ и корпусом — 20 МОм;

N и корпусом — 20 МОм;

А₀ и N — 20 МОм;

N и А_Э — 20 МОм;

А _Э и корпусом — 5 МОм;

Калибровка цепей измерения МК, МБК и МКВ обеспечивается с помощью режимов «Нуль-сигнал» и «Стандарт-сигнал». Значения калибровочных параметров приведены в таблице № 10:

Таблица № 10. Значения калибровочных параметров.


№ канала.	Шифр параметра.	0-сигнал (код).	0-сигнал (физ.ед).	стандарт-сигнал (код).	стандарт-сигнал (физ.ед.).
	GZ1 чувст.	0−4.	0 Омм.	800±16.	40 Омм.
	GZ1 грубый.	0−4.	0 Омм.	160±4.	40 Омм.
	GZ2 чувст.	0−4.	0 Омм.	800±16.	40 Омм.
	GZ2 грубый.	0−4.	0 Омм.	32±1.	40 Омм.
	GZ3 чувст.	0−4.	0 Омм.	800±16.	40 Омм.
	GZ3 грубый.	0−4.	0 Омм.	32±1.	40 Омм.


№ канала.	Шифр параметра.	0-сигнал (код).	0-сигнал (физ.ед).	стандарт-сигнал (код).	стандарт-сигнал (физ.ед.).
	MINV.	0−4.	0 Омм.	1600−1900.	25 Омм.
	MNOR.	0−4.	0 Омм.	1600−1900.	25 Омм.
	MLL3 чувст.	0−4.	0 Омм.	3400−3600.	100 Омм.
	MLL3 груб.	0−4.	0 Омм.	340−360.	100 Омм.
	MCAL.	1300−1800.	150 мм.	2200−2500.

Габаритные размеры:

МК-УЦ.

— диаметр прибора 130 мм;
— длина прибора 4,66 м;
— масса прибора 145 кг.

МК-М.

— диаметр прибора 140 мм;
— длина прибора 4,45 м;
— масса прибора 115 кг.

Микрокавернометрия (МКВ).

Физические основы метода.

Данные микрокаверномера служат для определения толщины глинистой корки. МКВ обычно проводится вместе с другими микрометодами. Датчик микрокаверномера содержит реохорд, движок которого механически связан с рычагами «башмаков» микроустановок. По их отклонению определяется диаметр скважины.

Оценка качества.

— расхождение стандарт-сигналов, фиксируемых в начале и конце замера — до 5%;
— отличие показаний микрокаверномера в колонне от ее номинального диаметра не более 0.5 см;
— кривая МКВ должна повторять запись кавернометрии, при этом интервал глинистой корки выделяется более детально.

МКВ проводится следующей аппаратурой:

— МК-УЦ;
— МК-М (см. МБК).
2.3.15 Микрозондирование (МКЗ)

МКЗ относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах детальных исследований, совместно с комплексом БКЗ.

МКЗ самостоятельно решает следующие геофизические задачи:

— определение УЭС промывочной жидкости (по интервалам каверн) как подтверждающая информация при интерпретации комплекса БКЗ;
— определение кажущегося сопротивления исследуемой среды каждой установкой в объеме всего радиуса исследования в диапазоне значений до 200 Ом.м.

МКЗ применим при решении следующих геологических задач:

— при наличии глинистой корки и радиального градиента сопротивлений положительными приращениями на диаграммах МКЗ выделяются коллекторы с межгранулярной средней и высокой пористостью, при условии, что сопротивления, измеряемые микрозондами, превышают не более чем в 5 раз значения УЭС промывочной жидкости; положительные приращения на диаграммах относятся к прямым качественным признакам проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласты и подтверждают движение флюида в пласты, образование глинистых корок и радиальных градиентов сопротивлений;
— определение эффективной мощности коллекторов с достоверным выделением отдельных проницаемых прослоев толщиной от 0,4 м и выше, при разрешающей способности МКЗ 02 см;
— выделение плотных непроницаемых прослоев, в том числе в среде коллекторов;
— выделение размываемых глин-покрышек, дающих значительные каверны;
— выделение зон частого чередования участков разреза тонкослоистого строения с ухудшенными коллекторными свойствами, зонами глинизации или представленные неколлекторами;
— при незначительном проникновении или его отсутствии по данным МКЗ возможно разделение газонасыщенных и водонасыщенных участков пласта (например, сеноманские массивные залежи газа севера Тюменской области);
— данные МКЗ используются при привязке керна к глубине;
— данные МКЗ используются как вспомогательный материал при детальных литостратиграфических расчленениях и других геологических построениях, при детальном изучении строения и свойств объекта.

Физические основы метода.

Метод микрозондирования заключается в детальном исследовании кажущегося сопротивления прискважинной части разреза зондами очень малой длины. В качестве зондовой установки служит резиновый «башмак», на котором установлены три точечных электрода на расстоянии 2.5 см друг от друга. Они образуют два зонда: микроградиентзонд (МГЗ) A0.025M0.025N и микропотенциалзонд (МПЗ) A0.05M, у которого электродом N служит корпус прибора (см. рис. 17).

Рис. 17. Схема зондовой установки МКЗ

Радиус исследования МГЗ приблизительно равен 3−5 см, а глубина исследования МПЗ в 2.0−2.5 раза больше, т. е. составляет 10−12см. Поскольку радиус исследования МГЗ меньше, чем МПЗ, то на его показания оказывают большее влияние промывочная жидкость и глинистая корка, а на показания МПЗ — промытая зона скважины. Т.к. в наших условиях удельное сопротивление промытой зоны больше сопротивления глинистой корки, то против коллекторов показания МПЗ превышают показания МГЗ, т. е. пласты-коллекторы характеризуются положительными приращениями кажущегося сопротивления.

Оценка качества.

Качество материала микрометодов контролируется по следующим признакам:

— допустимая погрешность измерений МКЗ, определяемая по данным контрольной записи — не более 10%;
— расхождение стандарт-сигналов, фиксируемых в начале и конце замера — до 5%;
— расхождение показаний МПЗ и МГЗ против плотных глин не более 30% (значение кажущегося сопротивления против таких глин составляет примерно 8−10 Ом*м);
— расхождение показаний МПЗ, МГЗ в больших кавернах друг от друга и от удельного сопротивления бурового раствора не более 20% (см. рис. 18.);

Рис. 18. Пример записи диаграммы МКЗ

Пример зарегистрированных данных аппаратурой МК приведен на рис. 19.

Рис. 19. Пример записи диаграммы МКЗ

Таким образом, при оперативной оценке качества МК основным критерием качественного материала является: превышение показаний МПЗ над показаниями МГЗ против пластов-коллекторов и близкие показания в кавернах.

Методические приемы, повышающие геологическую эффективность МКЗ:

— диаграммы должны быть высокого качества;
— обязательной является одновременная запись кривых обоих микрозондов;
— в каждом разведочном районе по результатам испытания объектов должны быть уточнены верхние пределы абсолютных значений сопротивлений на диаграммах микрозондов, чтобы положительные приращения между ними могли использоваться как прямой качественный признак проникновения и коллектора;
— измерения микрозондами необходимо проводить в условиях наиболее вероятного наличия глинистых корок;
— масштаб кривых 1:1 обоих микрозондов должен быть 2,5 Ом. м/см при соотношении вспомогательных кривых как 1:2:5, т. е. 5 и 12,5 Ом. м/см соответственно;
— при УЭС промывочной жидкости менее 0,2 Ом. м на показаниях МКЗ резко уменьшается дефференциация и положительные приращения могут отсутствовать.

Микрозондирование производится следующей аппаратурой:

— МК-УЦ;
— МК-М (см. МБК).
2.3.16 Термометрия

Измерение истинной температуры пород в их естественном залегании, при установившемся температурном режиме по всему разрезу скважины предназначается для определения геотермического градиента и геотермической ступени, относится к основным исследованиям, проводится в двух-трех поисковых скважинах на каждой разведочной площади, в колонне, после выстойки обсаженной скважины в состоянии покоя не менее 30 суток.

В разведочных скважинах термометрия относится к дополнительным методам и проводится при значительных вариациях геотермического градиента по территории месторождения, например, из-за блокового строения разреза.

Диаграмма геотермического градиента регистрируется в масштабе 0,25^оС/см с соотношением последующих масштабов как 1:2.

Измерения проводятся сверху-вниз и запись повторяется при подъеме электротермометра снизу-вверх.

Измерения истинной температуры промывочной жидкости при неустановившемся тепловом режиме дают информацию о температурном состоянии ствола скважины в процессе проведения ГИС и проводятся по совместному решению геологических и геофизических служб.

2.3.17 ОЦК электротермометром

Отбивка цементного кольца электротермометром относится к основным исследованиям, проводится в каждой обсаженной поисковой и разведочной скважине, колонне, по всему разрезу.

Определяется положение высоты подъема цемента и качество цементирования обсадной колонны.

Измерение проводится не позднее 36 часов после цементирования колонны.

Масштаб регистрации диаграмм ОЦК 0,5^оС/см с соотношением последующих масштабов как 1:2:4.

Измерения проводятся сверху-вниз и запись повторяется при подъеме электротермометра снизу-вверх.

2.3.18 Акустическая цементометрия

Акустическая цементометрия (АКЦ) относится к основным исследованиям, проводится в каждой поисковой и разведочной скважине, в колонне, по всему разрезу.

Определяется наличие цемента и характер его сцепления с колонной и породой.

Измерения проводятся совместно с ОЦК электротермометром.

Измерения дублируются контрольным перекрытием по всему расчетному интервалу цементирования.

Оптимальное время проведения АКЦ устанавливается геологической и геофизической службами для типовых конструкций скважин, глубин, технологий цементажа и свойств цемента. АКЦ рекомендуется повторять непосредственно перед перфорацией каждого объекта.

Акустическая цементометрия производиться при помощи аппаратуры АКЦ-М.

АКЦ-М.

Назначение.

Аппаратура акустического контроля качества цементирования АКЦ-М предназначена для контроля качества цементирования обсаженных скважин.

Данные по аппаратуре.

Аппаратура обеспечивает исследование скважин с обсадными колоннами диаметром от 130 до 350 мм с температурой до 120^оС, с гидростатическим давлением до 80 МПа.

Аппаратура эксплуатируется с трехжильным геофизическим кабелем типа КГ3−67−180 длиной до 6500 м.

Прибор содержит магнитострикционный излучатель (И) и пьезокерамический приемник (П). Формула зонда И 2,5 П. Схема прибора изображена на рисунке 20.

Прибор в комплексе со станцией обеспечивает регистрацию следующих параметров акустического сигнала, характеризующих качество цементирования скважин:

Рис. 20. Схема прибора АКЦ-М

— времени распространения сигнала по породе — Тп (шифр TP);
— амплитуды сигнала, распространяющегося по породе — Ап (шифр AP);
— амплитуды сигнала, распространяющегося по колонне — Ак (шифр AK).

Диапазон регистрации параметра Тп от 350 до 1600 мкс, динамический диапазон регистрации параметров Ап и Ак — 36 дБ.

Питание скважинного прибора осуществляется через трансформатор от источника переменного тока напряжением 220 В, частотой 50 Гц.

Диаметр прибора без центраторов — не более 73 мм ;

Длина прибора — не более 4000 мм ;

Масса прибора — не более 90 кг.

2.3.19 Гамма-гамма цементометрия (ГГК-Ц)

Контроль качества цементирования методом гамма-гамма цементометрии (ГГК-Ц) относится к дополнительным методам, проводится в колонне, в тех поисковых и разведочных обсаженных скважинах, где по данным ОЦК-АКЦ не может быть однозначно решен вопрос качества цементирования (наличие слабозацементированных интервалов, наличие разрывов сплошости цемента и другие особенности, обусловленные изменениями объемной плотности цементного камня в затрубном пространстве).

Определяется наличие или отсутствие цемента по разнице объемных плотностей затрубных сред.

Масштабы регистрации для диаграмм ГГК-Ц (толщиномер, селективный и интегральный счет) определяются по районам работ с учетом конкретных конструкций скважин и обсадных колонн.

Обеспечивается высокое качество измерений кривых ГГК-Ц для достоверного разделения зацементированных и незацементированных интервалов по всему диапазону изменения объемных плотностей сред в затрубье. Диаграммы ГГК-Ц низкого качества не решают задачу разделения затрубных сред по объемной плотности и могут внести ложную информацию в наборы методов контроля цементожа.

Время проведения ГГК-Ц после цементирования не лимитируется.

Измерения методом ГГК-Ц дублируются перекрытием по всему интервалу цементирования.

Метод ГГК-Ц реализован на аппаратуре ЦМ8/10 и СГДТ-НВ.

ЦМ-8/10.

Назначение.

Прибор ЦМ-8/10 предназначен для определения качества цементирования нефтяных и газовых скважин методом рассеянного гамма-излучения.

Данные по аппаратуре.

Скважинный прибор обеспечивает проведение измерений в скважинах, обсаженных колонной диаметром 219−273 мм, при значениях температуры окружающей среды от -10 до 70 ° С и гидростатического давления 30 МПа.

Аппаратура эксплуатируется в комплекте со следующими изделиями:

— трехжильным кабелем типа КГ3−67−180 длиной до 1500 м;
— источником гамма-излучения Сs¹³⁷ активностью (1.28± 0.33)? 10¹⁰ Бк, создающим на расстоянии 1 м мощность экспозиционной дозы (5.95± 1.55)* 10^-9 А/кг.

Четыре используемых детектора гамма-излучения расположены по периметру прибора в экране, изготовленном из свинца и стали. В качестве одного детектора используются три газоразрядных счетчика ВС-8.

Схема прибора ЦМ-8/10 приведена на рис. 21.

Рис. 21. Схема прибора ЦМ-8/10

Питание скважинного прибора осуществляется постоянным электрическим током 140 мА.

Данные с четырех детекторов передаются по двум жилам кабеля в виде разнополярных импульсов. Амплитуда выходных импульсов каналов скважинного прибора не менее 3 В, длительность выходных импульсов — 60 мкс.

Длина скважинного прибора — 1.55 м;

Диаметр скважинного прибора — 175 мм;

Диаметр скважинного прибора с вытеснителем — 230 мм;

Масса скважинного прибора — 90 кг;

Масса скважинного прибора с вытеснителем — 116 кг.

СГДТ-НВ Прибор СГДТ-НВ предназначен для контроля качества цементирования и технического состояния обсадных колонн нефтяных и газовых скважин методом рассеянного гамма-излучения, а также «привязки» результатов измерений и муфт обсадной колонны к геологическому разрезу скважин.

Данные по аппаратуре.

Скважинный прибор обеспечивает проведение измерений в скважинах обсаженных колонной с внешним диаметром 146−168 мм (до 194 мм с вытеснителем), с углом наклона до 50^о при значениях температуры окружающей среды от -10 до 120 ^о С и гидростатического давления 60 МПа.

Аппаратура эксплуатируется в комплекте со следующими изделиями:

— трехжильным кабелем типа КГ3−67−180 длиной до 3500 м;
— источником гамма-излучения Сs¹³⁷ активностью (1.28 0.33)*10¹⁰ Бк, создающим на расстоянии 1 м мощность экспозиционной дозы (5.95 1.55)*10^-9 А/кг.

Прибор регистрирует рассеянное гамма-излучение по периметру и стволу скважины. Конструкция зондов (длина и углы коллимации) обеспечивает работу одного из них в области плотностной инверсии (зонд малой длины), а второго — в режиме плотностного каротажа (зонд большой длины). Интенсивность рассеянного гамма излучения, регистрируемого с помощью зонда малой длины, определяется средней по периметру толщиной стенки обсадной колонны, а интенсивность рассеянного гамма-излучения, регистрируемого с помощью зонда большой длины, определяется, в основном, объемной плотностью вещества в затрубном пространстве, что дает возможность определять толщину стенки обсадной колонны, наличие и состояние цементного кольца за колонной, имеющего большую объемную плотность по сравнению с буровым раствором. Прибор, регистрируя рассеянное гамма-излучение пород, позволяет за один спуско-подъем производить запись пяти диаграмм:

— толщинограммы (шифр TOL) — кривой значений средней по периметру толщины стенки обсадной колонны и отметок муфтовых соединений;
— интегральной цементограммы (шифр INT) — кривой, несущей информацию о средней плотности вещества в затрубном пространстве;
— двух селективных цементограмм, смещенных на 180^о по периметру скважины (шифр SEL1, SEL2) — кривых, несущих информацию об относительных изменениях плотности вещества в затрубном пространстве;
— диаграммы гамма-каротажа (шифр GR).

Диапазоны измерения:

— толщины стенки скважины — от 5 до 12 мм;
— плотности вещества в затрубном пространстве от 1 до 2 г/см³.

Ток питания скважинного прибора (15 015) мА.

Длительность выходных импульсов (4012) мкс, амплитуда не менее 3,5 В.

1 жила кабеля прозванивается с броней кабеля в одном направлении (в направлении тока), 2 и 3 жилы имеют сопротивление относительно брони — 1 МОм.

В качестве детектора гамма-излучения в канале ГК используется кристалл NaI (Tl) размером 3040 мм с ФЭУ-74 А, в каналах плотномера и толщиномера — кристаллы NaI (Tl) размером 1640 мм с ФЭУ-102.

Длина измерительных зондов:

— канала плотномера (420 10) мм;
— канала толщиномера (2105) мм.

Расстояние между центром детектора канала ГК и источником гамма-излучения не менее 1040 мм.

Схема прибора приведена на рис. 22.:

Рис. 22. Схема прибора СГДТ-НВ

Диаметр прибора (без вытеснителя) — 110 мм;

Длина прибора — 2500 мм;

Масса прибора — 95 кг.

2.3.20 Комплексная аппаратура МЕГА

МЕГА-Э.

Назначение.

Аппаратура электрического каротажа комплексная МЕГА-Э предназначена для исследования нефтяных и газовых скважин методами бокового каротажного зондирования (БКЗ), трехэлектродного бокового каротажа (БК), измерения потенциалов самопроизвольной самополяризации (ПС), резистивиметрии скважин, микрозондирования, измерения мощности экспозиционной дозы естественного гамма-излучения горных пород методом гамма-каротажа, измерения кажущейся электрической проводимостиметодом индукционного каротажа, а также измерения диаметра скважин.

В состав комплекса МЕГА-Э входят:

— прибор электрического каротажа ЭК-М;
— прибор гамма-каротажа ГК-М;
— прибор индукционного каротажа ИК-М;
— профилемер КП-М;
— прибор для исследования скважин методами микрозондирования МК-М.

Данные по аппаратуре.

ЭК-М.

Прибор рассчитан на работу в комплексе с 3-х жильным каротажным кабелем КГ-3−60−180−1 длиной до 6000 м и компьютеризованной каротажной станцией МЕГА в скважинах диаметром от 150 до 400 мм в водной промывочной жидкости с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению: NaOH — от 10 до 20%, нефти — до 5 — 10%, при наибольшем значении температуры окружающей среды 120С и наибольшем гидростатическом давлении 80 МПа.

Прибор может работать как в одиночном режиме, так и в составе с другими приборами комплекса (ИК-М, ГК-М, КП-М).

Измерения БКЗ и БК проводятся в разных циклах. ПС регистрируется только в аналоговой форме.

ЭК-М обеспечивает измерение кажущихся удельных сопротивлений горных пород в режиме «БКЗ» зондовыми установками:

А8,0M1,0N (шифр параметра GZ5);

A4,0M0,5N (шифр параметра GZ4);

A2,0M0,5N (шифр параметра GZ3);

N0,5M2,0A (шифр параметра OGZ);

A1,0M0,1N (шифр параметра GZ2);

в общем диапазоне от 0,2 до 5000 Омм с разбивкой на два диапазона в процессе измерения: от 0,2 до 100 Омм (чувствительный канал) и от 100 до 5000 Омм (грубый канал);

зондовыми установками.

A0,5M6,0N (шифр параметра PZ);

A0,4M0,1N (шифр параметра GZ1);

в общем диапазоне от 0.2 до 2000 Омм с разбивкой на два диапазона в процессе измерения: от 0,2 до 100 Омм (чувствительный канал) и от 100 до 2000 Омм (грубый канал);

измерение удельного сопротивления водной промывочной жидкости (шифр параметра RB) резистивиметром — в диапазоне от 0.2 до 20 Омм.

Прибор обеспечивает измерение кажущихся удельных сопротивлений горных пород трехэлектродным зондом БК путем раздельного измерения потенциала экранного электрода (LLU) и силы электрического тока центрального электрода (LLI) в общем диапазоне от 0.5 до 20 000 Омм, при этом диапазон измеряемых значений потенциала экранного электрода от 0.05 до 0.4 В (чувствительный канал) и от 0.4 до 10 В (грубый канал), а силы электрического тока центрального электрода от 0.05 до 1.5 мА (чувствительный канал) и от 1.5 до 46 мА (грубый канал).

Формула для расчета p_k по БК:

p_k= K (LLU/LLI); (13).

где K — коэффициент зонда. Для ЭК-М K=190.

ЭК-М обеспечивает совместно с БКЗ измерение и выдачу в аналоговой форме сигнала потенциала самопроизвольной поляризации (шифр параметра SP), при этом сопротивление цепи прохождения сигнала ПС в аппаратуре не более 500 Ом.

Питание скважинного прибора и токовых электродов осуществляется от наземного источника питания силой тока (5005)мА частоты 400 Гц.

Калибровка каналов БКЗ, БК обеспечивается с помощью режимов «Ноль-сигнал» и «Стандарт-сигнал».

Питание на скважинный прибор подается при полном погружении его в раствор.

Время установления рабочего режима прибора не более 15 минут с момента его включения.

При автономном использовании прибора ЭК-М вторая и третья жилы кабеля при прозванивании дают разрыв (жилы проходные), а первая жила по отношению к ОК при смене измерительных концов тестера показывает различное сопротивление (сопротивление жилы кабеля плюс 70 Ом или сопротивление жилы кабеля плюс 500 Ом).

При работе в составе комплекса с КП-М сопротивление второй и третьей жил кабеля равно между собой (сопротивление жилы плюс 50 Ом) и при смене полярности не меняется, а сопротивление первой жилы при смене измерительных концов меняет по отношению к ОК сопротивление (сопротивление жилы плюс 500 Ом или только сопротивление жилы).

Правильность подключения второй и третьей жил проверяется по раскрытию каверномера: если при раскрытии лампочка блокировки не гаснет, то следует поменять вторую и третью жилы местами; при автономной работе при неправильном подключении второй и третьей жил прибор не отвечает на запросы наземного устройства.

Инициирование передачи прибором измерительной информации осуществляется наземным оборудованием при передаче в прибор командного слова.

Командные и информационные сигналы передаются в виде кодоимпульсных посылок в формате принятом для микросхемы 588ВГ6 (двоичный, 16-ти разрядный, типа МАНЧЕСТЕР-2) по «фантомной» схеме.

Включение прибора и коммутация режимов его работы производится с помощью реле в следующей последовательности. При подаче постоянного напряжения питания по первой жиле кабеля происходит подключение блока Телеметрической Линии Связи (ТЛС) ко второй и третьей жилам кабеля. Тем самым обеспечивается прием командной и передача измерительной информации, а также подача от наземного устройства напряжения питания частоты 400 Гц на силовые трансформаторы. Начинает работать блок питания, с которого снимается напряжение 28 В. Через 3 секунды снимается постоянное питание с первой жилы кабеля от наземного источника, к первой жиле подключается электрод ПС зонда БКЗ или электрод ПС прибора ИК-М, одновременно подается напряжение 28 В с внутреннего блока питания на приборы ИК-М, ГК-М, КП-М.

При автономном использовании прибора ЭК-М применяется специальная пробка (заглушка) с нагрузочным сопротивлением, обеспечивающая нагрузку стабилизатора напряжения 28 В вместо остальных приборов комплекса.

Контроль питания 500 мА 400 Гц на скважинном приборе осуществляется по измерительному каналу UM1, соответствующее значение определяется в процессе настройки прибора в ГМЛ и выдается вместе с калибровками на прибор.

Режимы работы прибора задаются с наземного устройства управления.

В режиме БКЗ ток питания протекает через токовый электрод зонда БКЗ и исследуемую горную породу на ОК. При этом с измерительных электродов зонда БКЗ снимаются напряжения частоты 400 Гц, пропорциональные сопротивлениям исследуемых пород.

В режиме БК цепь тока замыкается на корпус прибора, который конструктивно состоит из трех электродов: верхнего и нижнего экранных и центрального. С электродов цепь тока питания через исследуемую породу замыкается на ОК. Токи экранных электродов выполняют роль фокусирующих для центрального, что обеспечивает глубокое проникновение тока центрального электрода в исследуемую породу.

В режиме «КОНТРОЛЬ» цепь тока питания прибора замыкается непосредственно на оплетку кабеля. Данный режим используется в лабораторных условиях для проверки прибора либо для записи ИК или профилемера в составе сборки до устья.

ИК-М.

Прибор скважинный индукционного каротажа ИК-М входит в состав аппаратурного комплекса МЕГА-Э и предназначен для проведения исследований методом индукционного каротажа зондовой установкой 6Ф1 в открытом стволе нефтяных и газовых скважин диаметром от 150 до 400 мм, заполненных водной промывочной жидкостью, при максимальных значениях температуры окружающей среды 120 и гидростатического давления 80 МПа.

Прибор рассчитан на работу в комплексе с компьютеризированной станцией МЕГА и геофизическим грузонесущим кабелем КГ3−60−180−1, длиной до 5600 м.

Прибор может работать как в одиночном режиме так и в составе комплекса МЕГА-Э.

Диапазон измерений кажущейся удельнойелектрической проводимости горных пород зондовой установкой 6Ф1 от 10 до 1500 мСм/м.

Калибровка канала ИК обеспечивается с помощью режимов «Ноль-сигнал» и «Стандарт-сигнал».

Величина напряжения электрического тока питания на головке прибора (302) В. Сила электрического тока питания, потребляемого прибором от источника, не более 160 мА.

Диапазон рабочих температур от -10 до + 120С.

Время установления рабочего режима прибора не более 15 минут с момента его включения.

Прибор связан с наземным комплексом трехжильным грузонесущим кабелем, по первой жиле и оплетке которого осуществляется электрическое питание прибора постоянным электрическим током. По второй и третьей жилам кабеля осуществляется прием команд и передача измерительной информации.

Сопротивление первой жилы кабеля при подключенном приборе относительно оплетки в положительной полярности должно быть примерно равно 2 кОм (в цепи прозвонки есть диод). Сопротивление второй и третьей жил относительно друг друга и оплетки бесконечно большое пока не включено питание прибора. При включенном питании сопротивление цепи жил второй и третьей между собой равно удвоенному сопротивлению кабеля, на оплетку — бесконечно большое сопротивление.

ГК-М.

Модуль ГК-М предназначен для работы, как в составе комплекса программно-управляемых скважинных модулей МЕГА-Э, так и в автономном режиме, при исследованиях скважин диаметром 110 мм и более на месторождениях нефти и газа методами гамма-каротажа.

Прибор обеспечивает проведение измерений в скважинах, заполненных водной промывочной жидкостью с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH — 20%, нефти — до 10% и водородным показателем (pH) от 7 до 10, при верхнем значении температуры 120С и гидростатического давления 80 Мпа с использованием грузонесущего геофизического трехжильного бронированого кабеля марки КГ3−60−180−1 длиной до 6000 м.

Прибор ГК-М эксплуатируется с программно-управляемой каротажной лабораторией МЕГА и обеспечивает измерение мощности экспозиционной дозы (МЭД) естественного гамма-излучения горных пород.

Диапазон измерения МЭД обеспечиваемый прибором, — от 1410^-14 до 1810^-12 А/кг.

Чувствительность ГК-М по гамма-излучению источника радий-226 в точке 0.6 верхнего значения диапазона, указанного выше, -не менее 2.010¹⁴ кг/(Ас) (870 имп/мин на 1 мкр/час).

Величина напряжения электрического тока питания на головке прибора (302) В. Сила электрического тока питания, потребляемого прибором от источника, не более 120 мА.

Диапазон рабочих температур от -10 до + 120С.

Время установления рабочего режима прибора не более 30 минут с момента его включения.

Принцип измерения МЭД, реализованный в приборе ГК-М, основан на преобразовании регистрируемых сцинтилляционным блоком детектирования гамма-квантов, обусловленных естественной радиоактивностью горных пород, ыв электрические сигналы, средняя частота следования которых связана с МЭД гамма-излучения (Р, А/кг) функциональной зависимостью:

N = P S, (14).

где N — средняя частота следования импульсов, с^-1 ;

S — чувствительность прибора, кг/(А с).

В результате, измерение МЭД гамма-излучения сводится к определению чувствительности (коэффициента преобразования), являющейся величиной постоянной для данного экземпляра прибора, и измерения средней частоты следования его выходных импульсов в процессе каротажа.

Комплекс скважинных приборов радиоактивного и акустического каротажа МЕГА-Р.

Комплекс МЕГА-Р предназначен для проведения исследований в обсаженных и необсаженных скважинах нефтяных и газовых месторождений методами радиоактивного и акустического каротажа за один спуско — подъем.

Комплекс МЕГА-Р работает с цифровой программно-управляемой станцией МЕГА или любой другой станцией, адаптированной для работы с приборами комплекса.

Базовый комплекс состоит из следующих модулей (приборов):

ГК/Мн/ЛМ-М — модуль гамма-каротажа с датчиком давления и локатором муфт, обеспечивающий измерение мощности экспозиционной дозы естественного гамма-излучения горных пород и гидростатического давления в скважине, а также локацию муфтовых соединений обсадной колонны и выделение интервалов перфорации;

2ННК-М — модуль двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа, обеспечивающий измерение водонасыщенной пористости (объемного влагосодержания) горных пород, слагающих разрез скважины.

АК-М — модуль акустического широкополосного каротажа, обеспечивающий определение кинематических и динамических параметров горных пород, а также оценку качества цементирования зондовой установкой И2.2П 0.4П.

Рис. 23 Базовый комплект

Использование сборки МЕГА-Р практически в 2−3 раза повышает производительность исследований, обеспечивая повышение достоверности и точности измерения параметров за счет устранения погрешностей, связанных с не одновременностью измерений традиционным способом.

Рис. 24 Дополнительные модули

Комплекс МЕГА-Р обеспечивает проведение исследований в скважинах диаметром от 110 до 300 мм при температуре окружающий среды до 120 С и гидростатическом давлении до 80 Мпа с каротажной компьютеризированной станцией МЕГА и грузонесущим трехжильным геофизическим кабелем длиной до 7000 м.

Обеспечена возможность использования всех модулей сборки МЕГА-Р в одиночном режиме в качестве самостоятельных скважинных приборов.

Все модули сборки МЕГА-Р имеют унифицированную телеметрическую линию связи ТЛС, работающую в режиме «запрос-ответ» и обеспечивающую приемо-передачу в цифровом виде (формат МАНЧЕСТЕР-2) информационных и командных слов в процессе двухстороннего обмена со станцией МЕГА.

Базовый комплект МЕГА-Р может быть трансформирован за счет сменных модулей СГП-М (2ГГК) И СГК-М (ГК-С).

Модуль гамма-каротажа с датчиком давления и локатором муфт ГК/Мн/ЛМ-М.

Модуль ГМЛ-М предназначен для работы, как в составе комплекса.

Мега-Р, так и в автономном режиме, при исследовании скважин диаметром от 110 мм на месторождениях нефти и газа методом гамма-каротажа с одновременной локацией муфтовых соединений обсадной колонны, измерением давления промывочной жидкости в скважине и обеспечением контроля температуры внутри модуля и значения электрического напряжения его питания в процессе каротажа.

Модуль ГМЛ обеспечивает проведение измерений в скважинах, заполненных водной промывочной жидкостью с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH — до 20%, нефти — до 10% и водородным показателем (рН) от 7 до 10, при верхних значениях температуры окружающей среды 120^оС и гидростатического давления 80 Мпа.

Модуль эксплуатируется со следующими изделиями:

— програмно-управляемой каротажной лабораторией Мега-У:
— кабелем грузонесущим геофизическим марки КГ3−60−180−1 длиной до 7000 м.

В комплексе с указанными изделиями модуль ГМЛ-М обеспечивает измерение мощности экспозиционной дозы (МЭД) естественного гамма-излучения горных пород и значение давления промывочной жидкости в интервале исследования скважины, контроль температуры внутри модуля и значения питающего напряжения, а также локацию муфтовых соединений обсадной колонны, выделение перфорированных интервалов, возможность взаимной увязки и привязки по глубине результатов различных методов ГИС и контроля продвижения модуля (сборки) в скважине.

Технические данные Диапазон измерения МЭД естественного гамма-излучения, обеспечиваемый каждым из каналов ГК (ГК1 и ГК2) модуля — от 2 до 250 мкР/ч.

Диапазон измерения давления промывочной жидкости, обеспечиваемый каналом манометра модуля — от 0,01 до 80 Мпа.

Канал термометра модуля обеспечивает контроль температуры внутри модуля в диапазоне температур рабочих условий применения.

Пределы допускаемых относительных основных погрешностей:

— при излучении МЭД гамма-излучения источника Ra²²⁶ ±10%;
— при измерении давления промывочной жидкости в диапазоне во всем диапазоне рабочих температур окружающей среды определяются формулой:

; (16).

где Sp — предел допускаемой относительной погрешности, в процентах;

Р — значение давления промывочной жидкости, Мпа;

— чувствительность каналов ГК1 и ГК2 модуля ГМЛ-М по гаммаизлучению источника Ra²²⁶ в точке верхнего значения диапазона измерения не менее 600 имп/мин на 1 мкР/ч.

Питание модуля осуществляется постоянным электрическим напряжением от соответствующего источника, входящего в состав оборудования каротажной лаборатории Мега.

Номинальное значение питающего напряжения на входе модуля составляет 40±2 В. Сила электрического тока питания модуля — не более 170 мА.

Мощность потребляемая прибором не более 7,2 Вт.

Верхнее значение гидростатического давления рабочих условий применения для модуля — 80 Мпа.

Диапазон рабочих температур окружающей среды — от минус 10 д плюс 120^оС.

Число информационных каналов модуля ГМЛ — семь: два канала гамма-каротажа (каналы ГК1 и ГК2), каналы манометра (М), контроля питающего напряжения (U), локатора муфт (ЛМ), и калибровки термометра.

Отношение сигнал/помеха канала ЛМ — не менее 4.

Время установления рабочего режима — не более 30 мин. Продолжительность непрерывной работыв нормальных климатических условиях 8 ч, при температуре окружающей среды 120^оС — 3 ч.

Регистрация гамма-излучения осуществляется блоком детектирования ГК, содержащим два сцинтилляционных детектора (по одному в каналах ГК1 и ГК2), каждый из которых состоит из фотоумножителя ФЭУ-74А и кристалла NaJ (Tl) размерами 40*80 мм.

Наружный диаметр модуля не более 90 мм.

Длина модуля не более 2700 мм.

Масса модуля не более 80 кг.

Принцип работы Принцип измерения МЭД, реализованный в модуле, основан на преобразовании регистрируемых блоком детектирования гамма-квантов, обусловленных естественной радиоактивностью горных пород, в электрические сигналы, средняя частота следования которых в интервале измерения связана с МЭД гамма излучения в этом интервале функциональной зависимостью:

N=B*S, (17).

где N — средняя частота следования импульсов, 1/с;

B — МЭД гамма-излучения;

S — чувствительность канала ГК модуля ГМЛ, кг (А.с) В результате, измерение МЭД гамма-излучения сводится к определению чувствительности канала ГК модуля (коэффициента преобразования), являющейся постоянной величиной для данного экземпляра, и измерению средней частоты следования выходных импульсов этого канала.

Измерение в процессе каротажа давления промывочной жидкости осуществляется с помощью тензопреобразователя, который представляет собой тензометрическия мост и производит непрерывное пропорциональное преобразование воздействующего на него скважинного давления в выходной электрический сигнал (напряжение постоянного тока). Этот аналоговый сигнал по запросу преобразуется в двенадцатиразрядный параллельный двоичный код и передается в наземную часть комплекса Мега для дальнейшей обработки.

Измерение температуры внутри модуля осуществляется с помощью термопреобразователя (полупроводникового датчика температуры), обеспечивающего непрерывное пропорциональное преобразование температуры окружающей среды в аналоговую величину — напряжение постоянного тока. Указанное напряжение преобразуется в двенадцатиразрядный параллельный двоичный код и передается в наземную часть комплекса Мега, где обеспечивает помимо контроля температуры внутри модуля и возможность коррекции показаний тензопреобразователя.

Принцип работы канала ЛМ заключается в регистрации специфичных низкочастотных сигналов, возникающих в катушке индуктивности локатора при прохождении им муфтовых соединений и иных элементов компоновки обсадной колонны или ее проперфорированного интервала из-за перераспределения магнитного потока, создаваемого постоянными магнитами локатора, их преобразовании в аналоговые сигналы (напряжение постоянного тока). Эти сигналы по запросу преобразуются в двенадцатиразрядный параллельный двоичный код и передаются через телеметрическую линию связи (ТЛС) по кабелю к наземным устройствам лаборатории Мега-У для дальнейшей обработки регистрации. При этом оцифровывается максимальное значение аналогового сигнала в интервале между соседними запросами.

Модуль двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа 2ННК-М.

Назначение: Модуль 2ННК-М предназначен для работы, как в составе комплекса МЕГА-Р, так и в автономном режиме, при исследовании скважин диаметром от 110 мм на месторождениях нефти и газа методами двухзондовой модификации нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННК-Т).

Модуль 2ННК-М обеспечивает проведение измерений в скважинах, заполненных водной промывочной жидкостью с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH — до 20%, нефти — до 10% и водородным показателем (рН) от 7 до 10, при верхних значениях температуры окружающей среды 120 °C и гидростатического давления 80 Мпа.

Модуль 2ННК-М эксплуатируется со следующими изделиями:

программно — управляемой каротажной лабораторией МЕГА-У;

источником быстрых нейтронов полоний — бериллиевым типа ВНИ-2 или плутоний — берилливыеем типа ИБН-5 с потоком нейтронов от 5· 10⁶ до 1· 10⁷ с^-1.

— кабелем грузонесущим геофизическим марки КГЗ-60−180 длиной до 7000 м.

В комплексе с указанными изделиями модуль 2ННК-М обеспечивает измерение водонасыщенной пористости (обьемного влагосодержания) пластов, вскрытых скважиной, а также контроль напряжения питания модуля в процессе каротажа.

Технические данные:

Диапазон измерений водонасыщенной пористости (обьемного влагосодержания), обеспечиваемый модулем 2ННК-М, — от 1 до 40%.

Пределы допускаемой относительной погрешности, вносимой модулем 2ННК-М при измерении водонасыщенной пористости аттестованных в установленном порядке имитаторов пористого пласта (ИПП), определяется формулой:

S_кп=±(3.7+2.1(40/Кп-1)), (17).

Где Кп — значение водонасыщенной пористости (объёмного влагосодержания), в %.

Питание модуля 2ННК-Н осуществляется постоянным электрическим напряжением от соответствующего источника, входящего в состав оборудования каротажной лаборатории МЕГА-У.

Номинальное значение питающего напряжения на входе модуля состовляет (40±2)В. Сила электрического тока питания модуля — не более 150 мА.

Мощность, потребляемая модулем, не более 6.3 Вт.

Верхнее значение гидростатического давления рабочих условий применения модуля — 80 Мпа.

Диапазон рабочих температур окружающей среды от — 10 до +120°С.

Число инфармационных каналов модуля 2ННК-М — три:

Канал нейтрон-нейтронного каротажа с малым зондовым расстоянием (ННКм), канал нейтрон-нейтронного каротажа с большим зондовым расстоянием (ННКб) и канал контроля питающего напряжения.

Время установления рабочего режима модуля — не более 30 мин. Продолжительность непрерывной работы модуля в нормальных климатических условиях 8 ч., при верхних значениях температуры окружающей среды рабочих условий применения — 3 ч.

Регистрация нейтронного излучения осуществляется блоком детектирования 2ННК, содержащим два гелиевых счётчика типа СНМ — 56 (по 1 шт. в каналах ННКм и ННКб).

Расстояние между центром источников нейтронов, установленного в камеру зонда модуля 2ННК-М, и ближнему к нему торцами счётчиков СНМ — 56 каналов ННКм и ННКб («зондовые расстояния») состовляют (258±5) и (508±5) мм.

Наружный диаметр модуля 2ННК-М — не более 90 мм.

Длина модуля 2ННК-М — не более 2210 мм.

Масса модуля 2ННК-М — не более 60 кг.

Принцип работы: измерение водонасыщенной пористости (объёмного влагосодержания) Кп, вскрытых скважиной пластов, состоит в облучении горных пород потоком быстрых нейтронов полоний-бериллиевого или плутоний-бериллиевого источника и преобразовании замедлившихся в исследуемой среде потоков тепловых нейтронов, зарегестрированных двумя установленными на фиксированных расстояниях от источника детекторами (счётчиками) нейтронов, в потоке электрических импульсов, средние частоты следования которых связаны со значением Кп в общем случае функциональной зависимостью:

Кп = В*А+С, (18).

Где В, С-постоянные коэффициенты, значения которых определяются по результатам соответствующих опытно методических работ (ориентировочно, В=75.5, С= - 8.2);

А=(Nбв/Nмв)*(Nм/Nб) — выходные показания каналов ННК модуля, выраженные в условных единицах (у.е). при этом, Nбв и Nмв — средние частоты следования выходных имульсов каналов ННКб и ННКм, зарегестрированные в эталонной среде (в воде), а Nм и Nб — средние частоты следования выходных импульсов каналов ННКм и ННКб, соответственно, регистрируемые в исследуемой среде при каротаже.

Таким образом, измерение Кп заключается в предварительном определении при эталонировке (калибровке) значения коэффициента К=Nбв/Nмв, являющегося постоянной величеной для данного экземпляра модуля 2ННК-М, и измерении средних частот следования выходных импульсов каналов ННК в процессе каротажа, после чего в соответствии с выраженем вычесляют значение Кп. При наличии соответствующих вычислительных устройтв и необходимого програмного обеспечения указанная операции могут быть атоматизированы.

Модуль акустического каротажа АК-М.

Назначение: скважинный модуль акустического каротажа АК-М (в дальнейшем — модуль) предназначен для исследования нефтянных и газовых скважин диаметром от 110 до 300 мм, заполненных водной промывочной жидкостью, с температурой в интервале исследования до 120 °C и гидростатическим давлением до 80 Мпа.

Модуль может работать в составе комплекса МЕГА-Р или автономно со следующими изделиями :

— программно — управляемой каротажной лабораторией МЕГА-У;

кабелем трёхжильным грузонесущим геофизическим марки КГ3−60−180 длиной до 6000 м.

Модуль АК-М обеспечивает решение широкого круга геофизических задач методом акустического каротажа, позволяет определить параметры упругих волн всех типов (продольных, поперечных и Лэмба-Стоунли) и выпольнить контроль цементирования скважин.

Технические характеристики:

Формула зонда модуля — И 2.2 П1 0.4 П2.

Напряжение питания модуля — (40±2)В. Сила электрического тока потребляемая модулем в режиме излучения (160±20) мА, в режиме ожидания (60±20) мА. Мощность, потребляема модулем не более 10 Вт.

Излучатель акустического зонда модуля имеет два режима излучения — НЧ (низкая частота) и ВЧ (высокая частота). Средняя видимая частота излучаемых упругих колебаний, создаваемых излучателем, измеренная в металлической трубе по первым трём полупериодам волнового пакета, — (12±3) кГц при работе в режиме НЧ и (22±5) кГц при работе в режиме ВЧ.

Модуль обеспечивает: 4-х ступенчатую регулировку уровня сигнала, измерение интерваьного времени ДT в диапазоне от 120 до 660 мкс/м и кажущегося коэффициента затухания б в диапазоне от 0 до 30 дб/м.

Диапазон рабочих температур окружающей среды для модуля от -10 до 120С. Верхнее значение рабочего гидростатического давления 80 Мпа.

Габаритные размеры:

диаметр 90 мм;

длина 5.2 м;

масса 85 кг;

Принцип работы: Работа модуля основана на возбуждении упругих колебаний и их приеме после прохождения исследуемой среды с целью определения кинематических и динамических параметров этих колебаний связанных с характеристиками среды пересеченных скважиной.

Возбуждение упругих колебаний осуществляется с помощью расположенного в модуле магнитострикционного двухчастотного излучателя.

Прием упругих колебаний осуществляется с помощью двух поочередно работающих пьезокерамических звукоприемников, разнесенных по длине модуля на величину базы акустического зонда. Поступившие на звукоприемник упругие колебания преобразуются в колебания электрического тока — информационный сигнал (волновой пакет), который усиливается и вместе со служебными сигналами (синхроимпульсы и т. д.) передается по геофизическому трехжильному кабелю в каротажную лабораторию МЕГА-У.

В каротажной лаборатории МЕГА-У производится регистрация и обработка информационного сигнала, и определяются его параметры. Передача информационного сигнала от модуля в каротажную лабораторию МЕГА-У и передача командного слова от каротажной лаборатории МЕГА-У осуществляется между 2 и 3 жилами кабеля, а питание модуля осуществляется по 1 жиле кабеля.

Обоснование комплекса ГИС для изучения меловых коллекторов.

Геофизические исследования в скважинах (ГИС) включают различные виды каротажа, а также другие исследования: опробование пластов, отбор образцов горных пород, определение диаметра скважин и их технического состояния геофизические исследования в нефтянных и газовых скважинах проводят с целью:

Литологическое расчленение разреза скважин;

Выделение коллекторов;

Определение коллекторских свойств нефтегазоносных пород (пористости, глинистости, нефтегазонасыщенности и др.);

Оценки характера насыщения (нефтегазоносности) коллекторов, выделение нефтянных и водоносных пластов;

Определение положения водонефтянных контактов (ВНК);

Корреляции разрезов скважин, выяснение положений опорных и стратиграфических границ;

Определения подсчётных параметров пластов при подсчёте запасов нефти на месторождении.

Показать весь текст

Заполнить форму текущей работой