Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Аппаратурно-методический комплекс спектрометрического импульсного нейтронного гамма-каротажа для определения текущей нефтенасыщенности эксплуатируемых залежей

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Аппаратурно-методический комплекс спектрометрического импульсного нейтронного гамма-каротажа для определения текущей нефтенасыщенности эксплуатируемых залежей"

Черменский Владимир Германович

АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКОГО ИМПУЛЬСНОГО НЕЙТРОННОГО ГАММА КАРОТАЖА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Специальность 25 00 10 -«Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

ООЗ 16820*:

Дубна - 2008

003168202

на ппавах pytjonucu

л

Черменский Владимир Германович

АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКОГО ИМПУЛЬСНОГО НЕЙТРОННОГО ГАММА КАРОТАЖА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Специальность 25 00 10 -«Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Дубна - 2008

Работа выполнена в ООО «Нефтегазгеофизика» (г Тверь)

Официальные оппоненты

доктор технических наук, профессор Блюменцев Аркадий Михайлович

доктор технических наук, профессор Молчанов Анатолий Александрович

доктор технических наук, профессор Неретин Владислав Дмитриевич

Ведущая организация

Пермский государственный университет (кафедра геофизики)

Защита состоится « 27 » июня 2008 г в 14-00 в аудитории 1-300 на заседании диссертационного совета Д 800 017 01 при Международном Университете природы, общества и человека «Дубна» по адресу 141980 Московская обл , г Дубна, ул Университетская, д 19

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГОУ МО «Международный Университет природы, общества и человека «Дубна»

Автореферат разослан «_»__2008 г

Ученый секретарь

диссертационного совета, кандидат

биологических наук Каманина И 3

Актуальность темы

Развитие топливно-энергетического комплекса России непосредственно связано с динамикой изменения запасов углеводородов Разведанные извлекаемые запасы нефти оцениваются в 25,2 млрд т При этом большинство месторождений России, обеспечивающих основную часть добычи нефти, находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся обводненностью продукции на 80 % и более В заводненных пластах со степенью выработан-ности более 50 % содержится 25 % извлекаемых и более 15 млрд т балансовых запасов нефти Эти запасы обеспечивают почти 50 % текущей добычи, а увеличение конечного коэффициента извлечения нефти на один пункт обеспечит ее прирост ежегодно более чем 25 млнт [Концепция создания 2001, Шафраник, 2005] В Западной Сибири начальные геологические запасы нефти по крупнейшим месторождениям Самотлорское - 6,7 млрд т, Приобское - 2,0 млрдт, Федоровское - 1,8 млрдт, Мамонтовское - 1,3 млрдт, Лянторское - 2,0 млрд т Данные месторождения находятся в эксплуатации более 30—40 лет За это время из них добыты миллиарды тонн нефти В то же время, ввиду несовершенства ранее применяемых технологий нефтедобычи, отсутствия необходимого объема геофизической и геолого-промысловой информации из-за ограниченного применяемого комплекса геофизического исследования скважин (ГИС) при бурении и контроле за разработкой, в недрах осталось значительное количество нефти Одной из главных особенностей разработки этих нефтяных месторождений является то, что в последние десятилетия основным методом воздействия на пласт было искусственное заводнение В результате, к настоящему времени, проблема рациональной дораз-работки заводненных месторождений превратилась в одну из наиболее актуальных и значимых Пропущенные нефтенасыщенные интервалы и целики нефти, не охваченные разработкой, на сегодняшний день представляют серьезный резерв переоценки запасов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки

Оценка текущей насыщенности пласта в условиях низкой и переменной минерализации пластовых и нагнетаемых вод, что является типичной картиной для нефтяных месторождений в Западной Сибири, по данным электрических методов ГИС является трудной задачей при исследовании открытого ствола пробуренных скважин Это объясняется низким содержанием в воде солей, необходимых для определения коэффициентов нефтенасыщенно-сти (К„) по удельному электрическому сопротивлению Низкая минерализация пластовых вод является ограничением и для эффективного применения интегральных методов импульсного нейтронного каротажа Задача значительно осложняется при определении текущей нефтенасыщенности в процессе разработки в скважинах, обсаженных стальной колонной Мировой опыт проведения геофизических исследований по определению текущей нефтенасыщенности показал, что в настоящее время наиболее эффективным является метод спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа, по-

лучивший широкое распространение как метод углеродно-кислородного (С/О) каротажа Метод позволяет решать поставленную задачу независимо от минерализации пластовых и нагнетаемых вод путем измерения непосредственно в околоскважинном пространстве содержаний углерода и кислорода, а также целый ряд других элементов, таких, как кальций, кремний, хлор и др

Краткая история метода

Метод углеродно-кислородного каротажа начал разрабатываться в 50-70-х годах прошлого века Именно тогда (1956 г) Колдуэлл (Caldwell) предложил судить о нефтенасыщенности коллекторов по величине отношения интенсивности гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР) в энергетическом окне углерода к интенсивности ГИНР в энергетическом окне кислорода, что, собственно, и дало название метода В 80-х годах этот метод встал на вооружение геофизиков ведущих мировых компаний - Shlumberger, Halliburton, ComputaLog, Western Atlas

В СССР в конце 1956 г в лаборатории ИН АН СССР, руководимой Алексеевым Ф А , Поповым Н В , Ерозолимским Б Г начали изучать пути создания соответствующей аппаратуры и методики К середине 60-х годов ими были разработаны основы метода, использующего не только энергетическую, но и временную селекцию гамма-излучения Первые открытые публикации, посвященные возможности определения нефтенасыщенности путем регистрации спектров ГИНР, датируются 1971 г, когда были проведены скважинные исследования с ампульным источником нейтронов в точечном варианте каротажа (Кадисов ЕМ) При проведении этих работ использовался ампульный нейтронный источник, поэтому доля спектров ГИНР в регистрируемом спектре гамма-излучения была достаточно низка Отсутствие импульсного режима излучения не позволили разделить информативное ГИНР от фонового гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ) В 1972 г появляется работа (Бланков Е Б ), в которой приводится описание комплекса, позволяющего проводить регистрацию ГИНР от импульсного нейтронного генератора, и приводятся сведения о начале pa6oi по созданию макета аппаратуры Имеющаяся тогда элементная база, низкая эффективность регистрации используемых детекторов, низкая частота срабатывания нейтронных генераторов и т д не позволили выйти этим исследованиям до середины 90-х годов за рамки научно-исследовательских лабораторий Практическое применение спектров ГИНР для оценки нефтенасыщенности пластов стало возможным с появлением высокочастотных импульсных нейтронных генераторов, позволяющих проводить эффективную временную селекцию гамма-излучения, индуцированного быстрыми нейтронами В конце 80-х было составлено первое техническое задание (Миллер В В) на разработку таких генераторов Их первые образцы были разработаны и изготовлены во ВНИИА (Бармаков Ю Н, Боголюбов Е П, Хасаев ТО) Параллельно шло развитие теоретической базы меюда (Лухминский Б Е , Поляченко АЛ и др )

Тем не менее, к началу описываемых исследований, инициированных автором, в России не существовало аппаратурно-методического комплекса импульсного спектрометрического нейтронного гамма каротажа, позволяющего проводить оценку текущей нефтенасыщенности в обсаженных скважинах Первый экспериментальный комплекс был разработан и испытан автором совместно с Бортасевичем В С в 1996 г

Цель работы

Создание о качествен ной аппаратуры и методики определения текущей нефтенасыщенности коллекторов в разрезах нефтегазовых скважин по данным углеродно-кислородной модификации спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа, по своим характеристикам оптимально адаптированных к технологическим и геологическим условиям российских нефтяных месторождений

Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие основные задачи

- сформулировать принципы построения аппаратуры углеродно-кислородного каротажа для исследования нефтегазовых скважин и основные требования к методике измерений, учитывающие геолого-технические условия эксплуатации российских нефтяных месторождений,

- разработать аппаратурно-измерительный комплекс углеродно-кислородного каротажа, обеспечивающий в процессе проведения скважин-ных исследований тестирование, контроль и настройку параметров генерирующего и регистрирующего тракта,

- исследовать влияние технических, технологических и методических факторов на эксплуатационные и метрологические характеристики аппаратурно-измерительного комплекса углеродно-кислородного каротажа при решении задачи оценки текущей нефтенасыщенности,

- разработать методику интерпретации данных углеродно-кислородного каротажа для решения задачи оценки текущей нефтенасыщенности, включающую обработку результатов измерений и контроль алгоритмов обработки,

- обосновать необходимый дополнительный комплекс методов ГИС, обеспечивающий наиболее эффективное решение задачи определения К„ по данным углеродно-кислородного каротажа,

- разработать технологию определения текущей нефтенасыщенности коллекторов в нефтяных скважинах, включающую этапы настройки и калибровки аппаратуры, регистрацию данных (каротаж) и контроль измерительного тракта скважинной аппаратуры на всех технологических этапах решения задачи,

- провести опробование и внедрение аппаратуры и методики определения текущей нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа в масштабах промышленного применения,

- оценить достоверность получаемых результатов и эффективность практического использования разработанной аппаратуры и методики углеродно-кислородного каротажа при количественном определении нефтенасыщенности на конкретных нефтяных месторождениях

Научная новизна

Существенно новыми результатами, полученными автором, являются Впервые в практике отечественного геофизического приборостроения научно-обоснована, разработана, изготовлена и внедрена в производственные организации аппаратура спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа, предназначенная для определения текущей нефтенасыщенности эксплуатируемых залежей по величине измеренного отношения интенсивности гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР) углерода к интенсивности ГИНР кислорода (в дальнейшем аппаратура углеродно-кислородного каротажа), включающая тестирование, контроль и настройку параметров генерирующего и регистрирующего трактов, и обеспечивающая в процессе скважинных исследований измерение основных регистрируемых параметров с точностью, не уступающей уровню лучших зарубежных аналогов (патент РФ № 2262124)

Предложен способ регистрации энергетических спектров индуцированного нейтронами генератора гамма-излучения с дискретностью по времени, позволяющей при последующем интегрировании задавать значения положения временных границ интегрируемых интервалов с требуемой применяемой методикой точностью Благодаря этому, в отличие от известных зарубежных аналогов (БЫитЬегдег, НаШЬиПоп), получаемый массив данных позволяет применять различные варианты обработки ранее зарегистрированных скважинных данных

Научно обоснована, разработана, изготовлена и используется в скважинных приборах, эксплуатируемых в производственных организациях, система стабилизации энергетической шкалы регистрируемых спектров, основанная на сравнении зарегистрированных спектров с эталонным (патент РФ № 2191413)

Научно обоснована, разработана, изготовлена и используется в скважинных приборах система оцифровки энергетических спектров, основанная на связи энергии регистрируемых гамма-квантов с мгновенным значением импульса на выходе ФЭУ в фиксированный момент времени от начала нарастания его переднего фронта

Предложен и реализован на практике способ увеличения времени работы аппаратуры в условиях высоких пластовых температур путем принудительного охлаждения термопоглотителей скважинного прибора перед началом проведения скважинных исследований

Разработана, научно обоснована и внедрена в практику отечественного каротажа методика интерпретации данных углеродно-кислородного метода

для оценки текущей нефтенасыщенности коллекторов, обеспечивающая необходимую для практики точность и достоверность оценки текущей нефтенасыщенности

На основе проведенного компьютерного моделирования методом Монте-Карло изучено влияние технических, технологических и методических факторов на эксплуатационные и метрологические характеристики аппаратурно-измерительного комплекса углеродно-кислородного каротажа, позволившее оптимизировать конструкцию и режим работы скважинной аппаратуры и научно обосновать комплекс необходимой дополнительной информации (получаемой по керну и/или по комплексу ГИС), привлекаемый для проведения количественной интерпретации полученных скважинных материалов

Защищаемые положения

Результаты теоретических и экспериментальных исследований, положенные в основу аппаратуры для определения нефтенасыщенности коллекторов методом импульсного спектрометрического нейтронного гамма каротажа и технология проведения скважинных исследований, включающая этапы настройки и калибровки аппаратуры, регистрации данных (каротаж) и контроля измерительного тракта скважинной аппаратуры

Методика интерпретации данных спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа с использованием рационального комплекса дополнительных методов ГИС, обеспечивающая количественное определение текущей нефтенасыщенности коллекторов в терригенных отложениях и оценку точности и достоверности получаемых результатов

Результаты практического применения аппаратурно-методического комплекса определения текущей нефтенасыщенности коллекторов методом спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа в более чем 3000 скважинах на нефтяных месторождениях России, Казахстана и Туркменистана, позволившие вовлечь в промышленную разработку ряд новых объектов, провести более достоверную переоценку нефтенасыщенности уже известных объектов, открыть новые нефтяные залежи

Апробация работы и использование ее результатов осуществлялись в процессе создания методики при исследовании нефтяных скважин в Западной Сибири, Коми, Урала и других регионов России Основные положения и результаты исследований диссертационной работы опубликованы в научных изданиях, выпускаемых центральными и ведомственными издательствами (опубликовано, в том числе с соавторами, 68 печатных работ, из них 43 по ВАКовскому списку, в т ч 11 авторских свидетельств СССР и патентов Российской Федерации), доложены на международных конференциях и симпозиумах Международной Геофизической Конференции сессия "Новые технологии ГИС" г Москва, 15-18 сентября 1997 г , Международной Конференции и Выставке по геофизическим исследованиям скважин сессия

"Новые достижения в физических основах методов ГИС" г Москва, 8-11 сентября 1998 г, Второй Китайско-Русский Симпозиум по проблемам промысловой геофизики, 2-10 ноября 2002 г, Шанхай, Научно-техническом семинаре по ядерной геофизике "Перспективы развития теоретического, программно-методического, аппаратурного и метрологического обеспечения ядерно-геофизических методов при решении геолого-промысловых задач на месторождениях нефти и газа", 24 октября - 7 ноября 2003 г, Мальта, г Буджиба, доложены на Всероссийских научно-практических семинарах и конференциях, г Москва 1999 г, г Бугульма 2001, г Тверь 2002 г, г Бу-гульма 2003 г, г Санкт-Петербург 2004 г

Результаты исследований использованы в "Инструкции по проведению импульсного спектрометрического нейтронного гамма каротажа аппаратурой серии АИМС и обработке результатов измерений при оценке текущей нефте-насыщенности пород", Тверь, 2004, в "Технической инструкции по проведению геофизических исследований на кабеле в нефтяных и газовых скважинах", Москва, 2001 г

Практическая ценность

Результаты исследований по теме диссертации в виде аппаратуры и методики углеродно-кислородного каротажа позволили в промышленных масштабах проводить оценку нефтенасыщенности в нефтяных скважинах, обсаженных стальной колонной

За период 1996-2006 г проведены скважинные исследования более чем в 3000 скважинах Западной Сибири, Урала, Коми, Казахстана, Туркменистана

Изготовлено при непосредственном участии автора и

- внедрено в геофизические предприятия России 20 аппаратурно-методических комплексов,

- внедрено 3 комплекта программно-методического обеспечения для работы в составе скважинной аппаратуры других производителей

По результатам промышленного внедрения разработанной автором аппаратуры и методики на нефтяных месторождениях ТНК-ВР в Западной Сибири в 2000-2001 г получены следующие практические результаты [К проблеме ,2001]

- по результатам углеродно-кислородного каротажа выделено более 20 продуктивных пластов, содержащих залежи нефти и газа,

- впервые на Самотлорском месторождении выделен новый нефтегазоносный комплекс, предварительная оценка запасов нефти в котором составляет около 50 млн т,

- расширен контур нефтегазоносности Ачимовской пачки на Белозерном поднятии,

- на Красноленинском месторождении в пределах Таллинского поднятия выявлена новая залежь в пласте ВК^з (запасы по сумме категорий С| + С2 около 6 млн т)

Внедрение разработанной автором аппаратуры и методики углеродно-кислородного каротажа в практику геофизических исследований стимулировало развитие данного направления в различных научно-исследовательских и приборостроительных геофизических организациях России

Личный вклад автора состоит в постановке задач исследований, непосредственной разработке, испытаниях аппаратуры и методики Разработка и развитие аппаратурно-методического комплекса осуществлялись под

обтттим nvfCOROJ7PTROM яитппя м ппи *»гп uprrnm/»nrTï)f»uurtw vtiar-'гим iiq НСЙХ

---------j -- ---- - ------* J "^Vrt

этапах, включая обоснование схемотехнических и методических решений, планирование и проведение экспериментов, написание статей, в том числе

- разработка способа регистрации гамма-излучения, индуцированного быстрыми нейтронами генератора, позволяющего проведение последующей временной селекции зарегистрированных спектров, функционального построения скважинной аппаратуры углеродно-кислородного каротажа, разработка схемотехнических решений и электронных схем блока аналого-цифрового преобразователя, блока сбора и накопления информации, блока телеметрии скважинного прибора (совместно с Бортасевичем В С , Хаматдиновым Р Т , Велижани-ным В А ),

- разработка способа стабилизации энергетической шкалы спектрометра, заключающегося в приведении в соответствие зарегистрированного спектра скважинным прибором в скважине с опорным спектром по наиболее характерной области спектра (совместно с Вели-жаниным В А, Саранцевым С H , Хаматдиновым Р Т ),

- разработка функционального построения, схемотехнического решения и электронных схем адаптера сопряжения скважинного прибора с бортовым компьютером,

- разработка конструкции скважинного прибора, выбор конструкционных материалов,

- разработка алгоритмов и создание программного обеспечения функционирования электронных блоков скважинного прибора (совместно с Бортасевичем ВС),

- разработка алгоритмов и создание про1раммного обеспечения функционирования адаптера сопряжения скважинного прибора с бортовым компьютером (совместно с Велижаниным В А ),

- разработка алгоритмов настройки и калибровки аппаратуры, регистрации данных каротажа, контроля функционирования измерительного тракта скважинного прибора (совместно с Велижаниным В А ),

- обоснование методики скважинных исследований и учета влияния комплекса технических, технологических и методических факторов на эксплуатационные и метрологические характеристики аппарату р-но-измерительного комплекса углеродно-кислородного каротажа при

решении задачи оценки текущей нефтенасыщенности (совместно с Велижаниным В А , Лободой Н Г),

- разработка методики интерпретации данных углеродно-кислородного каротажа, обобщение полученных результатов (совместно с Велижаниным В А, Меженской Т Е , Еникеевой Ф X),

- разработка технологии проведения исследований методом углеродно-кислородного каротажа при оценке текущей нефтенасыщенности (совместно с Велижаниным В А),

- научное сопровождение работ по опробованию и внедрению разработанной технологии углеродно-кислородного каротажа определения текущей нефтенасыщенности на геофизических предприятиях

Часть результатов, полученных совместно с автором и под его руководством, была использована в кандидатских диссертациях В С Бортасевича и В Р Хаматдинова

За "Обеспечение прироста запасов и повышения извлекаемое™ углеводородов на длительно разрабатываемых нефтегазовых месторождениях с использованием углерод/кислородного каротажа" автор 15 11 2002 г удостоен премии имени академика И М Губкина Центрального Управления Научно-Технического Общества Нефтяников и Газовиков

Неоценимую помощь при создании и внедрении технологии углеродно-кислородного каротажа автору оказали коллеги Хаматдинов Р Т, Вели-жанин В А , Бортасевич В С, Теленков В М, Меженская Т Е, Саранцев С Н, сотрудники ВНИИАвтоматика Боголюбов Е П , Хасаев Т О, сотрудники "Октургеофизика" Бубеев А В , Алатырев А И , сотрудники треста "Сургут-нефтегеофизика" Коновалов В А, Глебочева Н К, Тихонов А Г, Пахалуев А Л , сотрудники ОАО "Нижневартовскнефтегеофизика" Коротков К В , Первушин В В , директор "ГеотехноКИН" Хисметов Т В и многие другие

Всем названным ученым и производственникам автор выражает глубокую признательность

Автор искренне благодарен Кучурину Е С , определившему направление работ автора и заразившего его своим энтузиазмом

Содержание работы

Работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложена на 197 листах и содержит 29 таблиц, 57 рисунков, 206 используемых литературных источников, 16 приложений

В первой главе диссертации автором рассмотрено состояние аппара-турно-методического комплекса (АМК) определения текущей нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа на начальной стадии исследований по теме диссертации

Основа метода заключается в следующем Горные породы, пересекаемые скважиной, облучаются потоком быстрых нейтронов (14 МэВ), источником которых служит высокочастотный импульсный нейтронный генератор

В результате различных взаимодействий нейтронов с ядрами среды, окружающей скважинный прибор, образуется вторичное гамма-излучение Для его регистрации в аппаратуре импульсного нейтронного гамма каротажа спектрометрического (ИНГК-С) обычно применяются сцинтилляционные детекторы, обладающие, наряду с высокой эффективностью регистрации жесткого гамма-излучения, относительно высоким энергетическим разрешением, например, детекторы Nal(Tl), CsI(Na), BGO, GSO Гамма-излучение, регистрируемое в пределах импульса генерации нейтронов, состоит из гамма-излучения неупругого рассеянии ней фонив (ГИНР), i амма-излучеиия радиационного захвата (ГИРЗ) и фонового гамма-излучения (ГИНА), связанного с естественной радиоактивностью горных пород, активацией пород и конструкционных материалов Все энергетические спектры определяются индивидуальными характеристиками вещества, подвергаемого нейтронному облучению В таблице 1 приведены основные линии ГИНР и ГИРЗ основных элементов, входящих в состав исследуемой породы, скважины, скважинного прибора Приведен вклад этих элементов в общий спектр в диапазоне энергий 1,5-8 МэВ В числителе - вклад элемента при 100 % заполнении пор водой, в знаменателе - при 100 % заполнении пор нефтью Скважина диаметром 196 мм обсажена стальной колонной диаметром 146 мм и зацементирована цементом плотностью 1,8 г/см3, скелет горной породы состоит на 95 % из песчаника и 5 % из каолинита, общая пористость - 20 % Видно, что более 50 % вклада в регистрируемые спектры вносят элементы исследуемой породы Углерод, представляющий основной объект изучения, представлен в виде одной линии в спектре ГИНР

В "типичном" разрезе нефтегазовой скважины время замедления быстрых нейтронов изменяется от первых мкс до 20-^30 мкс и время жизни тепловых нейтронов колеблется от 100 до 500 мкс Процессы неупругого рассеяния нейтронов на ядрах среды, окружающей скважинный прибор, происходят при первых актах соударения Поэтому спектры ГИНР регистрируются непосредственно в процессе излучения быстрых нейтронов В большинстве моделей современной аппаратуры ИНГК-С, предназначенной для определения нефтенасыщенности, изучаемую породу облучают импульсами нейтронов длительностью 10-20 мкс, следующими через 50-100 мкс Вследствие многократного повторения импульсов излучения одновременно с регистрацией спектров ГИНР регистрируются и фоновые спектры ГИРЗ от текущего и предыдущих импульсов генератора плюс спектры ГИНА Через несколько мкс после окончания нейтронного импульса ГИНР практически исчезает, и скважинный прибор регистрирует ГИРЗ и ГИНА Методы временной селекции позволяют из спектров гамма-излучения, зарегистрированного во время нейгронного импульса, путем вычитания фоновых спектров, регистрируемых после окончания нейтронного импульса, получить спектр ГИНР Глубинность проводимых исследований относительно невысока - по оценкам [Oliver et al, 1981], 90 % ГИНР собирается с зоны, расположенной на рас-

стоянии до 20-25 см от оси скважинного прибора Анализ спектров ГИНР позволяет оценивать массовые содержания углерода и кислорода

Таблица 1 - основные линии ГИНР и ГИРЗ элементов, входящих в состав исследуемой породы, скважины, скважинного прибора, и их вклад в общий спектр

Элемент Основные линии Вклад в спектр Основные линии Вклад в

(МэВ) (1 5-8 МэВ) (МэВ) спектр (1 5-8 МэВ)

ГИНР ГИРЗ

Н 2,23 12,0/12,9

Я е? О 6,13, 7,1 23,0/21,0

О. с 4,43 0,0/2,0

С Si 1,78 18,0/18,0 3,54 4,93 36 4/36,4

А1 1,02, 3,80,4,41 менее 1/менее 1 1,78 1,1/1,1

Н 2,23 7,8/7,8

я О 6,13, 7,1 4,8/4,8

X Si 1,78 менее 1/менее 1 3,54,4,93 менее 1/менее 1

5 Ca 3,74, 3,90,4,49 1,7/1,7 1,94, 4,42, 5,90, 6,42 4,7/4,7

X и Fe 0,84, 1,25 и более 8,0/8,0 5,92, 6,02, 7,28, 7,63, 7,65 34,5/33,6

A1 1,02, 3,80,4,41 1,78

О 6,13,7,1 4,3/4,3 2,6/2,6

С 4,43 менее 1/менее 1

Si 1,78 менее 1/менее 1 3,54, 4,93

Ca 3,74, 3,90, 4,49 менее 1/менее 1 1,94,4,42,5,90,6,42

а. о \о Fe 0,84, 1,25 и более 8,7/8,7 5,92, 6,02, 7,28, 7,63, 7,65

а. A1 1,02, 3,80,4,41 менее 1/менее 1 1,78

С В 2,15,4,45,5,02 менее 1/менее 1 0,48

Ni 1,45, 2,46,2,90 3,6/3,6 0,478, 8,53,8,99

Cr 0,56, 1,54,2,23 2,8/2,8 0,75

Zr 1,20, 1,46, 2,18 12,0/12,0 0,93, 1,21,,47,2,0

Bi 0,89, 1,60,2,43 7,2/7,2 0,16,0,32

На практике определение текущей нефтенасыщенности осуществляется несколькими путями, различающимися принципиально

- по методикам, основанным на анализе отношений скоростей счета в энергетических окнах углерода и кислорода в спектре ГИНР,

- по методикам, основанным на разложении спектров ГИНР на элементные спектры

Соответствующим образом различаются и технологии, базирующиеся на вышеназванных методиках

Все схемы по первой технологии базируются на том факте, что в спектрах ГИНР при использовании сцинтилляционных детекторов с энергетическим разрешением по линии Се137 не хуже 11-12 % в водонасыщенном песчанике отчетливо видны линии полного поглощения ГИНР кислорода, а в нефтенасыщенном песчанике - аналогичные линии углерода Измеряя скорость счета в энергетических окнах углерода и кислорода получают соответствующие параметры, например, их отношение (ССЖгинр), являющееся функцией ряда величин - в том числе и содержания углерода В предположе-

нии неизменности ряда факторов, таких, как пористость, глинистость, минеральный состав скелета коллектора, приращение кривой СОЯгинр будет свидетельствовать об изменении нефтенасыщенности Нормирование на так называемые литологические параметры позволяет вычислять нефтенасьнцен-ность при определенных изменениях свойств коллектора В качестве литоло-гических параметров обычно выступают отношения Са51гинр и Са81Гирз. соответственно, отношения скоростей счета в энергетических окнах кальция и кремния в спектрах ГИНР и ГИРЗ Однако необходимо отметить следующее При отсутствии в спектре излучения какого либо элемента, например, углерода, в его энергетическое окно попадают рассеянные гамма-кванты от более жесткого излучения других элементов, например, кислорода Таким образом, отношение, в данном случае СОЛгинр, не будет равно нулю при нулевых содержаниях углерода На практике применение данной методики сводится к совмещению кривых СОЯгинр с какой-либо литологической кривой (СаЗ^-инр или Са$1гирз) на опорном водоносном пласте Приращения кривой СОЛГинр относительно литологической кривой интерпретируются как увеличение нефтенасыщенности Методика достаточно уверенно работает в условиях выдержанной литологии и сохранности условий измерений пластов опорного и исследуемого Однако отсутствие на начало постановки работы методической базы для учета всей совокупности дестабилизирующих факторов приводит к существенным неконтролируемым ошибкам при проведении исследований коллекторов, отличающихся по литологии от опорных пластов

Вторая технология базируется на решении уравнения

->->->

А С = 1+Е,

где А - матрица коэффициентов, получаемая при калибровке (градуировке),

—»

3 =Уь -Ь, ^п) - вектор-столбец скоростей счета в каналах гамма-спектра в интервалах энергий (Еи, Е2,0, , (Е^, Е2,п)

е2 к

= ^гинрсе^е'

Ек

—*

где к=[1, п], С=(С, О, Б1, Са, ) - вектор-столбец содержаний углерода, кислорода, кремния, кальция и т д, п - количество каналов спектра разложе-—>

ния, Е - вектор-столбец случайных ошибок В качестве элементов вектора

С могут фигурировать объемные содержания нефти, воды, песчаника, глины и т д

-»

С — (Унефть, \^вода, Упесч, )

Для использования данной методики на специальных моделях и методами математического моделирования в едином энергетическом масштабе

получают стандартные спектры гамма-излучения для Н, С, О, 81, Са, Б, С1, Бе Зарегистрированный спектр разлагается на стандартные спектры от каждого элемента, при этом получают "выходы элементов" - величины, пропорциональные вкладу стандартного спектра конкретного элемента в зарегистрированный спектр По "выходу элемента" через коэффициент, учитывающий сечение взаимодействия нейтронов с данным элементом при существующих геолого-технических условиях, определяют концентрацию элемента Основная проблема применения такой методики - связать "выход элемента" с его концентрацией Проведение измерения на низкой скорости и/или в точечном режиме позволяет уменьшить статистическую погрешность определения "выхода элемента" до незначимого уровня Однако незнание даже некоторых дестабилизирующих факторов из их широкого многообразия не позволяет точно рассчитать масштабный множитель дои перевода "выхода элемента" в его концентрацию Например, по данным, приведенным в таблице, смена нефтенасыщенности в пласте с воды на нефть уменьшает вклад железа в спектр ГИРЗ на 0,9 %, притом, что ни геометрия измерений, ни содержание железа в окружающей среде не изменились На практике это приводит к грубым ошибкам определения текущей нефтенасыщенности Например, по данным (Поздеев, 2004) следует, что достоверность результатов, полученных фирмой БЫитЬегдег, на скважинах ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз" достаточно низкая - из исследованных скважин аппаратурой ИБТ в 1999-2000 гг с применением методики разложения спектров "недостоверные или сомнительные результаты получены в 12 скважинах из 16" Основные недостатки применяемых методик

- отсутствие палеточного обеспечения, позволяющего учесть различие геолого-технических условий измерений в исследуемом и опорном пластах и оценить влияние дестабилизирующих факторов для первой методики,

- необходимость строгого учета в виде поправок большого числа дестабилизирующих факторов для второй методики (диаметр скважины, плотность цемента, минерализация пластовой жидкости и жидкости в стволе скважины и т д )

Для российских условий, характерной особенностью которых является ограниченный комплекс ГИС, наиболее эффективна более "гибкая" методика, сочетающая в себе оба подхода и позволяющая учесть (или оценить) влияние различных факторов на точность определения нефтенасыщенности

Для реализации данной методики необходима разработка аппаратуры, позволяющей проводить регистрацию гамма-излучения, индуцированного нейтронами генератора, с минимальными информационными потерями

Такие принципы построения аппаратуры и методики обеспечивают уникальную возможность переинтерпретации ранее записанных амплитудно-временных спектров в случае, если появилась дополнительная информация

На начальном этапе исследований автора отечественной аппаратуры и методики, реализующих углеродно-кислородный каротаж, не существовало Из аппаратуры зарубежных фирм следует отметить GST, RST-A, RST-B (Shlumberger), PSGT (Halliburton), MSI С/О, RPM (Western Atlas), PND-S, PND-IS (ComputaLog) Скважинная аппаратура, предназначенная для работы в колонне, не оборудованной насосно-компрессорными трубами, изготавливается диаметром около 90 мм (GST, PSGT, MSI С/О), для уменьшения влияния скважинной жидкости приборы оснащаются вытеснителем, не содержащим в своем составе углеводородов Для скважинных приборов диаметром 90 мм характерна четкая направленность - определение нефтенасыщенности по спектрам ГИНР Ввиду этого они выполнены однозондовыми и их рабочий цикл оптимизирован для выделения спектров ГИНР - высокая частота работы нейтронного генератора (10-20 кГц) и скважность нейтронного импульса порядка 5-10 Скважинные приборы, предназначенные для работы в действующих скважинах, имеют меньший диаметр, обеспечивающий их доставку в интервал исследований через колонну насосно-компрессорных труб Скважинная жидкость, окружающая прибор в процессе каротажа, вносит в этом случае существенную погрешность в результаты измерений Как один из способов снижения влияния скважины в конструкцию прибора введен второй зонд, оптимизированный на измерение спектров от ближней зоны Одновременно двухзондовый прибор позволяет реализовать импульсный нейтронный каротаж по времени жизни нейтронов Соответственно, временной режим работы таких приборов предусматривает генерацию нейтронов на частоте, позволяющей проводить измерения времени жизни нейтронов на временах 500-2000 мкс после нейтронного импульса

Проведенный автором анализ технических характеристик зарубежных моделей аппаратуры применительно к российским условиям проведения С/О-каротажа показал, что оптимальным является скважинный прибор, работающий в одной моде с частотой генерации нейтронных импульсов 10-20 кГц, оснащенный сцинтилляционным детектором

Однако целый ряд вопросов потребовал дополнительных исследований

- выбор диаметра скважинного прибора,

- выбор и обоснование принципов функционального построения аппаратуры, позволяющих применение многовариантной обработки полученных данных,

- изучение временной нестабильности нейтронного генератора и ее влияние на точность оценки определения нефтенасыщенности,

- обоснование типа и размера сцинтилляционного детектора,

- изучение влияния температуры на блок детектирования,

- собственно разработка схемотехнических решений скважинного прибора,

- разработка методики стабилизации энергетической шкалы При обосновании диаметра разрабатываемого скважинного прибора автор руководствовался следующим Практика эксплуатации скважинной аппаратуры ИНГК-С диаметром 42 мм зарубежных фирм показывает, что уменьшение диаметра скважинного прибора существенно расширяет область его применения, позволяя работать в действующих скважинах, оснащенных насосно-компрессорными трубами Наиболее распространенные генераторы, применяемые в зарубежных приборах, это генератор А-320 фирмы MF Physics Corporation, генератор фирмы Halliburton, генератор фирмы Sondex на основе трубки SODILOG Основные технические характеристики генераторов нейтронный поток - 7х107-1х108 н/сек, частота генерации - 10-20 кГц, длительность импульса нейтронов 10-20 мкс, температурный диапазон 0-150 °С Гарантированный ресурс работы двух первых из указанных генераторов составляет 100 часов и 200 часов соответственно Для модели генератора фирмы Sondex данные не опубликованы Стоимость этих генераторов в России около 80000, 90000, 120000 $ соответственно. Аналогичные нейтронные генераторы в России не производятся до настоящего времени, не считая единичных экспериментальных образцов По статистике, средний интервал исследований методами импульсного нейтронного каротажа в скважинах Западной Сибири с учетом необходимой записи опорного пласта составляет 100-200 м Ввиду крайне низкой скорости проведения скважинных исследований (7-15 м/час) ресурс генераторов такого типа при решении задач определения нефтенасыщенности в терригенных коллекторах позволяет провести исследования не более 7-8 скважин Под руководством автора и его непосредственном участии был разработан и изготовлен макет скважинного прибора ИНГК-С диаметром 42 мм с экспериментальным нейтронным генератором ИНГ-08 производства ВНИИА (г Москва), проведены модельные работы Анализ результатов модельных измерений подтвердил необходимость проведения скважинных исследований на такой низкой скорости для получения статистически значимых данных Относительная сложность аппаратуры диаметром 42 мм - наличие двух зондов и проблема изоляции высоких напряжений (около 100 кВ) в нейтронном генераторе выливается в увеличение ее себестоимости Таким образом, применение данной аппаратуры характеризуется, с одной стороны, низкой скоростью каротажа, ограниченным ресурсом работы нейтронного генератора, относительно более высокой себестоимостью аппаратуры С другой стороны, стоимость проведения скважинных исследований по определению нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа в работающих скважинах аппаратурой диаметром 42 мм близка к стоимости аналогичных исследований в колонне остановленной скважины Таким образом, аппаратура ИНГК-С диаметром 42 мм экономически не оправдана при проведении массовых исследований методом углеродно-кислородного каротажа Промежуточный диаметр скважинной аппаратуры диаметром 60-70 мм также не является сегодня перспективным При-

боры этого диаметра обладают всеми вышеперечисленными недостатками скважинных приборов ИНГК-С диаметром 42 мм, так как оснащены такими же импульсными нейтронными генераторами Однако, так как их диаметр увеличен, эти приборы не могут быть доставлены в интервал исследования через насосно-компрессорные трубы Из-за низкой глубинности исследований данным методом определение Кн в открытом стволе осуществлять нецелесообразно ввиду образующихся при бурении зон проникновения фильтрата бурового раствора По результатам анализа, проведенного автором, для ряда наиболее крупных месторождений в Западной Сибири фонд эксплутацион-ных скважин на 85-90 % состоит из скважин, обсаженных 5" стальной колонной Опираясь на вышесказанное, автор остановил свой выбор на диаметре скважинного прибора 90 мм, позволяющем проводить исследования в колонне 4" и более Для работы в колоннах большего диаметра скважинный прибор должен быть оснащен вытесняющей муфтой, расположенной напротив зонда и до минимума снижающей влияние жидкости, заполняющей скважину Для скважинного прибора такого диаметра на момент постановки работы в России разрабатывался импульсный нейтронный генератор ИНГ-06 (ВНИИА, г Москва), обладающий необходимыми характеристиками частота генерации нейтронных вспышек ~ 10-20 кГц, длительность нейтронного импульса 10-20 мкс, средний нейтронный выход 5><107-108 н/с, диаметр -70 мм, длина - 1300 мм

В 1992 г разработка аппаратуры и методики углеродно-кислородного каротажа под руководством автора и при его непосредственном участии была начата в ООО НПФ "Октургеофизика" (г Октябрьский) В 1994 г работа была продолжена в институте ВНИИГИК, а затем, после нескольких реорганизаций в период 1994-2004 г, в ООО "Нефтегазгеофизика" Результатом этих работ стало появление первой в России скважинной аппаратуры углеродно-кислородного каротажа, получившей коммерческое название АИМС (Аппаратура Импульсной Многокомпонентной Спектрометрии) Скважинный прибор был диаметром 90 мм, однозондовый, в качестве детектора гамма-излучения применялся кристалл Nal(Tl), в качестве источника нейтронов импульсный нейтронный генератор ИНГ-06 С 1996 г начались первые полевые испытания Для оценки нефтенасыщенности в качестве интерпретационных параметров этой аппаратуры использовались отношения CORrnnp и CaSif-ирз (или CaSirnHp) Связь этих параметров с нефтенасыщенностью была установлена по данным зарубежных аналогов и с помощью экспериментальных исследований, основными из которых являлись результаты измерений на моделях пород с известной литологией, пористостью и насыщением

В 1997-2000 годах с помощью аппаратуры АИМС было исследовано около 150 скважин, проведена серия сравнительных испытаний с аппаратурой MSI-CO и аппаратурой серии 2727ХА (китайский аналог аппаратуры MSI-CO) на скважинах в Западной Сибири и Татарии Результаты испытаний показали хорошую сходимость полученных резуль гатов, обусловленную

применением однотипных детекторов гамма-излучения на основе монокристалла Ыа1(Т1), а также близостью основных параметров частоты генерации и длительности нейтронных импульсов, количества каналов энергетического анализатора, длины зонда, конструктивных особенностей защиты детектора

Однако, как собственно скважинный прибор, так и применяемая методика не позволяли проводить оценку нефтенасыщенности с требуемой достоверностью Первым модификациям скважинного прибора АИМС свойственно отсутствие оптимизации ее конструктивного и схемотехнического решений с точки зрения минимизации погрешности определения нефтенасыщенности по результатам проведения скважинных исследований Кроме того, эти приборы отличались относительно невысоким ресурсом работы блока детектирования при повышенных скважинных температурах Методическое обеспечение аппаратуры не позволяло оценивать влияние неполноты геолого-технологической информации на точность определения характера насыщения коллекторов Необоснованность предположения постоянства (незначительной изменчивости) ряда параметров (пористости, глинистости, минерализации пластовых вод и др ) пластов-коллекторов, с одной стороны, и существенная чувствительность интерпретируемых кривых к перечисленным параметрам, с другой стороны, в ряде случаев существенно искажали реальность В результате происходило существенное завышение нефтенасыщенности в водоносных и ее занижение в заглинизированных коллекторах

Таким образом, на начало исследований автора по теме диссертации массовое применение углеродно-кислородного каротажа в отечественной практике сдерживали два фактора Условно их можно определить как "аппаратурный" и"методический"

"Аппаратурный фактор" заключался в отсутствии отечественной аппаратуры данного типа, способной обеспечить качественное проведение скважинных исследований с требуемой точностью Массовое применение аппа-ратурно-методических комплексов зарубежных фирм было невозможно ввиду их ограниченного количества и высокой стоимости

"Методический фактор" был обусловлен недостатками методического обеспечения зарубежных компаний, не адаптированного к условиям эксплуатации российских нефтяных месторождений, специфической особенностью которых является ограниченность существующего комплекса ГИС в процессе строительства скважины Одновременно, кроме проблем методического характера, для массового применения ИНГК-С для определения текущей нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа стал вопрос ее аттестации, т е определения списка контрольных параметров и требований к ним для допуска аппаратуры к каротажу

Как следствие этих двух факторов, случаи применения метода углеродно-кислородного каротажа для оценки текущей нефтенасыщенности на российских нефтяных месторождениях до 1996 г носили эпизодический характер

Становится очевидным и актуальным разработка отечественного аппа-ратурно-методического комплекса углеродно-кислородного каротажа, адаптированного к массовому применению на нефтяных месторождениях в условиях ограниченности информации по исследуемым коллекторам Разрабатываемые аппаратура и методика должны быть оптимизированы с точки зрения главного критерия - точность определения нефтенасыщенности Основные дестабилизирующие факторы необходимо уметь оценивать по степени влияния на конечный результат

Разработка аппаратурно-методического комплекса осуществляется многопланово с применением многочисленных итераций На первом этапе формулировались основные принципы построения аппаратуры и методики обработки получаемых результатов После реализации первой модификации скважинного прибора проводилось его промышленное опробование Анализ полученных результатов позволил выявить наиболее слабые места как аппаратуры, так и применяемой методики Новые методические подходы позволили повысить точность решения поставленной задачи и потребовали пересмотра ряда конструктивных и схемотехнических решений, что, в свою очередь, привело к реализации новых методических возможностей и т д Исходя из вышесказанного, автор считает целесообразным отразить дальнейшее содержание диссертации в соответствии с защищаемыми положениями.

Первое защищаемое положение

Результаты теоретических и экспериментальных исследований, положенные в основу аппаратуры для определения нефтенасыщенности коллекторов методом импульсного спектрометрического нейтронного гамма каротажа и технология проведения скважинных исследований, включающая этапы настройки и калибровки аппаратуры, регистрации данных (каротаж) и контроля измерительного тракта скважинной аппаратуры.

При разработке элементов конструкции аппаратуры автором были использованы как численные методы расчетов с использованием пакета программ М01Р-5, так и эксперименты с натурными макетами скважинного прибора и с моделями пластов, насыщенных различными флюидами (раздел 2 2)

Первый вопрос, потребовавший исследования, обоснование режима временной селекции для выделения "чистых" спектров ГИНР Наиболее быстрым изменениям нестационарного поля гамма-квантов, индуцированных нейтронами скважинного импульсного генератора при установившейся цикличности его работы, соответствуют периоды а) включения нейтронного генератора в режим излучения (за 3—4 мкс "розжига" нейтронной трубки происходит линейное увеличение интенсивности гамма-излучения в 10-20 раз), б) выключения нейтронной трубки (в силу конечного времени замедления быстрых нейтронов в течение 5-10 мкс после практически мгновенного выключения нейтронной трубки наблюдается спад интенсивности ГИНР) Вре-

мя жизни нейтронов в "типичном" терригенном разрезе колеблется от десятков до сотен мкс В этой ситуации для получения спектра ГИНР методом временной селекции оптимальным является режим, поддерживающий квазистационарную плотность тепловых нейтронов и наиболее равномерную загрузку регистрирующего тракта, что обеспечивается соотношением периода генерации нейтронов к ширине нейтронного импульса (скважность излучения), равным 2-3 при частое генерации нейтронов 20 кГц Однако для нейтронного генератора типа ИНГ-06 наиболее устойчивым является режим работы 15 мкс (вспышка)/100 мкс (период излучения) Кроме этого, положение нейтронного импульса генератора относительно импульса синхронизации, по которой нейтронная трубка начинает "разжигаться", непостоянно и, в зависимости от температуры окружающей среды и времени наработки, изменяется на несколько мкс Исходя из этого, при обосновании периодов дискретизации временной шкалы регистрации гамма-квантов автором применен принцип минимальной избыточности Весь временной интервал периода излучения нейтронного импульса разбит на ряд последовательных временных окон В области наиболее быстрых скоростей изменения регистрируемого гамма-излучения длительность временного окна селектора для регистрации полных спектров выбрана равной 2 мкс (15 каналов) При работе на отрезке времени, где преобладает ГИРЗ, длительность временного окна увеличена до 6 мкс На последующем отрезке времени, продолжающимся до начала импульса синхронизации, информирующего о начале следующего цикла излучения нейтронов, расположено "фоновое" окно (раздел 3 1)

Традиционное построение спектрометрического тракта основано на связи энергии, оставленной гамма-квантом в сцинтилляционном детекторе, с зарядом, стекающим с анода ФЭУ, оптически сочлененного с детектором Обычно для сбора заряда используются интеграторы Учитывая, что амплитуда импульса с анода ФЭУ пропорциональна стекающему с него заряду, для измерения поглощенной в детекторе энергии также применяют схемы на основе пикового детектора В обоих случаях приходится применять аналоговые ключи, блокирующие перезаряд запоминающих конденсаторов и обеспечивающие их разряд после проведения оцифровки информации, что служит ограничением максимальной загрузки спектрометрического тракта С целью увеличения пропускной способности регистрирующего тракта автором предложено новое схемотехническое решение построения скважинного прибора В основу положен тот факт, что интервал времени от момента появления токового импульса с анода системы "сцинтилляционный детектор + ФЭУ" до набора им максимального значения является фактически постоянным и не зависит от энергии, оставленной гамма-квантом в детекторе Блок анализа импульсов с ФЭУ фиксирует момент начала нарастания информационного импульса и спустя фиксированное время стартует АЦП Применение быстродействующих АЦП со временем преобразования не хуже 400 не и быстродействующих схем инкрементирования памяти (не более 300 не) обеспечива-

ет завершение процесса оцифровки информационного сигнала за время, не превышающее его длительность Таким образом, единственным источником "мертвого" времени в системе остается сборка "сцинтилляционный детектор + ФЭУ" Исследование разработанного спектрометрического тракта на максимально допустимые нагрузки показало, что с применением сцинтилляци-онного детектора на основе BGO и ФЭУ R-1847 с резистивным делителем 4 МОм при интегральных загрузках до 200 тыс имп/сек положение энергетической шкалы регистрирующего спектрометрического тракта практически неизменно При этом погрешность определения нефтенасыщенности за счет восстановления просчетов в зарегистрированных спектрах не достигает сколько-нибудь значимого уровня (разделы 3 2 и 4 2)

Проведенный автором анализ существующих сцинтилляционных детекторов выявил следующее На сегодняшний день для промышленного применения можно рассматривать детекторы на основе кристаллов Nal(Tl), BGO, CsI(Na) Наибольшей эффективностью регистрации гамма-квантов в области ГИНР углерода и кислорода обладает кристалл BGO, наименьшей -Nal(Tl) В то же время у кристалла BGO наихудшее энергетическое разрешение, он обеспечивает минимальный световыход и требует более жесткой термостабилизации, чем кристалл Nal(Tl) Кристалл CsI(Na) по этим показателям занимает промежуточное положение Однако анализ характеристик детекторов в отрыве от цели их применения не позволяет судить о том, насколько эффективно перечисленные детекторы решают основную задачу С/О-каротажа - определение текущей нефтенасыщенности Для объективной оценки оптимального типа детектора были проведены натурные измерения в песчаных моделях с пористостью 34 %, насыщенных пресной, минерализованной водой и дизельным топливом Обработка зарегистрированных спектров проводилась с привлечением "оконной" методики Для каждого типа кристалла исследовались два типа статистических характеристик среднее значение и стандартное отклонение основного информационного параметра СОЯгинр, однозначно связанного с нефтенасыщенностью Стандартные отклонения, определяемые совокупным влиянием вероятностной природы радиоактивного распада, нестабильностью работы генератора нейтронов, аппаратурного тракта и рядом других неконтролируемых факторов, рассматривались как случайная погрешность определения параметра СОКГ инр

Для оценки значимости различия моделей по параметру CORninp было предложено рассчитывать показатели контрастности

G(COR)=K4- |Х,-Х,|/(а,2+ аГ)"2

где X,, Xj - значения параметра СОЯгинр на i-ой и j-ой моделях, а,, Oj - соответствующие погрешности его оценки Показатель Кц не зависит от объема выборки (количества измерений в пределах интервала осреднения), поэтому если Ки >1, можно утверждать, что даже при единственном измерении различие основного интерпретационного параметра CORrt1hp для двух моделей

превышает суммарную погрешность, т е значимо В реальном случае, когда производится п измерений и вычисленные значения СОИгинр осредняются, статистическую значимость различия моделей можно рассчитать с помощью у-статистики [Лавренчик, 1986]

Уи= ¡Х,-ХД(а,2+ а^/п)"2

Превышение этой статистики над критической величиной квантиля нормального распределения и1ч1, где а - уровень значимости, является мерой различия средних значений основного интерпретационного параметра, определенных, например, в водонасыщенном и нефтенасыщенном пластах Кроме того, отношение

т= (Уу/и^а)

где () - оператор выделения целой части, позволяет судить о максимальном числе градаций нефтенасыщенности, значимо различающихся по параметру ССЖринр при п измерениях Этот последний показатель является наиболее объективным критерием сравнения двух типов детекторов

Результаты испытаний двух типов детектора обобщены в таблице 2 При расчетах у-статистики и максимального числа градаций ш автор исходил из необходимости оценки пластов минимальной мощностью 1 м При стандартной скорости каротажа равной 40 м/час и временной дискретизации измерений 10 секунд на пласт мощностью 1 м приходится п=9 измерений

Таблица 2 - Результаты испытаний скважинного прибора с детекторами ВвО (числитель) и №1(Т1) (знаменатель) на моделях водо- и нефтенасыщенного пласта

Характеристика Модель (насыщающий флюид)

пресная вода дизтопливо минерализованная вода (100 г/л)

Среднее значение основного интерпретационного параметра X 0.550 0,350 0.650 0,413 0.556 0,353

Стандартное отклонение основного интерпретационного параметра (погрешность) о 0,0095 0,0378 0,0092 0,0366 0,0067 0,0268

Количество измерений 63 58 74

Сравнение результатов по моделям

дизтопливо/ пресная вода минерализованная/ пресная вода дизтопливо/ минерализованная вода

Разности средних значений основного интерпретационного параметра Х,-Х, 0,0995 0,0630 0,00547 0,0030 0,0940 0,0600

Контрастность Кч 7.56 1,20 0.47 0,06 8.29 1,32

Количество измерений в пласте мощностью 1 м 9 9 9

у-статистика 22.68 3,59 Ш 0,19 24.86 3,97

Критическое значение и]Ч1при 90 % уровне доверия (а =0,1) 1,28

Максимальное число градаций ш П 2 0 19 3

Исследование показало, что при изменении нефтенасыщенности от О до 100 % при пористости 34 % и стандартном времени измерения на точке применение кристалла BGO позволяет выделять 17-19 статистически значимых (на уровне 90 %) градаций нефтенасыщенности, a Nal(Tl) - лишь 2-3 При проведении экспериментов принималось допущение об адекватности по своим ядерным свойствам (содержание ядер углерода, водорода, примесей) дизельного топлива и нефти (раздел 3 4)

Ввиду того, что температурная стабильность детектора BGO является достаточно низкой, были проведены исследования на изучение влияния температуры Первоначально сборка "сцинтилляционный детектор + ФЭУ" располагалась в термостате между двумя теплопоглотителями на основе сплава Вуда массой 1400 и 800 г соответственно, установленными сразу после пробки термостата и на противоположном от ФЭУ торце кристалла Опыт эксплуатации скважинных приборов в южных регионах в летний период, в скважинах с предельной температурой около 110 °С при интервалах исследования до 300-400 м показал актуальность увеличения временного ресурса работы блока детектирования При температуре воздуха, не опускающейся ночью ниже 30 °С и частоте каротажей 2 скважины в неделю температура в блоке детектирования не опускалась ниже 40 °С Учитывая фактически линейную зависимость времени нагревания блока детектирования от его начальной до критической температуры, был предложен эффективный способ увеличения рабочего времени скважинного прибора, основанный на предварительном охлаждении перед каротажем теплопоглотителей системы путем пропускания через них холодной воды Применение данной системы принудительного охлаждения позволило до 2-х раз увеличить ресурс работы блока детектирования в описанных выше условиях эксплуатации (раздел 3 5)

В результате проведенных исследований стабилизации энергетической шкалы спектрометрического тракта автором был разработан способ, основанный на сравнении зарегистрированных спектров с эталонным В основе этого способа лежит следующее В спектрах ГИРЗ, зарегистрированных сцинтилляционным детектором, в аппаратуре АИМС на фотопик попадает не менее 7-8 каналов амплитудного анализатора На всех спектрах отчетливо выделяются пики полного поглощения ГИРЗ на ядрах водорода и железа Это позволяет проводить идентификацию пиков по энергии бортовым компьютером и определять положение энергетической шкалы с точностью не хуже ±10 кэВ, что обеспечивает требуемую точность определения текущей нефтенасыщенности по разработанной методике Основное требование при регистрации - удержать положение энергетической шкалы регистрируемых спектров в диапазоне линейности аналоговых узлов тракта Для этого проводится накопление "опорного" спектра в интервале проведения исследований, правильность положения энергетической шкалы которого контролируется оператором по библиотеке спектров В дальнейшем зарегистрированные спектры сравниваются с опорным, методом наименьших квадратов добиваются

их максимального совпадения, переносят положение энергетической шкалы опорного спектра на зарегистрированный и контролируют текущее положение энергетической шкалы В случае если положение энергетической шкалы начинает приближаться к критическим значениям, следует команда на сква-жинный прибор, по которой происходит изменение коэффициента усиления (раздел 3 3)

Подтверждение правильности разработанных принципов построения аппаратуры получено при ее испытаниях с новым импульсным нейтронным генератором СГН-ТБЭ-1 (разработка "ЭлектроХимПрибор", г Лесной, "БАРС" и "ТехСервис ЗЛТ", г Москва), прошедших 10 октября 2006 г на месторождении в Западной Сибири Новый нейтронный генератор, отличаясь от генератора ИНГ-06 конструкцией трубки, высоковольтным блоком, низковольтными преобразователями питания, алгоритмами поддержания нейтронной трубки в рабочем состоянии, был успешно адаптирован к применению в составе разработанного аппаратурно-методического комплекса углеродно-кислородного каротажа без каких-либо конструктивных изменений Записи, сделанные аппаратурно-методическим комплексом АИМС с нейтронными генераторами ИНГ-06 и СГН-ТБЭ-1, показали полную идентичность замеров (раздел 3.7)

На скважинный прибор С/О-каротажа получен патент РФ

Второе защищаемое положение

Методика интерпретации данных спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа с использованием рационального комплекса дополнительных методов ГИС, обеспечивающая количественное определение текущей нефтенасыщенности коллекторов в терри-гспных отложениях и оценку точности и достоверности получаемых результатов.

Для определения текущей нефтенасыщенности автором предложена комплексная методика, сочетающая в себе основные преимущества методик "оконной" и разложения зарегистрированных спектров

Модель "типичного" коллектора терригенных отложений представлена смесью песчаника, карбонатного цемента и глины, где Упес, Укар, Угч - соответственно их объемные содержания, К„ - пористость! рассматриваемой модели Упес+Укар+Угл+Кп = 1 После приведения зарегистрированных спектров к единой энергетической шкале спектры ГИРЗ раскладываются на "фоновую составляющую" (излучение собственно скважинного прибора, обсадной колонны, цементного камня и внутрискважинной жидкости), "заглинизирован-ный песчаник" (УПес+Угл), "карбонатный цемент" (Уир) Методом временной селекции получают спектр ГИНР и вычисляют скорости счета в энергетических "окнах" углерода, кислорода, кальция, кремния и по полученным скоростям счета рассчитывают, соответственно, отношения ССЖгинр и С^гинр Ввиду того, что спектры ГИРЗ глины и песчаника идентичны, объемное со-

держание глин (Vra) рассчитывается по независимым данным - например, по СГК, ГК или ПС Полученные значения CORniHP и CaSii-цнр в исследуемом коллекторе корректируются за глинистость, для чего привлекаются значения этих параметров, зарегистрированные в интервалах неразмытых глин, пересекаемых скважиной ССЖгинр ™ и CaSin-шр п соответственно поправка за глинистость

CORrnHP,CaSirnHP > ССЖПШр га,1ргл, CaSinmp, kopp

por гяс, _COR,CaSirHHP - Угл xCOR,CaSiraHP гл

ьик,^аа1ГИНР корргл - _

Аналогичным образом корректируются за глинистость значения Vncc, VKap, Ко, что позволяет в дальнейшем перейти на трехкомпонентную модель флюид (вода + нефть), песчаник, карбонаты

Далее выбирается т н "опорный" коллектор с известным значением водонасыщенности, в котором показания ССЖгинр и CaSir-шр корректируются за глинистость описанным выше образом Корректировка отношений ССЖгинр,испр гл, CaSirHHP,Hcnp гл за влияние пористости с учетом карбонатности заключается в приведении измеренных и скорректированных за глинистость значений CORraHP и CaSii-инр в коллекторе к условиям "опорного" пласта Интерполяция значений CORi-инр и CaSinmp для водонасыщенных песчаника и известняка при фиксированной пористости проводится по линейному закону Так же по линейному закону проводится интерполяция значений COR] шр и CaSii HHP при фиксированном насыщении от пористости

CORniHP,корр га пор кар = CORfHHP Kopp гл"

(К п опор -КпИОссж+РожХУкар ),

CaSlfHHP Kopp гл пор кар = CaSlpjfflP корр гл"(Кп опор "Kn)X(OcaSi+ßcaSixVKap ),

Здесь cicor. ßcoR, ocas>, и ßcasi - постоянные для данного типа аппаратуры константы, определяемые по результатам измерений на моделях, Кп опор - пористость опорного коллектора

Следующий этап - приведение чувствительности к литологии кривой CaSinfflp корр гл пор кар к аналогичной чувствительности кривой CORniHP,корр гл пор кар А именно - выравнивание отношения разницы значений CaSi в водонасыщенных известняке и песчанике к разнице значений COR в тех же условиях при фиксированной пористости КП]0п0р Процедура проводится по основной палеточной зависимости

выравнивание чувствительности CaSlrHHP.Kopp гл пор кар -'CtlSlp^ijp КОрр rJ1 ПОр кар ,шт

Коэффициент чувствительности к литологии определяется

CaSlfHHP,корр Г7 пор кар лит ~CaSlrMHP корр гл пор KapX(CORrHHP,Kn опор, песчаник "

CORniHP,Кп опор, известняк)/(CaSlf инр Кп опор, песчаник" CaSlpHHP.Kn опор, известняк)

Соответствующие приращения кривых COR и CaSi, скорректированные за глинистость, пористость, карбонатность, приведенные к единой чувствительности к литологии над показаниями COR и CaSi, скорректированными за глинистость, карбонатность, приведенные к единой чувствительности к литологии, обозначаются соответственно ACOR и ACaSi и определяются следующим образом

ACOR— CORfHHP.Kopp гл пор кар -CORr-ИНР опор ,корр гл кар?

ACaSl—CaSlfijHP,Kopp гл пор кар лит " CaSlfHHP.onop ,корр гл кар лит;

где CORfHHP,опор ,корр гл кар и CaSiraHP опор ,коРР гл кар лит - значения кривых COR и CaSi в опорном пласте, скорректированные за глинистость и карбонатность, приведенные к единой чувствительности к литологии

Искомая текущая нефтенасыщенность К„ в рассматриваемом случае определяется

K„=(ACOR-ACaSi)/Fcor,

где Fcor - функция, описывающая различия значений СОЯгинр в нефте- и во-донасыщенных коллекторах при соответствующих пористости и содержании примесей карбонатов Применительно к аппаратуре АИМС функцию FCOr можно выразить следующим образом

FCOR=G(COR)xK„/(l-Kn)x(A+BxVKap),

где А и В - константы, G(COR) - показатель контрастности основного интерпретационного параметра CORj-hhp. определяемый при градуировке аппаратуры в водо- и нефтенасыщенных моделях (разделы 2 1 и 4 7)

Для оценки устойчивости предлагаемой методики и наполнения ее конкретными поправочными зависимостями к изменениям геолого-технологических условий проведения скважинных работ автором были проведены следующие исследования

- изучены ошибки, возникающие в определении текущей нефтенасы-щенности в результате влияния дестабилизирующих факторов на технологическом этапе обработки полученных данных (линейность и стабильность энергетической шкалы, стабильность энергетического разрешения, качество выделения спектра ГИНР, стабильность нейтронного выхода, количество каналов энергетического анализатора) (раздел 2 2),

- изучено влияние ближней зоны на точность определения нефтена-сыщенности (плотность цемента, диаметр скважины, диаметр и толщина обсадной колонны, минерализация пластовых вод и жидкости внутри колонны) (раздел 2 2),

- изучено влияние коллекторских свойств исследуемого пласта (пористость, карбонатность, глинистость) (разделы 2 4 и 2 5)

Оптимальные параметры энергетических окон для интегрирования спектров каждого конкретного элемента выбирались по результатам физического и математического моделирования Основными критериями, служащими для принятия решения при проведении расчетов и натурных измерений, были сходимость основных и повторных замеров при фиксированном времени измерения и выходе нейтронного генератора, максимальная чувствительность результирующего параметра к нефтенасыщенности и его минимальная чувствительность к минерализации пластовой воды Экспериментальные исследования выполнялись с помощью моделей ВНИИЯГГ (1 Ра-менское) и "Тюменьпромгеофизики" (г Мегион) Результаты физического моделирования рассматривались как "опорные" для оценки достоверности численных расчетов, выполненных в значительно более широком объеме (раздел 2 2)

В результате проведенных исследований на все рассматриваемые факторы составлены палеточные зависимости, позволяющие проводить количественную оценку точности получения нефтенасыщенности в зависимости от полноты представленных данных и качества проведения скважинных исследований

Влияние основных технологических факторов на точность определения нефтенасыщенности можно обобщить (раздел 2 2)

- изменение энергетического разрешения аппаратуры в диапазоне ±5 % приведет к погрешностям определения нефтенасыщенности до 7 % абсолютных,

- при присутствии в "очищенном" спектре ГИНР в результате некорректного вычитания фона доли ГИРЗ ±10 % погрешность определения нефтенасыщенности составит до 9 % абсолютных,

- применение для регистрации спектров ГИНР и ГИРЗ 256-канальных спектрометров при использовании сцинтилляционного детектора ВвО размером 56x200 мм с энергетическим разрешением по линии Се-137 11 % и стабилизацией энергетической шкалы с точностью ±20 кэВ обеспечит получение данных для расчета нефтенасыщенности не хуже 1-2 % абсолютных при прочих известных значениях Повышение точности определения нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа за счет увеличения каналов регистрируемых энергетических спектров составит доли процента, в то время как неконтролируемые изменения параметров ближней зоны, изменения минерализации пластовых вод, погрешность определения пористости, глинистости внесет в определение нефтенасыщенности погрешность в десятки процентов (разделы 3 3 и 3 4)

Во избежание серьезных ошибок следует контролировать состояние цементного камня и ствола скважины против опорных и исследуемых пластов В целом влияние ближней зоны можно охарактеризовать (раздел 2 2)

- снижение плотности цемента на 0,4 г/см3 против оцениваемого пласта по отношению к опорному приведет к занижению К„ на 4-6 % абсолютных для скважины диаметром 196 мм и на 25-30 % абсолютных для скважины диаметром 296 мм,

- при плотности цемента 1,8 г/см3 увеличение диаметра скважины на 50 мм против оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту приведет к занижению Кн на 14-15 % абсолютных При плотности цемента 1,00 г/см3 (нет цемента) аналогичное изменение диаметра скважины приведет к занижению Кн на 30-35 % абсолютных,

- погрешность оценки Кн при плотности цемента 1,8 г/см3, обусловленная неконтролируемым изменением толщины обсадной колонны на 4 мм, может достигать до 10 % абсолютных При плотности цемента 1,00 г/см3 погрешность оценки К„, вызванная теми же изменениями толщины обсадной колонны, возрастет до 35^-40 % абсолютных,

- погрешность определения Кн, обусловленная изменением минерализации пластовых на 100 г/л в исследуемом пласте относительно опорного, составит 9-12 % абсолютных,

- погрешность оценки Кн, вызванная изменением минерализации жидкости в скважине на 100 г/л против оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту, может достигать 20-25 % абсолютных (раздел 2 3)

Влияние карбонатности коллектора на точность определения нефтена-сыщенности методом углеродно-кислородного каротажа заключается в следующем При определении карбонатности по спектрам ГИРЗ погрешность определения объемного содержания карбонатов в терригенных коллекторах в рабочем диапазоне их пористости (10-30 %) и карбонатности (0-30 %) в большинстве случаев не превышает 4 % абсолютных При определении неф-тенасыщенности коллектора с общей пористостью 20-30 % данная неоднозначность приводит к погрешности в 2-3 % абсолютных При этом погрешность определения карбонатности коллектора при использовании метода разложения спектров ГИРЗ слабо зависит от диаметра скважины, если минерализация скважинной жидкости используемого фонового спектра соответствует минерализации скважинной жидкости, при которой был получен исследуемый спектр В целом изменение минерализации скважинной жидкости на 50 г/л ЫаС1 приводит к погрешности определения карбонатности коллектора не более 5 % абсолютных 256 энергетических каналов спектрометра сква-жинного прибора серии АИМС обеспечивают погрешность определения карбонатности методом разложения спектров не более 3,5 % абсолютных при смещении энергетической шкалы до ±80 кэВ и изменении энергетического разрешения аппаратуры до ±5 % (раздел 2 5)

Для определения Кн с погрешностью не более 10 % абсолютных необходима точность оценки пористости 2-3 %, "карбонатность" коллектора должна быть известна с точностью не хуже 10 %, минерализация пластовых вод должна быть известна с точностью ±20 г/л в диапазоне изменения минерализации 10-50 г/л и ±50 г/л в диапазоне изменения минерализации 50-200 г/л, глинистость должна быть определена с точностью не хуже 10 % Данные по пористости, минерализации пластовых вод, глинистости следует привлекать из результатов обработки комплекса ГИС открытого ствола Кар-uoHdiHoi.ib KUJuicKiupd с требуемой точностью можно рассчитать б тсрри-генных коллекторах путем разложения спектров ГИРЗ, зарегистрированных аппаратурой углеродно-кислородного каротажа Статистическая погрешность проведенных измерений должна обеспечивать для отношений скоростей счета в энергетических окнах углерода, кислорода, кальция и кремния, рассчитанных по спектрам ГИНР (С(ЖГИНР, CaSij-инр) полные относительные случайные погрешности, приведенные к пласту мощностью 2 м, должны быть не более 2 %, а относительные систематические погрешности в тех же условиях не должны превышать 3 % (разделы 2,4 5 и 4 6)

В результате проведенных исследований доказано, что предложенная автором методика определения нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа в случае корректного введения поправок на дестабилизирующие факторы обеспечивает в условиях терригенного разреза как минимум 10 % точность по абсолютным значениям насыщенности Это позволяет прогнозировать 5 градаций притока (вода, вода с пленкой нефти, вода с нефтью, нефть с водой, нефть) при испытании коллектора

Третье защищаемое положение

Результаты практического применения аппаратурно-методиче-ского комплекса определения текущей нефтенасыщенности коллекторов методом спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа в более чем 3000 скважинах на нефтяных месторождениях России, Казахстана и Туркменистана, позволившие вовлечь в промышленную разработку ряд новых объектов, провести более достоверную переоценку нефтенасыщенности уже известных объектов, открыть новые нефтяные залежи.

Аппаратурно-методическим комплексом АИМС на 31 января 2007 г исследовано более 3000 скважин, из них

- ТНК-ВР, бизнес единица "Самотлор" - не менее 1323 скважин,

- ОАО "Сургутнефтегаз" - не менее 749 скважинных исследований,

- ОАО "Лукойл-Западная Сибирь" и "Лукойл-Коми" - не менее 246 скважинных исследований,

- ОАО "Оренбургнефть" - не менее 140 скважинных исследований,

- Республика Казахстан - не менее 106 скважинных исследований

Для России это составило > 60 % всех исследований, проведенных методом С/О-каротажа за всю историю исследований

Промышленное применение углеродно-кислородного каротажа аппа-ратурно-методическим комплексом АИМС началось на объектах ТНК-ВР В 1999 г были исследованы первые 32 скважины на Самотлорском месторождении В ходе продолжения работ за период 1999-2001 гг проведены исследования более чем в 500 скважинах По этим данным "обозначились перспективы исчерпавшего себя объекта АВ4-5 Возможности доизвлечения нефти обнаружены практически в каждом блоке разработки При этом важно, что результаты оценки текущей нефтенасыщенности продифференцированы по пластам и прослоям, слагающим разрез АВ4-5 Это позволяет избирательно осуществлять доизвлечение нефти, комбинируя элементы регулирования разработки и методы повышения нефтеотдачи В скважине 30668 из интервала 1602,2-1605 м пласта покурской свиты ПК13, выявленного и рекомендованного к испытанию по данным С/О-каротажа, получен промышленный приток нефти дебитом 50 м3/сут и обводненностью 34 % Прирост запасов нефти по категории С1 оценен в 730 тыст Таким образом, в малоперспективном объекте была обнаружена зона промышленного нефтенасыщения Это результат стал основанием для утверждения "Программы работ по оценке добывных возможностей покурской свиты Самотлорского месторождения" и расширения целенаправленных исследований скважин методом С/О-каротажа" [К проблеме. , 2001] Одновременно работы по определению текущей нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа ап-паратурно-методическим комплексом АИМС были проведены на Красноле-нинском нефтяном месторождении Талинской площади "По результатам исследований в скважине Р-2 в отложениях Викуловской свиты выделены явно нефтенасыщенные участки, находящиеся в зоне ВНК В результате испытаний интервала 1429-1436 м, выявленного и рекомендованного по данным С/О-каротажа, из пласта ВК1 был получен промышленный приток нефти дебитом 5,29 м3/сут и воды 12,3 м3/сут, что позволяет говорить об открытии новой залежи нефти" [К проблеме , 2001] (раздел 5 1)

Внедрение аппаратурно-методического комплекса АИМС на объектах ОАО "Сургутнефтегаз" в тресте "Сургутнефтегеофизика" прошло на фоне скважинных работ, проводимых аппаратурой РБСГ, используемой трестом с 1997 г К моменту поставки аппаратурно-методического комплекса АИМС объем исследований, проведенных аппаратурой РБСГ, составил более 200 скважин Благодаря этому и требованиям, поставленным геологической службой треста, аппаратурно-методический комплекс углеродно-кислородного каротажа, разрабатываемый автором, был доведен до современного состояния, позволяющего проводить его промышленное использование На сегодняшний день "Сургутнефтегеофизика" является единственной организацией, применяющей метод углеродно-кислородного каротажа в массовых объемах без участия разработчиков По состоянию на 01 января 2007 г за пе-

риод с 2002 г на нефтяных месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" аппара-турно-методическим комплексом АИМС выполнено 749 скважинных исследований Часть скважин после проведения исследований были перфорированы "Результаты работы перфорированных пластов в целом подтверждают значения К„, полученных по данным С/О-каротажа" (Н К Глебочева, главный геолог треста "Сургутнефтегеофизика") По имеющейся в тресте статистике, при проведении исследований в 626 скважинах за период 2004-2006г зарегистрированы 3 отказа, в результате которых скважина не была исследована, и 129 дефекшв Из них по причине неисправностей собственно аппаратуры АИМС-СТ - 34 дефекта, нейтронного генератора ИНГ-06 - 45 дефектов, спуско-подъемного оборудования - 50 дефектов Данная статистика, по мнению автора, свидетельствует о высокой надежности аппаратурно-методиче-ского комплекса АИМС Повышение стабильности нейтронного генератора ИНГ-06 позволит снизить показатель дефектов до 5-6 % от количества исследованных скважин (раздел 5 2)

Единичные скважинные исследования методом углеродно-кислородного каротажа на объектах ОАО "Лукойл-Западная Сибирь" начались в 1997—1999г Затем в 2003-2006 гг на нефтяных месторождениях Ватьеган-ское, Повховское, Придорожное, Южно-Ягунское, Кустовое и др исследования были продолжены в 97 скважинах совместно с ОАО "Красноярское управление геофизических работ" и в 50 скважинах совместно с ОАО "Кога-лымнефтегеофизика" В ходе проведенных скважинных исследований получены количественные параметры насыщения терригенных коллекторов, уточнены границы положения водонефтяных контактов (ВНК), определены зоны повышенной нефтенасыщенности на длительно разрабатываемых объектах Результаты освоения на месторождениях ОАО "Лукойл-Западная Сибирь" показали подтверждаемость заключений насыщенности коллекторов данным углеродно-кислородного каротажа в пределах 87-90 % (раздел 5 3)

Внедрение метода на объектах ОАО "Юганскнефтегаза" началось в 2005 г За период 2005-2006 гг аппаратурно-методическим комплексом АИМС проведены скважинные исследования в 72 скважинах Мамонтовско-го, Правдинского, Лемпинского, Южно-Сургутского, Тепловского, Усть-Балыкского, Кудринского, Восточно-Сургутского, Солкинского и Ефремов-ского нефтяных месторождений По результатам С/О-каротажа в 2005 году перфорировано 256,0 м Из них получено 815,6 т/сут нефти, что составляет 3,2 т/сут на 1 перфорированный метр Заключения по текущей нефтенасыщенности, сделанные по результатам проведения углеродно-кислородного каротажа, показали совпадение с результатами опробования не хуже 82 % (раздел 5 4)

Объем исследований методом углеродно-кислородного каротажа на месторождениях компании "Казмунайгаз" республики Казахстан составил за 2002-2006 гг 106 скважинных исследований на месторождениях Жетыбай, Каламкас, Асар, Бекгурлы, Ю-Жетыбай, Айран-Такыр и Кум-Коль Основной

объем выполненных работ проведен аппаратурно-методическим комплексом АИМС производственными партиями ТОО "Techno Trading Ltd" Исследования, проведенные на нефтяном месторождении Жетыбай (60 скважин), характеризовались жесткими геолого-техническими условиями проведения работ большая мощность продуктивной толщи (до 600 м), температура в интервале исследований до 120 °С, наличие радиогеохимических аномалий до 800-900 мкР/ч В результате анализа результатов проведенных исследований выявлены основные закономерности выработки и заводнения продуктивных залежей по площади месторождения Подтверждаемость заключений определения текущей нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа по исследованным месторождениям результатами испытаний составила более 80 % (раздел 5 5) ■

В 2002-2003 гг пробными исследованиями, соответственно, в 8 и 9 скважинах началось внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО "Оренбургнефть" За период 2005-2006 гг было исследовано 123 скважины на Покровском, Бобровском, Гаршинском, Сорочинско-Никольском, Герасимовском, Зайкинском, Курманевском, Рос-тошинском и Романовском месторождениях "Во всех скважинах в исследуемых интервалах определена текущая нефтенасыщенность коллекторов, выделены локальные зоны повышенной нефтенасыщенности в обводнившихся пластах, дан прогноз отдачи, в пластах с ВНК определено его текущее положение" (главный геолог ОАО "Оренбургнефть" А А Хальзов) Подтверждаемость заключений по характеру насыщения исследуемых коллекторов по результатам опробования составила не менее 83 % Дополнительно отмечено, что "практически всегда заключения по интерпретации выдавались с опережением сроков", что, по мнению автора, в совокупности с существующей подтверждаемостью результатов исследований является косвенным доказательством технологичности методики (раздел 5 6)

Работам на объектах ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз" предшествовали сравнительные скважинные исследования аппаратурно-методических комплексов АИМС (работы аппаратурно-методическим комплексом АИМС были проведены силами ООО "Нефте1 азгеофизика" и ООО "Октургеофизи-ка") и PSGT (работы проведены силами фирмы Halliburton) По результатам проведенных скважинных исследований было сделано заключение, что "качество материалов, представленных фирмами "Октургеофизика" и "Нефте-газгеофизика", не уступает материалам, представленным фирмой Halliburton, и позволяет оперативно решать задачу определения текущей нефтенасыщенности исследуемых скважин через колонну" (главный геолог ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз" С В Рыжов) Последующие скважинные исследования методом углеродно-кислородного каротажа в 80 скважинах Муравлен-ковского, Ярайнерского, Вынгапуровского, Суторминского, Умсейского, Крайнего и Тарасовского нефтяных месторождений позволили определить в исследуемых объектах текущую нефтенасыщенность, установить текущие

положения ВНК, выявить пропущенные залежи Подтверждаемость данных углеродно-кислородною каротажа результатами освоения составила порядка 80 % (раздел 5 7)

Практически все работы проведены производственными партиями без участия разработчиков

- 37 скважин, исследованных за период 1997-1998 г, выполнялись совместно производственными партиями ОАО "Когалымнефтегеофи-зика" и ООО "Октургеофизика,

- 749 скважин исследовано трестом "Сургутнефтегеофизика",

- 428 скважин исследовано ОАО "Нижневартовскнефтегеофизика",

- 88 скважин исследовано ТОО "Techno-Trading Ltd Казахстан,

- 20 скважин исследовано ТОО "КазРоссгеофизика", Казахстан,

- 10 скважин исследовано трестом "Туркменнебитгеофизика", Туркменистан,

- не менее 1716 скважинных исследований проведены производственными партиями ООО "Октургеофизика"

Результаты внедрения метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождения ОАО "ЛУКОЙЛ", ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз", ОАО "Роснефть" в Западной Сибири, нефтяных месторождениях ОАО "Оренбургнефть" в Волго-Уральской провинции, нефтяных месторождениях "Казмунайгаз" в республике Казахстан показали хорошую подтверждаемость метода результатами опробования Фактически везде этот показатель не опускается ниже 80 %, доходя в ряде случаев до 90 % Получаемые по результатам углеродно-кислородного каротажа данные были использованы в нефтяных компаниях для построения 1идродинамических моделей эксплуатируемых месторождений Площадные исследования дали начало проведению своевременного мониторинга разрабатываемых залежей Выявленные застойные, неохваченные выработкой нефтенасыщенные зоны, были вовлечены в разработку, что позволило увеличить коэффициент извлечения нефти На ряде месторождений открыты новые залежи нефти

Заключение

1 В результате выполненных теоретических и экспериментальных исследований впервые в России разработан, изготовлен и внедрен в практику геофизических исследований нефтегазовых скважин аппаратурно-методиче-ский комплекс спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа (углеродно-кислородного каротажа), позволяющий оперативно оценивать нефтенасыщенность пластов в условиях низкой или неизвестной минерализации пластовых вод через стальную колонну Комплекс создан на основе продукции отечественной промышленности - импульсный нейтронный генератор, детекторы гамма-излучения, конструкционные материалы - и состоит из

- собственно скважинного прибора углеродно-кислородного каротажа,

- технологии проведения скважинных исследований, включая настройку и калибровку аппаратуры, регистрацию данных (каротаж) и контроль измерительного тракта скважинной аппаратуры,

- методики интерпретации данных углеродно-кислородного каротажа для оценки текущей нефтенасыщенности пластов

2 В ходе проведения исследований получен ряд новых научных, технических и методических результатов, в том числе

- система регистрации индуцированного импульсным нейтронным генератором гамма-излучения с временной и энергетической дискретизацией, обеспечивающая применение различных алгоритмов обработки спектров,

- система стабилизации энергетической шкалы регистрируемых спектров, основанная на сравнении зарегистрированных и эталонного спектров,

- система оцифровки амплитудных спектров, основанная на связи энергии регистрируемых гамма-квантов с амплитудой импульса на выходе ФЭУ в фиксированный момент времени от начала нарастания его переднего фронта,

- система принудительного охлаждения термопоглотителей скважинного прибора перед началом проведения скважинных исследований, позволяющая существенно увеличить время работы аппаратуры в условиях высоких пластовых температур,

- методика интерпретации данных углеродно-кислородного метода для оценки текущей нефтенасыщенности коллекторов,

- изучено влияние большого числа технических, технологических и методических факторов на эксплуатационные и метрологические характеристики аппаратурно-методического комплекса,

- обоснована необходимая дополнительная информация, (получаемая по керну и/или по комплексу ГИС), необходимая для проведения количественной интерпретации скважинных данных,

- изучено влияние неполноты дополнительной информации на точность определения текущей нефтенасыщенности

3 В результате моделирования методом Монте-Карло и экспериментальных исследований в условиях российских нефтегазовых месторождений оптимизированы все компоненты аппаратурно-методического комплекса По своим точностным и эксплуатационным характеристикам разработанный комплекс не уступает лучшим зарубежным аналогам, при этом максимально адаптирован к геолого-техническим условиям российских месторождений

4 Широкое внедрение аппаратурно-методического комплекса на нефтяных месторождениях России, Казахстана и Туркменистана позволило вовлечь в промышленную разработку ряд новых объектов, провести более дос-

товерную переоценку нефтенасыщенности уже известных объектов, открыть новые залежи

5 Полученные в ходе проведенных исследований результаты, а также конструктивные, схемотехнические и методические результаты нашли применение при разработке других ядерно-геофизических методов каротажа, в частности, спектрометрии естественного гамма-излучения, гамма-гамма плотностном спектрометрическом каротаже, и др

Дальнейшие исследования в направлении определения текущей нефтенасыщенности с использованием спектрометрии гамма-излучения, индуцированного нейтронами, по мнению автора, будут развиваться в сторону "время-пролетных" систем Данные системы используют факт регистрации а-частицы, являющейся продуктом реакции в нейтронном генераторе (iH2+|H3—>2He4+on1) и вылетающей в противоположном с нейтроном направлениях Если разместить рядом с источником нейтронов альфа-детектор, то регистрация им альфа-частицы будет свидетельствовать о том, что в противоположном направлении вылетел быстрый нейтрон Скорость распространения быстрых нейтронов и гамма-квантов в веществе различна и соответствует =0,01-0,05 м/нс для нейтрона и =0,3 м/нс для гамма-кванта Таким образом, если в течение нескольких наносекунд после регистрации а-частицы детектор гамма-излучения регистрирует гамма-квант, то очень велика вероятность toi о, что этот гамма-квант является продуктом неупругого рассеяния вылетевшего быстрого нейтрона Коллимация а-излучения позволит выделять направленный в нужную сторону поток быстрых нейтронов, а регистрация амплитудных спектров ГИНР в нескольких временных окнах позволяет рассчитывать координату места неупругого рассеяния нейтрона (Патент РФ №2256200) В последнее время появляются сцинтилляционные детекторы, обладающие более высокими плотностью и энергетическим разрешением, например, детектор LaBr3(Ce), с плотностью 5,4 г/см3 и энергетическим разрешением 3 % по линии Cs137 Реализация "время-пролетных" систем в совокупности с применением новых типов сцинтилляционных детекторов позволит существенно повысить объективность определения текущей нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа благодаря возможности проведения томографического зондирования

В приложениях 2-11, 13-16 приведены заключения ведущих специалистов и руководителей геофизических и нефтедобывающих предприятий (ОАО "Когалымнефтегеофизика", ОАО "Красноярское управление геофизических работ", ОАО "Нижневартовскнефтегеофизика", ООО "Октургеофизи-ка", ОАО "Оренбургнефть", ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз", трест "Сургугнефтегеофизика", управление "Туркменнебитгеофизика", ЗАО ПГО "Тюменьпромгеофизика", ТОО "Techno Trading", ООО "Юганскнефтегазге-офизика") об эффективности применения разработанного автором аппара-турно-методического комплекса углеродно-кислородного каротажа определения текущей нефтенасыщенности

Основные результаты и положения диссертации изложены в следующих публикациях

1 Аппаратура и методика скважинной гамма-спектрометрии радиационного захвата с низкочастотными генераторами нейтронов // Материалы 3-го ВНТС "Вопросы разработки и применения портативных генераторов нейтронов" М 1988 С 62-65 (соавторы Е С Кучурин, ИХ Шабиев)

2 А С №1464729 Устройство для ядерной спектрометрии // Зарегистрировано 08 11 1988 Приоритет изобретения 11 12 1986 (соавторы Е С Кучурин)

3 А С №1447110 Устройство для спектрометрии гамма-излучения при каротаже скважин // Зарегистрировано 22 08 1988 Приоритет изобретения 11 12 1986(соавторы ЕС Кучурин,АМ Ахметшин)

4 А С № 1428040 Способ ядерной спектрометрии и устройство для его осущесгвления // Зарегистрирован 01 06 1988 Приоритет изобретения 11 12 1986(соавторы ЕС Кучурин)

5 АС № 1581054 Устройство ядерной спектрометрии//Зарегистрирован 22 03 1990 Приоритет изобретения 04 02 1988 (соавторы ЕС Кучурин)

6 А С № 1537047 Способ контроля и стабилизации выхода импульсного источника нейтронов и устройство для его осуществления // Зарегистрирован 15 09 1989 Приоритет изобретения 04 05 1988 (соавторы Е С Кучурин, И X Шабиев, В Л Глухов)

7 АС № 1698868 Способ мониторирования генератора быстрых нейтронов и устройство для его осуществления // Зарегистрирован 15 08 1991 Приоритет изобретения 09 03 1989 (соавторы В Д Гельд, С Н Саранцев)

8 Аппаратура и методика скважинной гамма-спектрометрии радиационного захвата с низкочастотным генератором нейтронов //Вопр атом науки и техн Сер Радиац техн 1990 N 2 С 64-68 (соавторы Е С Кучурин, И X Шабиев)

9 Исследование погрешности определения нефтенасыщенности коллекторов по данным С/О-каротажа // НТВ "Каротажник" Тверь Изд АИС 2006 Вып 2-4 (143-145) С 144-153 (соавторы ВелижанинВА, Лобода Н Г)

10 Спектрометрический гамма каротаж естественной активности пород -аппаратура, метрология, интерпретационно-методическое и программное обеспечение// НТВ "Каротажник" Тверь Изд АИС 2002 Вып 93 С 59-68 (соавторы В А Велижанин, С Ю Головацкий, С Н Саранцев, Ф X Еникеева, Р Т Хаматдинов)

11 ГИС на поздней стадии разработки нефтяных месторождений // Тезисы докладов на Научно-практической конференции, посвященной 50-

летию "Татнефтегеофизики" Бугульма 5-6 сентября 2003 С 47 (соавторы Р Т Хаматдинов, Д В Белоконь, В А Пантюхин)

12 Инструкция по проведению спектрометрического гамма-каротажа аппаратурой СГК-1024 и обработке результатов измерений, МИ 4117-1396-04 //Тверь Изд ГЕРС 2004 (соавторы В А Велижанин, С Ю Головацкий, В А Пантюхин, С Н Саранцев, Р Т Хаматдинов)

13 Инструкция по проведению литолого-плотностного гамма-гамма-каротажа аппаратурой серии СГПЛ и обработке результатов измерений, МИ 41-17-1402-04 //' Тверь Изд ГЕРС 2004 (соавторы В А Велижанин, А В Вершинин, С Н Саранцев, Г К Точиленко, В Р Хаматдинов)

14 Инструкция по проведению импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа аппаратурой серии АИМС и обработке результатов измерений при оценке текущей нефтенасыщенности пород, МИ41-17-1399-04 // Тверь Изд ГЕРС 2004 (соавторы В А Велижанин, В С Бортасевич, Д Р Лобода, Т Е Меженская, С Н Саранцев, В М Теленков, Р Т Хаматдинов, Н К Глебочева)

15 Исследование параметров аппаратуры ИНГК-С/О с детекторами Ыа1(Т1) и ВвО в режимах спектральных отношений и разложения спектров на составляющие // Тезисы докладов на Научно-практической конференции "Современная ядерная геофизика при поисках, разведке и разработке нефтегазовых месторождений" Бугульма 18-20 мая 2001 С 52 (соавторы В А Велижанин, АН Тропин, Лобода Д Р, Меженская ТЕ)

16 Ключевой комплекс ГИС д ля обеспечения прироста запасов нефти на разрабатываемых месторождениях//М Нефтяное хозяйство 2001 X? 9 С 131-134 (соавторы ТВ Хисметов, РТ Хаматдинов, ФX Ени-кеева, Е П Боголюбов)

17 Исследование погрешности определения нефтенасыщенности коллекторов по данным С/О-каротажа// Материалы Научно-практической конференции "Ядерная геофизика 2004" Санкт-Петербург 29 июня-2 июля 2004 С 89-93 (соавторы Лобода Н Г, Велижанин)

18 Об определении содержания карбонатных примесей в терригенных породах по данным спектрометрического нейтронного гамма-каротажа // НТВ "Каротажник" Тверь Изд АИС 2005 Вып 2 (129) С 38-45 (соавторы Лобода Н Г, Велижанин В А)

19 Некоторые вопросы методического обеспечения аппаратуры АИМС при решении задачи определения текущей нефтенасыщенности коллекторов//М Геофизический вестник 2003 № 12 (соавторы В А Велижанин, Н Г Лобода, Т Е Меженская, Н К Глебочева, В М Теленков) С 10-16

20 Опыт применения углерод-кислородного (С/О) каротажа для изучения текущей и остаточной нефтегазонасыщенности пород // НТВ "Каро-

тажник" Тверь Изд АИС 1999 Вып 55 (соавторы АН Тропин, В А Велижанин, Ф X Еникеева, Б К Журавлев, Р Т Хаматдинов, С Н Саранцев, В С Бортасевич, Р К Таухутдинов) С 75-85

21 Опыт промышленного применения С/О-каротажа Проблемы оценки достоверности получаемых данных // НТВ "Каротажник" Тверь Изд АИС 2002 Вып 100 (соавторы ФХ Еникеева, Б К Журавлев, АН Тропин) С 224-236

22 Опыт работы по определению характера насыщения пластов методом углеродно-кислородного каротажа на месторождении Жетыбай // НТВ "Каротажник" Тверь Изд АИС 2005 Вып 134 (соавторы А К Ко-нысов, В А Земсков, Р Т Хаматдинов, В М Теленков, В А Велижанин) С 70-77

23 Особенности интерпретации данных ИНГК, ИНГКС и СГК при отсутствии документации разрезов скважин И Материалы Научно-практической конференции "Современная ядерная геофизика при поисках, разведке и разработке нефтегазовых месторождений" Бугуль-ма 18-20 мая 2001 С 17-18 (соавторы В А Велижанин, ФХ Еникеева, Б К Журавлев, А Н Тропин)

24 Патент №2191413 РФ Способ спектрометрического гамма-каротажа и устройство для его проведения // Зарегистрирован 20 10 2002 Приоритет изобретения 19 06 2001 (соавторы В А Велижанин, РТ Хаматдинов, С Н Саранцев)

25 Патент № 2254597 РФ Способ импульсного нейтронного каротажа и устройство для его осуществления // Зарегистрирован 20 06 2005 Приоритет изобретения 28 08 2003 (соавторы Р Т Хаматдинов, В А Велижанин, В С Бортасевич)

26 Патент № 2249836 РФ Устройство для лтолого-плотностного гамма-гамма каротажа // Приоритет изобретения 24 12 2003 Зарегистрирован 10 04 2005 (соавторы В А Велижанин, С Н Саранцев, В Р Хаматдинов)

27 Патент № 2262124 РФ Способ импульсного нейтронного каротажа и устройство для его проведения // Приоритет 26 05 2004 Зарегистрирован 10 10 2005 (соавторы ВС Бортасевич, РТ Хаматдинов, В А Велижанин, С Н Саранцев)

28 Патент №2256200 РФ Способ и устройство ядерного каротажа // Приоритет изобретения 26 мая 2004г (соавторы РТ Хаматдинов, В А Велижанин, С Н Саранцев, А В Кузнецов, О И Осетров, Е П Боголюбов, Т О Хасаев)

29 Программный комплекс оценки текущей нефтенасыщенности пород по данным импульсного нейтронного гамма-каротажа аппаратурой АИМС LogPWin-AIMS// М Геофизика 2004 № 1 (соавторы В А Велижанин, Д Р Лобода, Т Е Меженская, Р Т Хаматдинов) С 3-4

30 Разработка и применение автономной аппаратуры радиоактивного каротажа для исследований горизонтальных и сильно наклонных скважин // Материалы Научно-практической конференции "Ядерная геофизика 2004" Санкт-Петербург 29 июня-2 июля 2004 С 122-128 (соавторы А В Емельянов, В А Велижанин)

31 Аппаратурный ряд спектрометров (СГК-1024Т, СНГК-200, АИМС, 2ГГК-ЛП), производимый НПЦ "Тверьгеофизика" / Материалы Научно-практической конференции "Ядерная геофизика 2002" Тверь 12-14 июня 2002 С 29-30 (соавторы С Н Саранцев, а П Глебов)

32 Современные аппаратурно-методические комплексы углеродно-кислородного каротажа // М Геофизика 2002 № 4 (соавторы Р Т Ха-матдинов, В С Бортасевич, В А Велижанин, Ф X Еникеева) С 24-29

33 Состояние и перспективы развития элементной базы скважинной геофизической аппаратуры / Материалы Научно-практической конференции "Ядерная геофизика 2002" Тверь 12-14 июня 2002 С 89-90 (соавторы Е М Арм, В В Милер, В П Демидов, В М Михайлов)

34 Спектрометрическая аппаратура импульсного нейтронного гамма-каротажа для элементного анализа горных пород (С/О-каротаж - реальность для российской геофизики) // НТВ "Каротажник" Тверь Изд АИС 1996 Вып 22 (соавторы ЕП Боголюбов, ВС Бортасевич, В А Велижанин, АП Глебов, ФХ Еникеева, Б К Журавлев, РТ Хаматдинов, Т О Хасаев) С 85-91

35 Спектрометрическая аппаратура импульсного нейтронного гамма-каротажа для элементного анализа горных пород - АИМС // Тезисы докладов на Международной Геофизической Конференции и Выставке Москва 15-18 сентября 1997 С 49 (соавторы ЕП Боголюбов, В С Бортасевич, В А Велижанин, Ф X Еникеева, Б К Журавлев, Т О Хасаев, Р Т Хаматдинов)

36 Спектрометрическая аппаратура литолого-плотностного гамма-гамма каротажа серии СГПЛ технологические особенности и результаты производственных испытаний // НТВ "Каротажник" Тверь Изд АИС 2005 Вып 14(141) С 75-85 (соавторы ВР Хаматдинов, В А Велижанин, А А Волнухина)

37 Спектрометрическая аппаратура литолого-плотностного гамма-гамма каротажа нефтегазовых скважин // НТВ "Каротажник" Тверь Изд АИС 2005 Вып 2(129) С 24-30 (соавторы ВР Хаматдинов, В А Велижанин, А В Вершинин, С Н Саранцев)

38 Некоторые вопросы освещения С/О-каротажа // НТВ "Каротажник" Тверь Изд АИС 2004 Вып 12-12 (125-126) С 242-245 (соавторы В М Теленков)

39 Техническая инструкция по проведению геофизических исследований на кабеле в нефтяных и газовых скважинах // М Минэнерго, 2001 (соавторы коллектив под руководством Р Т Хаматдинова)

40 Новое поколение приборов радиоактивного каротажа нефтегазовых скважин // НТВ "Каротажник" Тверь Изд АИС 1998 Вып 43 (соавторы Р Т Хаматдинов, Ф X Еникеева) С 25-30

41 Проблемы и перспективы современного приборостроения в радиоактивном каротаже - аппаратура, метрология, сертификация // Материалы Научно-практической конференции "Ядерная геофизика 2002" Тверь 12-14 июня 2002 С 7-9 (соавторы РТ Хаматдинов, В А Ве-лижанин)

42 Проблемы и перспективы современного приборостроения в радиоактивном каротаже / НТВ "Каротажник" Тверь Изд АИС 2002 Вып

101 (соавторы Р Т Хаматдинов, В А Велижанин) С 26-34

43 Аппаратура для ядерно-геофизических исследований скважин при экстремальных давлениях и температурах // Материалы Научно-практической конференции "Ядерная геофизика 2004" Санкт-Петербург 29 июня-2 июля 2004 С 134-138 (соавторы РТ Хаматдинов, В А Велижанин)

44 С/О каротаж - перспективная основа современного геофизического мониторинга нефтяных месторождений" // НТВ "Каротажник" Тверь Изд АИС 2004 Вып 12-13 (125-126) С3-24 (соавторы РТ Хаматдинов, В А Велижанин)

45 Единая идеология стабилизации спектрометров гамма-излучений различной природы // НТВ "Каротажник" Тверь Изд АИС 2003 Вып

102 С 84-98 (соавторы С Н Саранцев)

Содержание диссертации, доктора технических наук, Черменский, Владимир Германович

Введение.

1 Состояние аппаратурно-методических комплексов определения текущей нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа на момент начала исследований.

1.1 Основы построения наиболее известных аппаратурных комплексов углеродно-кислородного каротажа ведущих зарубежных фирм.

1.2 Методы определения нефтенасыщенности.

1.2.1 "Оконная" технология вычисления нефтенасыщенности.

1.2.2 Оценка нефтенасыщенности методом разложения зарегистрированных спектров на "первичные" спектры.

1.3 Технико-эксплуатационные характеристики аппаратуры зарубежных фирм.

1.4 Обоснование диаметра разрабатываемого скважинного прибора.

1.5 Этапы развития отечественной аппаратуры серии АИМС.

1.6 Выводы.

2 Изучение факторов, искажающих определение нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа.

2.1 Общие положения.

2.2 Изучение влияния технических факторов на оценку нефтенасыщенности

2.2.1 Ошибки, связанные с вычитанием фонового спектра.

2.2.2 Ошибки, связанные с нестабильностью энергетической шкалы и энергетического разрешения.

2.2.3 Ошибки, связанные с неточностью определения технологических параметров ближней зоны.

2.3. Изучение влияния минерализации пластовых вод на точность определения нефтенасыщенности.

2.4. Изучение влияния пористости коллектора на определение нефтенасыщенности

2.5. Изучение влияния карбонатности коллектора на погрешность определения нефтенасыщенности. Определение карбонатности коллектора по данным ГИРЗ.

2.6. Выводы.

3 Разработка основных принципов построения аппаратуры спектрометрического импульсного нейтронного каротажа для определения нефтенасыщенности с минимальными информационными потерями.

3.1 Разработка схемы формирования информационного кванта.

3.2 Исследования по построению спектрометрического тракта аппаратуры

3.2.1 Традиционное построение спектрометрического тракта.

3.2.2 Исследование преобразователя "аналог-код" с фиксированным временем старта с момента начала информационного сигнала и разработка схемы инкрементирования.

3.2.3 Исследование "мертвого времени" регистрирующего тракта

3.3 Разработка системы стабилизации энергетической шкалы спектрометрического тракта.

3.4 Выбор типа детектора для спектрометрии ГИНР и ГИРЗ.

3.5 Исследования по увеличению ресурса работы спектрометрического тракта при повышенных температурах.

3.6 Ограничения и допущения, учитываемые при разработке скважин-ного прибора.

3.7 Подтверждение разработанных принципов построения аппаратуры при ее испытаниях с нейтронным генератором, отличающимся от генератора ИНГ-06.

3.8 Выводы.

4 Технология определения нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа.

4.1 Общие положения разработанной технологии.

4.2 Скважинный прибор АИМС-С.

4.3 Этап проверки и настройки скважинного прибора.

4.3.1 Основные функции программного обеспечения проверки и настройки скважинной аппаратуры.

4.3.2 Настройка регистрирующего тракта скважинной аппаратуры.

4.3.3 Проверка энергетического разрешения регистрирующего тракта и настройка выхода нейтронного генератора.

4.4 Этап базовой калибровки скважинного прибора.

4.4.1 Основные функции программного обеспечения проведения 99 базовой калибровки скважинной аппаратуры.

4.4.2 Проведение базовой калибровки скважинной аппаратуры.

4.5 Этап проведения скважинных исследований.

4.5.1 Основные функции программного обеспечения проведения скважинных исследований.

4.5.2. Регистрируемые и первичные расчетные параметры.

4.5.3. Скорость проведения скважинных исследований и дискретность записи данных по глубине.

4.5.4 Проведение скважинных исследований.

4.5.4.1 Развертывание на скважине.

4.5.4.2 Настройка, полевая калибровка аппаратуры и проведение каротажа.

4.6 Этап проведения контроля качества проведения скважинных исследований

4.6.1 Основные функции программного обеспечения проведения контроля качества скважинных исследований.

4.6.2 Оценка качества проведения скважинных исследований.

4.7 Этап обработки результатов измерений.

4.7.1. Основные функции программного обеспечения обработки результатов измерений.

4.7.2 Представление интерпретационной модели.

4.7.3 Оценканефтенасыщенности. Ill

4.7.4. Примеры влияния дестабилизирующих факторов на оценку нефтенасыщенности.

4.8. Выводы.

5. Промышленное внедрение разработанного метода углеродно-кислородного каротажа для определения текущей нефтенасыщенности.

5.1 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО «ТНК-BP» в Западной Сибири.

5.2 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных ¡ месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" в Западной Сибири.

5.3 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО "ЛУКОЙЛ" в Западной Сибири.

5.4 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных местороледениях ОАО "РОСНЕФТЬ" в Западной Сибири.

5.5 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях республики Казахстан. 143 >

5.6 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО "Оренбургнефть".

5.7 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО "Сибнефть".

5.8. Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Аппаратурно-методический комплекс спектрометрического импульсного нейтронного гамма-каротажа для определения текущей нефтенасыщенности эксплуатируемых залежей"

Сырьевая база нефтяной промышленности России - одна из крупнейших в мире. Разведанные извлекаемые запасы нефти оцениваются в 25,2 млрд.т. [Бюллетень., 2003]. На начало 2005г. доля России в мировой добыче составляла 11,6% и занимала второе место после Саудовской Аравии. По величине доказанных запасов Россия занимает, по различным оценкам, от 6-го до 8-го места в мире при доле в запасах, соответственно, от 6,1% до 4,6% [World Oil ., 2006, BP Statistical., 2005, Oil&Gas .,2005].

В РФ разведано 2232 нефтяных, нефтегазовых и нефтеконденсатных месторождений, из которых в настоящее время активно эксплуатируются почти 1250, что составляет порядка 80 % разведанных запасов. Немаловажно, что около 80 процентов разведанных запасов российской нефти приходится на районы суши с развитой нефтедобывающей инфраструктурой. При этом большая часть запасов отечественного "черного золота" сосредоточена в 11 крупнейших и 140 крупных месторождениях [ФК-новости ., 2006].

Большинство месторождений России, на которые приходится основная добыча нефти, находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся обводненностью продукции 80 % и более. В заводненных пластах со степенью выработанности более 50 % содержится 25 % извлекаемых запасов нефти и более 15 млрд.т балансовых запасов нефти. Причем эти запасы обеспечивают почти 50 % текущей добычи, а увеличение конечного коэффициента нефтеизв-лечения на один пункт обеспечит прирост ежегодно более чем 25 млн.т нефти [Гумерский и др., 2001, Шафраник, 2005].

Остаточные запасы нефти в заводненных пластах сосредоточены на разбуренных и эксплуатирующихся месторождениях в обустроенных районах. Как правило, в этих районах не только нет проблемы обеспечения отрасли квалифицированными кадрами, но наоборот, остро стоит проблема трудоустройства нефтяников. Немаловажным представляется и то, что остаточная после заводнения нефть сосредоточена в основном на крупных месторождениях маловязких нефтей, причем начальные дебеты новых скважин по нефти этих продуктивных объектов зачастую даже превышают начальные дебеты скважин вновь вводимых низкопроницаемых пластов Западной Сибири.

В Западной Сибири начальные геологические запасы нефти по крупнейшим месторождениям: Самотлорское — 6,7 млрд.т, Приобское - 2,0 млрд.т, Федоровское - 1,8млрд.т., Мамонтовское - 1,3 млрд.т., Лянторское - 2,0 млрд.т. Данные месторождения находятся в эксплуатации более 30^-40 лет. За это время из них добыты миллиарды тонн нефти. В то же время, из-за несовершенства применяемых в то время технологий нефтедобычи, отсутствия необходимого объема геофизической и геолого-промысловой информации вследствии ограниченного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) при бурении и при контроле разработки, в недрах осталось значительное количество нефти. По данным [Боксерман, 2004] с 1980 по 2000 гг. на нефтяных месторождениях

России отмечалось снижение коэффициента извлекаемое™ нефти (КИН) с 43 % по 28 % и, на сегодняшний день, средний КИН составляет 35 %.

Одной из главных особенностей развития этих нефтяных месторождений является то, что в течение последних нескольких десятков лет основным методом воздействия на пласт было искусственное заводнение. В результате, к настоящему времени проблема рациональной доразработки заводненных месторождений превратилась в одну из наиболее актуальных и значимых.

Главная проблема доразработки заводненных месторождений заключается в неопределенности распределения остаточных запасов нефти по объему пласта. Площадной анализ накопленной геофизической и геолого-промысловой информации показывает, что при достигнутой обводненности продукции до 80-90 % по неоднородным участкам залежей невырабатываемыми остаются от 20 до 40 % начальных запасов. Правильная оценка их местоположения, выявление и вовлечение в разработку слабо дренируемых и застойных зон не только позволяет осуществлять рациональное добуривание новых скважин и повышать эффективность того или иного метода воздействия, но и обеспечивает занятость рабочих мест в "старых" нефтедобывающих районах страны.

Пропущенные нефтенасыщенные интервалы и целики нефти, не охваченные разработкой, на сегодняшний день представляют серьезный резерв переоценки запасов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.

В последнее время у разработчиков нефтяных месторождений появились автоматизированные системы управления (АСУ) процессом геолого-математического моделирования продуктивного пласта, базирующиеся на автоматизации процессов обработки промыслово-геофизической информации, детальной корреляции продуктивных пластов, дифференцированного подсчета запасов углеводородов с учетом морфологической сложности строения и характера насыщения пластов, анализа выработанности остаточных запасов в истощенных месторождениях, что является основой применения новейших технологий повышения нефтеотдачи пластов. Применение систем АСУ позволяет решать проблему доразработки заводненных месторождений - выявлять неопределенность распределения остаточных запасов нефти по объему пласта, слабодрени-руемые и застойные зоны залежи, и, на основании этого, определять способы вовлечения их в эффективную разработку, проектировать рациональное размещение бурящихся скважин в перспективных участках залежи. Информация о текущем нефтенасыщении пласта при этом становится одним из основополагающих элементов эффективности повышения КИН.

Большинство крупных месторождений в Западной Сибири являются многопластовыми. Сетка эксплуатационных скважин, пробуренных на нижние пласты с целью добычи нефти и/или поддержания пластового давления путем закачки воды, пересекает вышележащие пласты и является основой для осуществления контроля за текущей нефтенасыщенности по толщине и площади месторождения.

Бурение скважин на нефильтрующемся буровом растворе позволяет проводить прямое количественное определение нефтенасыщенности по отобранному керну. Однако, резкое снижение скорости проходки эксплуатационных скважин при отборе керна является существенным ограничением данного способа определения текущей нефтенасьпценности. В лучшем случае по керну достоверные данные можно получить только о начальном Кн для предельно насыщенных частей залежей, не затронутых разработкой. Единственной альтернативой прямым исследованиям являются геофизические методы исследования пробуренных скважин.

Оценка текущей насыщенности пласта в условиях низкой и переменной минерализации пластовых и нагнетаемых вод по данным электрических методов ГИС является трудноразрешаемой задачей при исследовании открытого ствола бурящихся скважин. Это объясняется отсутствием в воде содержания хлора, входящего в состав соли, для определения коэффициентов нефтенасы-щенности по удельному электрическому сопротивлению. Подобное ограничение распространяется и на методы импульсного нейтронного каротажа, базирующиеся на дифференциации нефти и пластовой воды по их нейтроннопог-лощающим свойствам.

Опреснение пластовых вод, возникающее в ходе разработки нефтяных месторождений путем заводнения и соответствующего нагнетания в пласты пресной воды, только увеличивает имеющиеся проблемы - минерализация пластовых вод становится не просто низкой, что само по себе достаточно усложняет применение электрических и импульсных нейтронных методов, но и неизвестной. Эта неизвестность практически сводит на нет применимость геофизических методов, основанных на дифференциации пластовых вод и нефтей по их солесодержанию, и, соответственно, по их удельному электрическому сопротивлению и нейтроннопоглощающим свойствам.

Задача значительно осложняется при определении текущей нефтенасы-щенности в процессе разработки в скважинах, обсаженных стальной колонной. Мировой опыт проведения геофизических исследований по определению текущей нефтенасьпценности показал, что в настоящее время наиболее эффективным является метод спектрометрического импульсного нейтронного (углеродно-кислородного) гамма-каротажа. Метод позволяет решать поставленную задачу независимо от минерализации пластовых и нагнетаемых вод и измерять непосредственно в околоскважинном пространстве содержание углерода и кислорода, а также целый ряд других элементов, таких как кальций, кремний, хлор и др. Последующая интерпретация полученных значений делает возможным в конечном итоге определение коэффициентов текущей насыщенности разрабатываемых залежей.

Как правило, в эксплуатационных скважинах Западной Сибири стандартный геофизический комплекс ГИС открытого ствола ограничивается гамма-каротажем (ГК), нейтронным каротажем (НК) в той или иной разновидности, каротажем потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) и методами электрического каротажа (ЭК). Ограниченность такого комплекса существенно осложняет определение вещественного состава околоскважинного пространства с точностью, необходимой для интерпретации данных углеродно-кислородного каротажа. Становится очевидной актуальность разработки метода углеродно-кислородного каротажа для определения текущей нефтенасьпценности нефтяных месторождений, позволяющей проводить количественные оценки с требуемой точностью в условиях низкой и переменной минерализации пластовых и нагнетаемых вод при ограниченном комплексе ГИС открытого ствола.

Первые модификации метода были разработаны в 5СК70-Х годах прошлого века [Caldwell, 1956, Caldwell et al, 1958, 1960, Culver et al, 1973, Schultz et al, 1973, Smith et al, 1974, 1975, Oliver et al, 1974, Heflin et al, 1977]. Именно тогда Колдуэлл (Caldwell) предложил судить о нефтенасыщенности коллекторов по величине отношения гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР) в энергетическом окне углерода к ГИНР в энергетическом окне кислорода, что, собственно, и дало название метода. Затем, в 80-х годах, метод встал на вооружение геофизиков ведущих мировых компаний - Shlumberger, ComputaLog, Dresser Atlas, Halliburton [Oliver et al, 1981, Hertzog, 1980, Westaway et al, 1981, Baicker et al 1985A, 1985B, Chace et al 1985, Gartner et al 1990 A, 1990 B, 1990 C, Jacobson et al 1991, Wyatt et al, 1992, Wyatt et al 1993 A, 1993 B, 1993 C, 1993 D, 1993 E, Wyatt et al, 1994, Jerome et al, 1993, Де-Уэйн и др., 1995, Jacobson et al, 1996A, 1996B, Jacobson et al, 1998, Барц и др., 1999, Morris et al, 1999, Hemingway et al, 1999, Atlas Wireline., 1991].

В СССР история разработки импульсных нейтронных методов началась в начале конце 40-х начале 50-х годов прошлого века работами коллектива авторов, разрабатывающих аппаратуру и теорию нейтронных методов исследования скважин (Барсуков O.A., Беспалов Д.С., Ерозолимский В.Г. и др.) [Ерозо-лимский и др., 1958, Ларионов и др., 1988, Резванов, 1982, Теория нейтронных ., 1985, Физические основы ., 1976]. В 1957-1958 гг. ими были начаты работы по созданию скважинного генератора нейтронов и разработке импульсных нейтронных методов под руководством Ф.А. Алексеева и Г.Н. Флерова в лаборатории радиометрии ИГиРГИ АН СССР. В 1958-1959г. проведены первые лабораторные и скважинные испытания разработанного скважинного прибора на основе нейтронного генератора (Беспалов Д.Ф., Ерозолимский В.Г., Флеров Г.Н., Шимилевич Ю.С.) [О результатах ., 1960, Ларионов и др., 1988], разработанного под руководством Б.Г. Ерозолимского. Испытанная аппаратура имеп ла выход нейтронов 2x10 нейтрон/сек и генерировала нейтроны с частотой 400 Гц, реализуя интегральные модификации метода ИННК [Зайченко, 2006]. После создания в 1961г. ВНИИЯГТа в него переместился центр работ по исследованиям в области применения в скважинах импульсных нейтронных генераторов (Д.Ф. Беспалов, Ю.С. Шимелевич, Басин Я.Н., Блюменцев А.М). В последующие годы к разработке аппаратуры импульсного нейтронного каротажа в интегральных модификациях для исследований нефтегазовых скважин подключились сотрудники Киевского ОКБ ГП и конструкторского отдела КОЭЗГП (Старинский A.A., Гольдштейн Л.М.). В 1972 г. совместно с ВНИИЯГГ и КОЭЗГП создается первая аппаратура интегрального импульсного нейтронного каротажа аппаратура в Татнефтегеофизике (Л.Н. Воронков, A.M. Кривоплясов, Ю.А. Гулин) [Геофизическая аппаратура ., 1973]. Одновременно проходит разработка аппаратуры с импульсными нейтронными генераторами для рудных скважин, в частности, в ВИРГе (А.П.Очкур). Однако широкое распространение получили только интегральные модификации импульсного нейтронного гаммакаротажа и импульсного нейтрон-нейтронного каротажа, основанные на облучении скважины и породы быстрыми нейтронами от импульсного источника и измерении плотности потока тепловых нейтронов или гамма-квантов, возникающих в результате нейтронных реакций на различных зондовых расстояниях Насыщение коллекторов определялось по контрасту нейтронно-поглощающих свойств минерализованной пластовой водой и нефти. Практически одинаковое время жизни тепловых нейтронов в пресной воде и нефти, соответственно 204 и 206 мкс, начинает существенно различаться при изменении минерализации воды. Так при содержании в воде солей NaCl 50 г/л время жизни тепловых нейтронов уменьшается до 100 мкс [Орлинский и др., 1987, Кожевников, 1982, Метрологическое обеспечение ., 1991, Разведочная ядерная ., 1986, Резва-нов, 1982, Теория нейтронных ., 1985, Физические основы ., 1976]. Были разработаны и применялись в промышленных объемах скважинные приборы ИГН-4, ИГН-6, ИГН-7, ИГН-9, ЦСП-42 [Применение .,1987, Черменский, 1993]. Бурное развитие интегральных методов сопровождалось активностью в области разработок нейтронных генераторов [A.C. №766048, A.C. №1080629, Вакульчук и др., 1988, Программа ., 1988, Использование металлокерамиче-ских ., 1987, Состояние и перспективные направления ., 1987]. Однако, интегральные импульсные методы исследований, являясь действенным инструментом при минерализации пластовых вод свыше 100г/л, практически не работали в тех случаях, когда минерализация пластовых флюидов в зоне исследования оказывалась ниже 25-К30 г/л NaCl или вообще неизвестна (при неопределенности процессов вытеснения углеводородов) [Контроль ., 2000]. По различным оценкам определение насыщения возможно при минерализации пластовых вод не ниже 30-^70 г/л в чистых незаглинизированных высокопористых пластах [Ларионов и др., 1988, Разведочная ядерная ., 1986, Скважинная ядерная., 1990, Филиппов, 1978, Хуснуллин, 1989, Особенности ., 1971]. Как следствие, в ОАО "Сургутнефтегаз" "В связи с низкой эффективностью прекращены исследования по оценке нефтенасыщенности пласта методом ИННК, для которых на некоторых месторождениях создавался фонд контрольных скважин" [Ахметов, 2000].

Первые работы, посвященные возможности регистрации гамма-излучения неупругого рассеяния быстрых нейтронов с целью определения относительного содержания углеводородов в СССР датируются 1965г. [Ефимчик и др., 1965], когда было спроектировано первое устройство с применением быстродействующих интегральных и дифференциальных дискриминаторов, обеспечивающих регистрацию ГИНР кислорода и углерода. Затем в 1971 г. были проведены первые скважинные исследования спектрометрии гамма-излучения неупругого рассеяния с целью определения нефтенасыщенности с ампульным источником нейтронов в точечном варианте каротажа [Кадисов и др., 1971]. Ввиду того, что при этих работах использовался ампульный нейтронный источник, доля ГИНР в общем спектре гамма-излучения была достаточно низка. Отсутствие импульсного режима излучения не позволяло разделить информативное ГИНР от фонового гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ). В [Бланков и др., 1972] приводится описание комплекса, позволяющего проводить регистрацию ГИНР от импульсного нейтронного генератора, и приводятся сведения о создании макета аппаратуры.

В конце 80-х годов прошлого века начали развиваться работы, посвященные спектрометрии гамма-излучения, индуцированного нейтронами импульсных генераторов [Аппаратура и методика ., 1988, Скважинная многозондовая 1988, Аппаратура и методика 1990, Теоретические и экспериментальные исследования ., 1988, Перспективы гамма-спектрометрических методов 1987, Перспективы гамма-спектрометрических методов ., 1988]. Исследования проводятся специалистами ВНИИГеоинформсистем: Кадисовым Е.М., Миллером В.В., Поляченко A.JI. и др., которые впервые в СССР сформулировали технические требования к импульсному скважинному генератору нейтронов, предназначенному для проведения С/О-каротажа. Научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по разработке скважинной аппаратуры, предназначенной для спектрометрии гамма-излучения, индуцированного нейтронами импульсного генератора, в 80-х годах проводились специалистами ВНИИА (г. Москва): Боголюбов Е.П., Хасаев Т.О. и др., ВНИИГИС: Кучурин Е.С. и др. [Спектрометрическая аппаратура., 1996, Спектрометрическая аппаратура 1997, A.C. № 1698868, A.C. № 1537047, A.C. № 1632219, A.C. № 1464729, A.C. № 1487673, A.C. № 1563430, A.C. № 1556373, A.C. № 1533531, A.C. № 1649933, A.C. № 1554611, Лухминский, 1986, Поляченко, 1996].

В этих работах отрабатывались принципы спектрометрии, использованные позднее в разработках аппаратуры углеродно-кислородного каротажа, реализация которой на том этапе была неосуществима. Главная причина отсутствие у разработчиков-геофизиков соответствующего нейтронного генератора и элементной базы, позволяющей конструировать скважинный прибор и наземное оборудование. В то же время, по оценке Хуснуллина М.Х. "Однако до настоящего времени работы не вышли за рамки лабораторных исследований. Создание технических средств С/О-каротажа - одна из первоочередных задач отечественной промысловой геофизики" (М.Х.Хуснуллин 1989).

Дальнейшим развитием идей этих исследователей автор считает свою работу.

Цель работы - создание отечественной аппаратуры и методики определения текущей нефтенасыщенности коллекторов в разрезах нефтегазовых скважин по данным углеродно-кислородной модификации импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа, по своим характеристикам оптимально адаптированных к технологическим и геологическим условиям российских нефтяных месторождений.

Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие основные задачи:

- сформулировать принципы построения аппаратуры углеродно-кислородного каротажа для исследования нефтегазовых скважин и основные требования к методике измерений, учитывающие геолого-технические условия эксплуатации российских нефтяных месторождений;

- разработать аппаратурно-измерительный комплекс углеродно-кислородного каротажа, обеспечивающий в процессе проведения скважин-ных исследований тестирование, контроль и настройку параметров генерирующего и регистрирующего тракта;

- исследовать влияние технических, технологических и методических факторов на эксплуатационные и метрологические характеристики ап-паратурно-измерительного комплекса углеродно-кислородного каротажа при решении задачи оценки текущей нефтенасыщенности;

- разработать методику интерпретации данных углеродно-кислородного каротажа для решения задачи оценки текущей нефтенасыщенности, включающую обработку результатов измерений и контроль алгоритмов обработки;

- обосновать необходимый дополнительный комплекс методов ГИС, обеспечивающий наиболее эффективное решение задачи определения коэффициента нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа;

- разработать технологию определения текущей нефтенасыщенности коллекторов в нефтяных скважинах, включающую этапы настройки и калибровки аппаратуры, регистрацию данных (каротаж) и контроль измерительного тракта скважинной аппаратуры на всех, технологических этапах решения задачи;

- провести опробование и внедрение аппаратуры и методики определения текущей нефтенасыщенности методом углероднокислородного каротажа в масштабах промышленного применения;

- оценить достоверность получаемых результатов и эффективность практического использования разработанной аппаратуры и методики углеродно-кислородного каротажа при количественном определении нефтенасыщенности на конкретных нефтяных месторождениях.

Научная новизна

Существенно новыми результатами, полученными автором, являются:

Впервые в практике отечественного геофизического приборостроения научно-обоснована, разработана, изготовлена и внедрена в производственные организации аппаратура спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа, предназначенная для определения текущей нефтенасыщенности эксплуатируемых залежей по величине измеренного отношения интенсивности гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР) углерода к интенсивности ГИНР кислорода (в дальнейшем аппаратура углеродно-кислородного каротажа), включающая тестирование, контроль и настройку параметров генерирующего и регистрирующего трактов, и обеспечивающая в процессе скважинных исследований измерение основных регистрируемых параметров с точностью, не уступающей уровню лучших зарубежных аналогов (патент РФ № 2262124).

Предложен способ регистрации энергетических спектров индуцированного нейтронами генератора гамма-излучения с дискретностью по времени, позволяющей при последующем интегрировании задавать значения положения временных границ интегрируемых интервалов с требуемой применяемой методикой точностью. Благодаря этому, в отличие от известных зарубежных аналогов (Shlumberger, Halliburton), получаемый массив данных позволяет применять различные варианты обработки ранее зарегистрированных скважинных данных.

Научно обоснована, разработана, изготовлена и используется в скважинных приборах, эксплуатируемых в производственных организациях, система стабилизации энергетической шкалы регистрируемых спектров, основанная на сравнении зарегистрированных спектров с эталонным (патент РФ №2191413).

Научно обоснована, разработана, изготовлена и используется в скважинных приборах система оцифровки энергетических спектров, основанная на связи энергии регистрируемых гамма-квантов с мнгновенным значением импульса на выходе ФЭУ в фиксированный момент времени от начала нарастания его переднего фронта.

Предложен и реализован на практике способ увеличения времени работы аппаратуры в условиях высоких пластовых температур путем принудительного охлаждения термопоглотителей скважинного прибора перед началом проведения скважинных исследований.

Разработана, научно обоснована и внедрена в практику отечественного каротажа методика интерпретации данных углеродно-кислородного метода для оценки текущей нефтенасыщенности коллекторов, обеспечивающая необходимую для практики точность и достоверность оценки текущей нефтенасыщенности.

На основе проведенного компьютерного моделирования методом Монте-Карло изучено влияние технических, технологических и методических факторов на эксплуатационные и метрологические характеристики аппаратурно-измерительного комплекса углеродно-кислородного каротажа, позволившее оптимизировать конструкцию и режим работы скважинной аппаратуры и научно обосновать комплекс необходимой дополнительной информации (получаемой по керну и/или по комплексу ГИС), привлекаемый для проведения количественной интерпретации полученных скважинных материалов.

Защищаемые положения

Результаты теоретических и экспериментальных исследований, положенные в основу аппаратуры для определения нефтенасыщенности коллекторов методом импульсного спектрометрического нейтронного гамма каротажа и технология проведения скважинных исследований, включающая этапы настройки и калибровки аппаратуры, регистрации данных (каротаж) и контроля измерительного тракта скважинной аппаратуры.

Методика интерпретации данных спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа с использованием рационального комплекса дополнительных методов ГИС, обеспечивающая количественное определение текущей нефтенасыщенности коллекторов в терригенных отложениях и оценку точности и достоверности получаемых результатов.

Результаты практического применения аппаратурно-методического комплекса определения текущей нефтенасыщенности коллекторов методом спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа в более чем 3000 скважинах на нефтяных месторождениях России, Казахстана и Туркменистана, позволившие вовлечь в промышленную разработку ряд новых объектов, провести более достоверную переоценку нефтенасыщенности уже известных объектов, открыть новые нефтяные залежи.

Апробация работы и использование ее результатов осуществлялась в процессе создания методики при исследовании нефтяных скважин в Западной Сибири, Коми, Урала и других регионов России. Основные положения и результаты исследований диссертационной работы опубликованы в научных изданиях, выпускаемых центральными и ведомственными издательствами (опубликовано, в том числе с соавторами, 68 печатных работ, из них 43 по ВАКовскому списку, в т.ч. 18 авторских свидетельств СССР и патентов Российской Федерации), доложены на международных конференциях и симпозиумах: Международной Геофизической Конференции сессия "Новые технологии ГИС" г. Москва, 15-18 сентября 1997 г.; Международной Конференции и Выставке по геофизическим исследованиям скважин сессия "Новые достижения в физических основах методов ГИС" г. Москва, 8-11 сентября 1998 г.; Второй Китайско-Русский Симпозиум по проблемам промысловой геофизики, 2-10 ноября 2002г., Шанхай; Научно-техническом семинаре по ядерной геофизике "Перспективы развития теоретического, программно-методического, аппаратурного и метрологического обеспечения ядерно-геофизических методов при решении геолого-промысловых задач на месторождениях нефти и газа", 24 октября - 7 ноября 2003 г., Мальта, г. Буджиба; доложены на Всероссийских научно-практических семинарах и конференциях; г. Москва 1999 г., г. Бугульма 2001., г. Тверь 2002 г., г. Бугульма 2003 г., г. Санкт-Петербург 2004 г.

Результаты исследований использованы в "Инструкции по проведению импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа аппаратурой серии АИМС и обработке результатов измерений при оценке текущей нефтена-сыщенности пород", Тверь, 2004; в "Технической инструкции по проведению геофизических исследований на кабеле в нефтяных и газовых скважинах", Москва, 2001 г.

Практическая ценность

Результаты исследований по теме диссертации в виде аппаратуры и методики углеродно-кислородного каротажа позволили в промышленных масштабах проводить оценку нефтенасыщенности в нефтяных скважинах, обсаженных стальной колонной.

За период 1996-2006 гг. проведены скважинные исследования более чем в 3000 скважинах Западной Сибири, Урала, Коми, Казахстана, Туркменистана.

Изготовлено при непосредственном участии автора и:

- внедрены в геофизические предприятия России 20 аппаратурно-методических комплексов;

- внедрено 3 комплекта программно-методического обеспечения для ра* боты в составе скважинной аппаратуры других производителей.

По результатам промышленного внедрения разработанной автором аппаратуры и методики на нефтяных месторождениях ТНК-ВР в Западной Сибири в 2000^-2001 г. получены следующие практические результаты [К проблеме ., 2001]:

- по результатам углеродно-кислородного каротажа выделено более 20 продуктивных пластов, содержащих залежи нефти и газа;

- впервые на Самотлорском месторождении выделен новый нефтегазоносный комплекс, предварительная оценка запасов нефти в котором составляет около 50 млн. т;

- расширен контур нефтегазоносности Ачимовской пачки на Белозёрном поднятии;

- на Красноленинском месторождении в пределах Таллинского поднятия выявлена новая залежь в пласте ВК1.3 (запасы залежи по сумме категорий Ci + С2 около 6 млн.т).

Внедрение разработанной автором аппаратуры и методики углеродно-кислородного каротажа в практику геофизических исследований стимулировало развитие данного направления в различных научно-исследовательских и приборостроительных геофизических организациях России.

Личный вклад автора состоит в постановке задач исследований и непосредственной разработке и испытаниях аппаратуры и методики. Разработка и развитие аппаратурно-методического комплекса осуществлялось под общим руководством автора и при его непосредственном участии на всех этапах, включая обоснование схемотехнических и методических решений, планирование и проведение экспериментов, обработке результатов исследований, написание статей, в том числе:

- разработка способа регистрации гамма-излучения, индуцированного быстрыми нейтронами генератора, позволяющего проведение последующей временной селекции зарегистрированных спектров, функционального построения скважинной аппаратуры углеродно-кислородного каротажа, разработка схемотехнических решений и электронных схем блока аналого-цифрового преобразователя, блока сбора и накопления информации, блока телеметрии скважинного прибора (совместно с Бортасевичем B.C., Хаматдиновым Р.Т., Велижаниным В.А.);

- разработка способа стабилизации энергетической шкалы спектрометра, заключающегося в приведении в соответствие зарегистрированного спектра скважинным прибором в скважине с опорным спектром по наиболее характерной области спектра (совместно с Велижаниным В.А., Саранцевым С.Н., Хаматдиновым Р.Т.);

- разработка функционального построения, схемотехнического решения и электронных схем адаптера сопряжения скважинного прибора с бортовым компьютером;

- разработка конструкции скважинного прибора, выбор конструкционных материалов;

- разработка алгоритмов и создание программного обеспечения функционирования электронных блоков скважинного прибора (совместно с Бортасевичем B.C.);

- разработка алгоритмов и создание программного обеспечения функционирования адаптера сопряжения скважинного прибора с бортовым компьютером (совместно с Велижаниным В.А.);

- разработка алгоритмов настройки и калибровки аппаратуры, регистрации данных каротажа, контроля функционирования измерительного тракта скважинного прибора (совместно с Велижаниным В.А.);

- обоснование методики скважинных исследований и учета влияния комплекса технических, технологических и методических факторов на эксплуатационные и метрологические характеристики аппаратурно-измерительного комплекса углеродно-кислородного каротажа при решении задачи оценки текущей нефтенасыщенности (совместно с Велижаниным В.А., Лободой Н.Г.);

- разработка методики интерпретации данных углеродно-кислородного каротажа, обобщение полученных результатов (совместно с Велижаниным В.А., Меженской Т.Е., Еникеевой Ф.Х.);

- разработка технологии проведения исследований методом углеродно-кислородного каротажа при оценке текущей нефтенасыщенности (совместно с Велижаниным В.А.);

- научное сопровождение работ по опробованию и внедрению разработанной технологии углеродно-кислородного каротажа определения текущей нефтенасыщенности на геофизических предприятиях.

Часть результатов, полученных совместно с автором и под его руководством, была использована в кандидатских диссертациях В.С.Бортасевича и В.Р. Хаматдинова.

За "Обеспечение прироста запасов и повышения извлекаемости углеводородов на длительно разрабатываемых нефтегазовых месторождениях с использованием углерод/кислородного каротажа" автор 15.11.2002 г. удостоен премии имени академика И.М. Губкина Центрального Управления Научно-Технического Общества Нефтяников и Газовиков.

Неоценимую помощь при создании и внедрении технологии углеродно-кислородного каротажа автору оказали коллеги Хаматдинов Р.Т., Велижанин В.А., Бортасевич B.C., Теленков В.М., Меженская Т.Е., Саранцев С.Н., сотрудники ВНИИАвтоматика Боголюбов Е.П., Хасаев Т.О., сотрудники "Октургео-физика" Бубеев A.B., Алатырев А.И., сотрудники треста "Сургутнефтегеофи-зика" Коновалов В.А., Глебочева Н.К., Тихонов А.Г., Пахалуев А.Л., сотрудники ОАО "Нижневартовскнефтегеофизика" Короткое К.В., Первушин В.В., директор "ГеотехноКИН" Хисметов Т.В. и многие другие.

Всем названным ученым и специалистам автор выражает глубокую признательность.

Автор искренне благодарен Кучурину Е.С., определившему направление работ автора после окончания института и заразившего его своим энтузиазмом.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Черменский, Владимир Германович

5.8 Выводы

Начиная с 1996 г., когда были проведены первые скважинные испытания, по конец 2006г. аппаратурно-методическим комплексом серии АИМС, разработанным автором, в различных его модификациях были проведены скважинные исследований в России и за рубежом более чем в 3000 скважинах, из них:

- 37 скважин, исследованных за период 1997-1998 г., выполнялись совместно производственными партиями ОАО "Когалымнефтегеофизи-ка" и ООО "Окгургеофизика";

- 749 скважинных исследований выполнено трестом "Сургутнефте-геофизика" для ОАО "Сургутнефтегаз";

- 428 скважинных исследований выполнено ОАО "Нижневартовскнефте-геофизика";

- 88 скважинных исследований выполнены ТОО "Techno-Trading Ltd.", Казахстан; кн™ПЕИГТ

ГККЩшРЛ

КиамГИОк

Уелоипью обозначения

Рисунок 5.12 - Пример выявления нсфтенасыщенности пласта на месторождении Ярайнейское ОАО "Сибнефть"

- 20 скважинных исследований выполнены ТОО "КазРоссгеофизика", Казахстан; 10 скважинных исследований выполнены "Туркменнебитгеофизика", Туркменистан,

- не менее 1716 скважинных исследований проведены производственными партиями ООО "Октургеофизика"

Выполненный объем составил не менее 60% от общего объема исследований углеродно-кислородного каротажа, выполненного в России, в т.ч. и с участием зарубежных компаний.

Наиболее массовыми потребителями услуг на проведение углеродно-кислородного каротажа аппаратурно-методическим комплексом серии АИМС с целью определения текущей нефтенасыщенности в период 2000-^2006 г. были:

ТНК-ВР, бизнес единица "Самотлор" - не менее 1323 скважинных исследований;

- ОАО "Сургутнефтегаз" - не менее 749 скважинных исследований;

ОАО "Лукойл-Западная Сибирь" и "Лукойл-Коми" - не менее 246 скважинных исследований;

- ОАО "Оренбургнефть" - не менее 140 скважинных исследований.

В результате внедрения на нефтяных месторождениях ОАО "ТНК-ВР" в Западной Сибири в 1999-2001 г. на Самотлорском нефтяном месторождении выявлены перспективы "истощенного" объекта АВ4.5, обнаружена зона промышленного нефтенасыщения с получением промышленного притока нефти и оцененным по категории С1 запасом в 730 тыс. т. На Красноленипском нефтяном месторождении Талинской площади открыта новая залежь, в результате опробования которой получен промышленный приток нефти [К проблеме ., 2001].

15 ноября 2002 г. Центральное правление научно-технического общества нефтяников и газовиков имени академика И.М.Губкина за "обеспечение прироста запасов и повышения извлекаемости углеводородов на длительно разрабатываемых нефтегазовых месторождениях с использованием углерод/кислородного каротажа" вручило автору премию имени академика И.М.Губкина за работы по определению текущей нефтенасыщенности на Самотлорском нефтяном месторождении в период 1999-2002 г.

В результате внедрения на нефтяных месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" в Западной Сибири метод углеродно-кислородного каротажа, разрабатываемый автором, доведен по массового промышленного применения без авторского сопровождения. Учет всех замечаний и недочетов, выявленных сотрудниками треста "Сургутнефтегеофизика", позволил в кратчайшие сроки довести метод до уровня фирмы НаШЬш1оп, широко представленной при проведении углеродно-кислородного каротажа на объектах ОАО "Сургутнефтегаза". Детальная статистика проведения скважинных исследований, применяемая в тресте, позволила получить количественные оценки качества работы комплекса и, на основании этого, выявить наиболее уязвимые его места с последующим сосредоточением усилий на их ликвидацию. Из исследованных за период 2004-2006г. аппаратурно-методическим комплексом АИМС-С 626 скважин было зафиксировано: 3 отказа, в результате которых скважина не была исследована; 34 скважины, исследованные с дефектами по причине неисправностей собственно аппаратуры АИМС-С; 45 скважин, исследованных с дефектами по причине неисправностей импульсного нейтронного генератора ИНГ-06; 50 скважин, исследованных с дефектами по причине неисправностей спуско-подъемного оборудования [Отчет ., 2006]. По мнению автора, приведенная статистика свидетельствует о хорошей надежности аппаратурно-методического комплекса АИМС-С. Замена нейтронного генератора ИНГ-06 на более стабильный позволит снизить показатель дефектов до 5-6 % от количества исследованных скважин.

Результаты внедрения метода на нефтяных месторождения ОАО "ЛУКОЙЛ", ОАО "Сибнефть", ОАО "Роснефть" в Западной Сибири, нефтяных месторождениях ОАО "Оренбургнефть" в Волго-Урапьской провинции, нефтяных месторождениях "Казмунайгаз" в республике Казахстан показали хорошую подтверждаемость метода результатами опробования. Практически везде этот показатель не опускается ниже 80 %, доходя в ряде случаев до 90 %. Получаемые по результатам углеродно-кислородного каротажа данные используются в нефтяных компаниях для гидродинамических моделей эксплуатируемых месторождений. Площадные исследований позволяют проводить своевременный мониторинг разрабатываемых залежей, выявляя застойные, неохваченные выработкой нефтенасьтщенные зоны. Соответственно, вовлечение их в разработку позволяет увеличить коэффициенты извлечения продукции.

Заключение

В результате выполненных автором теоретических и экспериментальных исследований впервые в России разработан, изготовлен и внедрен в практику геофизических исследований нефтегазовых скважин аппаратурно-методический комплекс углеродно-кислородного каротажа, позволяющий оперативно оценивать нефтенасыщенность пластов в условиях низкой или неизвестной минерализации пластовых вод через стальную колонну. Комплекс создан на основе продукции отечественной промышленности - импульсный нейтронный генератор, детекторы гамма-излучения, конструкционные материалы и состоит из:

- собственно скважинного прибора углеродно-кислородного каротажа;

- технологии проведения скважинных исследований, включая настройку и калибровку аппаратуры, регистрацию данных (каротаж) и контроль измерительного тракта скважинной аппаратуры;

- методики интерпретации данных углеродно-кислородного каротажа для оценки текущей нефтенасыщенности пластов. ,

В ходе проведения исследований получен ряд новых научных, технических и методических результатов, в том числе:

- система регистрации наведенного гамма-излучения с временной и энергетической дискретизацией, обеспечивающая применение различных алгоритмов обработки спектров;

- система стабилизации энергетической шкалы регистрируемых спектров, основанная на сравнении зарегистрированных спектров с эталонным;

- система оцифровки амплитудных спектров, основанная на связи энергии регистрируемых гамма-квантов с амплитудой импульса на выходе ФЭУ в фиксированный момент времени от начала нарастания его переднего фронта;

- система принудительного охлаждения термопоглотителей скважинного прибора перед началом проведения скважинных исследований, позволяющая существенно увеличить время работы аппаратуры в условиях высоких пластовых температур;

- методика интерпретации данных углеродно-кислородного метода для оценки текущей нефтенасыщенности коллекторов;

- изучено влияние большого числа технических, технологических и методических факторов на эксплуатационные и метрологические характеристики аппаратурно-методического комплекса;

- обоснована необходимая дополнительная информация, (получаемую по керну и/или по комплексу ГИС), необходимая для проведения количественной интерпретации скважинных данных;

- изучено влияние неполноты дополнительной информации на точность определения текущей нефтенасыщенности.

В результате моделирования методом Монте-Карло и экспериментальных исследований оптимизированы все компоненты аппаратурно-методического комплекса. Разработанный комплекс обеспечивает необходимую для практики точность и достоверность оценки текущей нефтенасыщенности и не уступает лучшим зарубежным аналогам.

Широкое внедрение аппаратурно-методического комплекса на нефтяных месторождениях России, Казахстана и Туркменистана, позволило вовлечь в промышленную разработку ряд новых объектов, провести более достоверную переоценку нефтенасыщенности уже известных объектов, открыть новые залежи.

Полученные в ходе проведенных автором исследований результаты, а также конструктивные, схемотехнические и методические результаты нашли применение при разработке других ядерно-геофизических методов каротажа, в частности, спектрометрии естественного гамма-излучения, гамма-гамма плотно стном спектрометрическом каротаже, и др.

Дальнейшие исследования в направлении определения текущей нефтенасыщенности с использованием спектрометрии гамма-излучения, индуцированного нейтронами, по мнению автора, будут развиваться в сторону «времяпро-летных» систем. Данные системы используют факт регистрации а-частицы, являющейся продуктом реакции в нейтронном генераторе (1Н2+1Н3-^2Не4+оП1) и вылетающей в противоположном с нейтроном направлениях. Если разместить рядом с источником нейтронов альфа-детектор, то регистрация им альфа-частицы будет свидетельствовать о том, что в противоположном направлении вылетел быстрый нейтрон. Скорость распространения быстрых нейтронов и гамма-квантов в веществе различна, и соответствует «0.01-г0.05 м/нс для нейтрона и «0.3 м/нс для гамма-кванта. Таким образом, если в течение нескольких нанасекунд после регистрации а -частицы детектор гамма-излучения регистрирует гамма-квант, то очень велика вероятность того, что это гамма-квант являя-ется продуктом неупругого рассеяния вылетевшего быстрого нейтрона. Коллимация а-излучения позволит выделять направленный в нужную сторону поток быстрых нейтронов, а регистрация амплитудных спектров ГИНР в нескольких временных окнах позволит рассчитывать координату места неупругого рассеяния нейтрона [Патент РФ №2256200]. В последнее время появляются сцин-тилляционные детекторы, обладающие более высокими плотностью и энергетическим разрешением, например детектор ЬаВгЗ(Се), с плотностью 5,4 г/см3 и энергетическим разрешением 3% по линии Се137. Реализация «времяпролет-ных» систем в совокупности с применением новых типов сцинтилляционных детекторов позволит существенно повысить объективность определения текущей нефтенасьпценности при исследовании методом углеродно-кислородного каротажа благодаря появившейся возможности проведения томографического зондирования.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Черменский, Владимир Германович, Дубна

1. Аппаратура и методика скважинной гамма-спектрометрии радиационного захвата с низкочастотным генератором нейтронов / В.Г. Черменский, Е.С. Кучурин, И.Х. Шабиев //Вопр. атом, науки и техн. Сер. Радиац. техн. 1990. N 2. С.64-68.

2. A.c. 766048, СССР. Импульсная нейтронная трубка / Д.Ф. Беспалов, К.И. Козловский, A.C. Цыбин, А.Е Шиканов, ВНИИЯГТ // МКИ Н 05 H5/02//G 21 G 4/02, заявл. 27.03.79, N 2742687, опубл. 1.10.80.

3. A.c. 1080629, СССР. Скважинный излучатель нейтронов / В.Н. Ды-дычкин, Г.В. Прохорова, A.A. Печков и др. ВНИИЯГТ // МКИ GO IV 5/00, 3491393/18-25; Заявл. 13.09.82.

4. A.C. № 1428040. Способ ядерной спектрометрии и устройство для его осуществления / Е.С.Кучурин, В.Г. Черменский // Зарегистрирован 01.06.1988. Приоритет изобретения 11.12.1986.

5. A.C. №1447110. Устройство для спектрометрии гамма-излучения при каротаже скважин / Е.С. Кучурин, A.M. Ахметшин, В.Г. Черменский // Зарегистрировано 22.08.1988. Приоритет изобретения 11.12.1986.

6. A.C. №1464729. Устройство для ядерной спектрометрии / Е.С. Кучурин, В.Г. Черменский // Зарегистрировано 08.11.1988. Приоритет изобретения 11.12.1986.

7. A.C. №1487673. Многоканальный скважинный прибор радиоактивного каротажа / Е.С. Кучурин, A.B. Давыдов, В.Г. Чермеиский, A.A. Миллер, И.Х. Шабиев, B.JI. Глухов // Зарегистрирован 15.02.1989. Приоритет изобретени я 19.03.1987.

8. A.C. № 1533531. Устройство для ядерной спектрометрии / Е.С. Кучурин, В.Г. Черменский, С.Н. Никитин // Зарегистрирован 01.09.1989. Приоритет изобретения 07.12.1987.

9. A.C. № 1537047. Способ контроля и стабилизации выхода импульсного источника нейтронов и устройство для его осуществления / В.Г. Черменский, Е.С. Кучурин, И.Х. Шабиев, B.JI. Глухов // Зарегистрирован 15.09.1989. Приоритет изобретения 04.05.1988.

10. A.C. №1554611. Способ определения содержания свинца в рудах / Е.С. Кучурин, A.M. Ахметшин, В.Г. Черменский // Зарегистрирован 01.12.1989. Приоритет изобретения 30.11.1987.

11. A.C. № 1556373. Способ многоканального радиоактивного каротажа и устройство для его осуществления / Е.С. Кучурин, A.B. Давыдов, В.Г.Черменский, A.A. Миллер, И.Х.Шабиев, B.JI. Глухов // Зарегистрирован 08.12.1989. Приоритет изобретения 26.11.1987.

12. A.C. №1563430. Способ многоканального радиоактивного каротажа и устройство для его осуществления / Е.С. Кучурин, A.B. Давыдов, В.Г. Черменский, А.А Миллер., И.Х. Шабиев, B.JI. Глухов // Зарегистрирован 08.01.1990. Приоритет изобретения 26.11.1987.

13. A.C. № 1581054. Устройство ядерной спектрометрии / В.Г. Черменский, Е.С. Кучурин // Зарегистрирован 22.03.1990. Приоритет изобретения 04.02.1988.

14. A.C. № 1632219. Устройство для нейтронного активационного каротажа /Е.С. Кучурин, В.Г. Черменский // Зарегистрирован 01.11.1990. Приоритет изобретения 11.03.1988.

15. A.C. № 1649933. Радиометрический способ исследования алюмоси-ликатных горных пород / Е.С. Кучурин, В.Ю. Давыдов, А.Р. Кучури-на, A.M. Ахметшин, В.Г.Черменский // Зарегистрирован 15.01.1991. Приоритет изобретения 06.06.1989.

16. A.C. № 1698868. Способ мониторирования генератора быстрых нейтронов и устройство для его осуществления / В.Г.Черменский, В.Д. Гельд, С.Н. Саранцев // Зарегистрирован 15.08.1991. Приоритет изобретения 09.03.1989.

17. Ахметов K.P. Технологии геофизического контроля за выработкой запасов нефти на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2000. Вып. 67.

18. Барц С., Мах Д. М. Саеди Д. Давайте извлекать максимум из существующих скважин // Нефтегазовое обозрение. 1999. с.4-23.

19. Бланков Е.Б., Лозовский JI.A., Нифонтов В.И., Комплекс исследований на быстрых нейтронах и техника измерений для определения состава и скорости движения флюида в скважинах // Ядерная физика. М.: Атомиздат. 1972. С. 50-54

20. Боксерман A.A. Востребованность современных методов увеличения нефтеотдачи — обязательное условие преодоления падения нефтеотдачи в стране// Нефтяное хозяйство. 2004. №10. С.34-38.

21. Бортасевич B.C. Программно-управляемая спектрометрическая аппаратура импульсного нейтронного гамма-каротажа. Канд. дисс. Тверь. 2004.

22. Бюллетень Счетной Палаты РФ №8 (68) за 2003 г.

23. Велижанин В.А., Лобода Н.Г., Черменский В.Г. Исследование погрешности определения нефтенасыщенности коллекторов по данным С/О-каротажа // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2006. Вып. 2-4 (143-145) С.144-153.

24. Геофизическая аппаратура. Л.: Недра. № 53. 1973.

25. ГИС на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Р.Т. Хаматдинов, Д.В. Белоконь, В.А. Пантюхин, В.Г. Черменский // Тезисы докладов на Научно-практической конференции, посвященной 50-летию "Татнефтегеофизики". Бугульма. 5-6 сентября 2003.

26. Гольданский В.И. Куценко A.B. Подгорецкий М.И. Статистика отсчетов при регистрации ядерных частиц // ФМ. 1959.

27. Гумерский Х.Х., Демин С.З., Керим-Заде, Немченко Т.А. (ОАО РМНТК "Нефтеотдача"), Клюев JI.B., Михеев О.В. // (NC Group) 01.03.2001. Статья из интернета.

28. Дворкин В.И., Ганичев Д.И., Маврин М.Я. Методика контроля за выработкой нефтяных пластов в Западной Сибири // НТВ "Каро-тажник". Тверь: Изд. АИС. 2001. Вып. 85.

29. Де-Уэйн, Р.Шнорр, Боб Адольф. Измерение нефтенасыщенности в обсаженной скважине на месторождении Прадхо-Бей // М.: Нефтегазовое обозрение. 1995. № 2.

30. Емельянов A.B., Черменский В.Г. Применение аксельрометров в автономной скважинной аппаратуре // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 8 (121).

31. Ерозолимский В.Г., Войцик JI.P., Попов Н.В., Школьников A.C. Новые методы исследования буровых скважин, основанные на использовании импульсных нейтронных источников // Нефтяное хозяйство № 11. 1958.

32. Ефимчик М.К., Изох В.В., Сошин Л.Д./Приборы и техника эксперимента// №2, с. 84,1965.

33. Зайченко Ю.В. Страницы истории отечественного приборостроения в области геофизических исследований скважин (1917-1991г.)/ Тверь: Изд. АИС. 2006. С. 248

34. Инструкция по проведению спектрометрического гамма-каротажа аппаратурой СГК-1024 и обработке результатов измерений, МИ 4117-1396-04 / В.А. Велижанин, С.Ю. Головацкий, В.А. Пантюхин, В.Г. Черменский и др. // Тверь: Изд. ГЕРС. 2004.

35. Инструкция по проведению нейтронного и гамма-каротажа аппаратурой СРК-42-220 и обработке результатов измерений, МИ 41-17-139704 / В.А. Велижанин, А.П. Глебов, С.Н. Саранцев, Черменский В.Г. и др. // Тверь: Изд. ГЕРС. 2004.

36. Инструкция по проведению нейтронного и гамма-каротажа аппаратурой СРК-76 и обработке результатов измерений, МИ 41-17-1400-04 /В.А. Велижанин, В.В. Климок, Н.Г. Лобода, В.Г. Черменский и др. // Тверь: Изд. ГЕРС. 2004.

37. Инструкция по проведению плотностного гамма-гамма-каротажа аппаратурой серии СГП и обработке результатов измерений, МИ 41-171401-04 / В.А. Велижанин, А.П. Глебов, Г.К. Точиленко, В.Г. Черменский и др. // Тверь: Изд. ГЕРС. 2004.

38. Инструкция по проведению литолого-плотностного гамма-гамма-каротажа аппаратурой серии СГПЛ и обработке результатов измерений, МИ 41-17-1402-04 / В.А. Велижанин, A.B. Вершинин, С.Н. Саранцев, В.Г. Черменский и др. // Тверь: Изд. ГЕРС. 2004.

39. К проблеме реализации «упущенных» возможностей на длительно разрабатываемых месторождениях Западной Сибири / Т.В. Хисметов, И.С.Джафаров, A.M. Брехунцов и др.//М.: Нефтяное хозяйство. 2001. №6.

40. Ключевой комплекс ГИС для обеспечения прироста запасов нефти на разрабатываемых местрождениях / Т.В. Хисметов, Р.Т. Хаматдинов, Ф.Х. Еникеева, В.Г. Черменский и др. // М.: Нефтяное хозяйство. 2001. №9. С. 131-134

41. Кожевников Д.А. Нейтронные характеристики горных пород и их использование в нефтепромысловой геологии.// М.: Недра. 1982.

42. Контроль нефтенасыщенности коллекторов в обсаженных стеклопла-стиковыми трубами скважинах в Западной Сибири / В.И. Дворкин,

43. Д.И. Ганичев, М.Я. Маврин, K.P. Ахметов // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2000. Вып. 72.

44. Лавренчик В.Н. Постановка физического эксперимента и статистическая обработка его результатов // М.: Энергоатомиздат. 1986. С. 272.

45. Ларионов В.В., Резванов P.A. Ядерная геофизика и радиометрическая разведка//М.: Недра. 1988.

46. Лобода Н.Г., Велижанин В.А., Черменский В.Г. Исследование погрешности определения нефтенасыщенности коллекторов по данным С/0-картажа//Тезисы докладов на Научно-практической конференции "Ядерная геофизика 2004". Санкт-Петербург. 29 июня-2 июля 2004.

47. Лобода Н.Г., Велижанин В.А., Черменский В.Г. Об определении содержания карбонатных примесей в терригенных породах по данным спектрометрического нейтронного гамма-каротажа // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2005. Вып. 2 (129). С. 38-45.

48. Лухминский Б.Е. Вычислительный эксперимент Монте-Карло для решения ядерно-геофизических задач // Докторская диссертация. МГРИ. 1986.

49. Лухминский Б.Е. Генераторы нейтронов для исследования нефтегазовых скважин (Аналитический обзор по зарубежным данным) // 1994-1997ГТ. (Word-doc).

50. Метрологическое обеспечение геофизических исследований скважин/ A.M. Бтоменцев, Г.А. Калистратов, В.М. Лобанков, В.П. Цирюльников//М.: Недра. 1991.

51. Многопараметрическая спектрометрическая аппаратура для непрерывного углерод-кислородного каротажа (МСА С/О). Dresser Atlas // ЭИ ЦНИИТЭИприборостроения. ТС-5. 1986. вып. 11. С. 10-11.

52. Некоторые вопросы методического обеспечения аппаратуры АИМС при решении задачи определения текущей нефтенасыщенности коллекторов / В.А. Велижанин, Н.Г. Лобода, Т.Е. Меженская, В.Г. Черменский и др. // М.: Геофизический вестник. 2003. № 12.

53. Нефтяное обозрение. Schlumberger. 1996. 4 / Боб А., Брейди Д., Стол-лер К. Нефтяное обозрение. Осень 1996. С.38-51.

54. Новое поколение ИНК-систем моделей РДК-100 и MSI С/О с применением ЗУ и микропроцессоров. Dresser Atlas// ЭИ информприбор.-1987. ТС-5. вып. 12.

55. О результатах нейтронных импульсных методов и аппаратуры для исследований разреза скважин./ Ф.А. Алексеев, Б.Г. Ерозолимский, Д.Ф.Беспалов и др. //Ядерная геофизика при поисках полезных ископаемых. М.: Гостогггехиздат. 1960.

56. Опыт применения углерод-кислородного (С/О) каротажа для изучения текущей и остаточной нефтегазонасыщенности пород / А.Н. Тропин, В.А. Велижанин, Ф.Х. Еникеева, В.Г. Черменский и др. // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 1999. Вып. 55.

57. Опыт промышленного применения С/О-каротажа. Прблемы оценки достоверности получаемых данных / Ф.Х. Еникеева, Б.К. Журавлев, А.Н. Тропин, В.Г. Черменский // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2002. Вып. 100.

58. Опыт работы по определению характера насыщения пластов методом углеродно-кислородного каротажа на месторождении Жетыбай / А.К. Конысов, В.А. Земсков, Р.Т. Хаматдинов, В.Г. Черменский и др. // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2005. Вып. 134.

59. Орлинский Б.М., Дворкин В.И., Муслимов Р.Х. / Контроль нейтронными методами за обводнением залежей нефти на различных стадиях разработки //Геология нефти и газа, 1987, №9, с50-54.

60. Отчет о выполненных каротажах в тресте «Сургутнефтегеофизика» / Углеродно-кислородный каротаж//2006

61. Патент США 4404163. Система контроля ионного источника нейтронной трубки скважинного генератора нейтронов / J.R.Bridges, Halliburton Со//МКИ G21 G 4/02; № 212915. Заявл. 3.12.80. Опубл. 13.09.83.

62. Патент США 4454420. Способ и устройство для проведения импульсного нейтронного каротажа методом углерод-кислородного спектрального отношения / H.D. Smith, Texaco Inc. // МКИ GOIV 5/00. № 386315. Заявл. 8.06.82. Опубл. 12.06.84

63. Патент США 4506927. Аппаратура для каротажа гамма-излучени неупругого рассеяния нейтронов / Е.С. Hopkinson, D.W. Oliver, Dresser bid. Inc. // МКИ GOIV 5/10. № 469330. Заявл. 24.02.83. Опубл. 24.06.86.

64. Патент США 4661701. Способ и устройство импульсного спектрометрического каротажа / J.A. Grau, Schlumberger Technology Cor. II МКИ G01V 5/10; №756007. Заявл. 17.07.85. Опубл. 28.4.87.

65. Патент США 4749859. Система накопления спектрометрической информации при импульсном нейтронном каротаже. Western Atlas International / M.G. Schmidt // МКИ G01V 5/00. № 725841. Заявл. 22.04.85. Опубл. 7.06.88.

66. Патент США 4937446. Способ и устройство для углерод/кислородного каротажа / D.C. McKeon, В.А. Roscoe, С. Stoller // МКИ G01V 5/10. №401579. Заявл. 24.08.89. Опубл. 26.06.90.

67. Патент РФ №2191413. Способ спектрометрического гамма-каротажа и устройство для его проведения / В.Г. Черменский, В.А. Велижанин, Р.Т. Хаматдинов, С.Н. Саранцев // Зарегистрирован 20.10.2002. Приоритет изобретения 19.06.2001.

68. Патент РФ № 2249836. Устройство для литолого-плотностного гамма-гамма каротажа / В.А. Велижанин, С.Н. Саранцев, В.Р. Хаматдинов, В.Г. Черменский // Приоритет изобретения 24.12.2003. Зарегистрирован 10.04.2005.

69. Патент РФ № 2254597. Способ импульсного нейтронного каротажа и устройство для его осуществления / В.Г. Черменский, Р.Т. Хаматдинов, В.А. Велижанин, B.C. Бортасевич // Зарегистрирован 20.06.2005. Приоритет изобретения 28.08.2003.

70. Патент РФ №2256200. Способ и устройство ядерного каротажа / Р.Т. Хаматдинов, В.Г. Черменский, В.А. Велижанин, С.Н. Саранцев,

71. A.B. Кузнецов, О.И. Осетров, Е.П. Боголюбов, Т.О. Хасаев // Приоритет изобретения 26 мая 2004г.

72. Патент РФ № 2262124. Способ импульсного нейтронного каротажа и устройство для его проведения / B.C. Бортасевич, Р.Т. Хаматдинов,

73. B.Г. Черменский, В.А. Велижанин, С.Н. Саранцев // Приоритет 26.05.2004. Зарегистрирован 10.10. 2005.

74. Перспективы гамма-спектрометрических методов каротажа с импульсными генераторами нейтронов. / В.В.Миллер, A.A. Старинский, Ю.Н.Бурмистенко и др. // Тез. докл. "Вопросы разработки и применения портативных генераторов нейтронов". 2 ВСГН.-М. 1987. С.42.

75. Перспективы гамма-спектрометрических методов каротажа с импульсными генераторами нейтронов / Е.П. Боголюбов, A.A. Бриш, Ю.Н. Бурмистенко и др. // Тез. докл. "Вопросы разработки и применения портативных генераторов нейтронов". 3 ВСНТ. М., 1988. С. 42.

76. Поздеев Ж.А. О достоверности определения текущей нефтенасыщенности по данным С/О каротажа // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 12-13 (125-126).

77. Поляченко А.Л. Быстрое математическое моделирование задач ядерной геофизики: пакет ПОЛЕ. НТВ "Каротажник", Тверь, изд. АИС, 1996, вып.28, с.72-85.

78. Применение скважинных генераторов нейтронов при исследованиях месторождений нефти и газа / Ю.С. Шимелевич, A.C. Школьников, Ю.В. Кормильцев и др. // Вопрос разработки и применения портативных генераторов нейтронов. Тез. докл. 2 ВСГН.-М., 1987.-С.67-68.

79. Программный комплекс оценки текущей нефтенасыщенности пород по данным импульсного нейтронного гамма-каротажа аппаратурой АИМС LogPWin-AJMS/ В.А. Велижанин, Д.Р. Лобода, Т.Е. Межен-ская, В.Г. Черменский и др. // М.: Геофизика. 2004. № 1.

80. Разведочная ядерная геофизика: Справочник геофизика / Под ред. Кузнецова О.Л., Поляченко А.Л.// М.: Недра. 1986.

81. Резванов P.A. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин // М.: Недра. 1982.

82. Саранцев С.Н., Черменскии В.Г., Глебов А.П. Аппаратурный ряд спектрометров (СГК-1024Т, СНГК-200, АИМС, 2ГГК-ЛП), производимый НПЦ "Тверьгеофизика" / Тезисы докладов на Научно-практической конференции "Ядерная геофизика 2002". Тверь. 12-14 июня 2002.

83. Скважинная ядерная геофизика: Справочник геофизика / Под ред О.Л. Кузнецова, A.JI. Поляченко //М.: Недра. 1990.

84. Современные аппаратурно-методические комплексы углеродно-кислородного каротажа / Р.Т. Хаматдинов, B.C. Бортасевич, В.А. Велижанин, В.Г. Черменскии и др. //М.: Геофизика. 2002. № 4.

85. Состояние и перспективы развития элементной базы скважинной геофизической аппаратуры / Е.М. Арм, В.В. Милер, В.П. Демидов, Черменский В.Г. и др. // Тезисы докладов на Научно-практической конференции "Ядерная геофизика 2002". Тверь. 12-14 июня 2002.

86. Справочник по ядерной физике (пер. с англ. Под ред. JI. А. Арцимо-вича//М.: 1963.

87. Спектрометрическая аппаратура литолого-плотностного гамма-гамма каротажа нефтегазовых скважин / В.Р. Хаматдинов, В.А. Велижанин, A.B. Вершинин, В.Г. Черменский и др. // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2005. Вып. 2 (129). С.24-30.

88. Теленков В.М., Черменский В.Г. Некоторые вопросы освещения С/О-каротажа // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 12-12 (125-126). С.242-245.

89. Теория нейтронных методов исследования скважин / С.А.Кантор, Д.А. Кожевников, A.JI. Поляченко, Ю.С.Шимелевич // М.: Недра. 1985. С. 224.

90. Техника каротажных исследований и интерпретации. Каталог Shlum-berger // Геофизическая конференция. Москва. 1986.

91. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований на кабеле в нефтяных и газовых скважинах / Р.Т. Хаматдинов, В.Ф. Козяр, В.Ф. Антропов, В.Г. Черменский и др. //М.: Минэнерго, 2001.

92. Урманов Э.Г., Горбачев В.К. Сцинтилляционные детекторы в ядерной геофизике/ Сборник тезисов докладов на международной научной конференции «Сцинтилляторы-93 »//Харьков, 1993.

93. Физические основы импульсных нейтронных методов исследования скважин / Ю.С. Шимелевич, С.А. Кантор, A.C. Школьников и др.// М.: Недра. 1976. С. 160.

94. Филиппов Е.М. Ядерная разведка полезных ископаемых. Справочник //К. "Наукова думка". 1978. С. 588.122 "ФК-НОВОСШ" сайт (www.fcinfo.ru) воскресенье, 27 августа 2006 года.

95. Хаматдинов Р.Т., Еникеева Ф.Х., Черменский В.Г. Новое поколение приборов радиоактивного каротажа нефтегазовых скважин // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 1998. Вып. 43.

96. Хаматдинов Р.Т., Черменский В.Г., Велижанин В.А. Проблемы и перспективы современного приборостроения в радиоактивном каротаже / НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2002. Вып. 101.

97. Хаматдинов Р.Т., Велижанин В.А., Черменский В.Г. С/О каротаж -перспективная основа современного геофизического мониторинга нефтяных месторождений" // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2004Б. Вып. 12-13 (125-126). С.3-24.

98. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов // М.: Недра. 1989.

99. Чередниченко А.А., Методические рекомендации по применению методов ИНК и СО каротажа на нефтяных объектах Когалымского района/ ПРОЕКТ// Москва, 2002 г.

100. Черменскнй В.Г. Цифровая многоканальная программно-управляемая двухзондовая аппаратура импульсного нейтрон-нейтронного каротажа / Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук//Тверь. 1993

101. Черменскнй В.Г., Саранцев С.Н. Единая идеология стабилизации спектрометров гамма-излучений различной природы // НТВ "Каро-тажник". Тверь: Изд. АИС. 2003. Вып. 102. С.84-98.

102. Шафраник Ю.К. О факторах, определяющих перспективы развития нефтяного комплекса России // Нефтяное хозяйство. 2005. №4. С. 10-13.

103. A New Throung-Tubing Oil-Saturation Measurement System / В. A. Roscoe,

104. C.Stoller, RA.Adolph, Y.Boutemy, J.C.Cheeseborough Ш, J.S.Hall,

105. D.C.McKeon, D.Pittman, Seeman and S.R.Thomas // paper SPE 21413, presented at the SPE Middle East B.oil Show, Bahrain, November 16-19, 1991.

106. Atlas Wireline Services // Western Atlas International. Inc. 1991

107. Baicker J. A., A. Sayres, S. Schladale, J. Dudek and J. M. Stone, Carbon/Oxygen Logging using a pulsed neutron generator and a germani cryosonde, PGT. Geophysics, Inc., Princeton, NJ 08 0, 1985A.

108. Baicker J.A., Sayres A., Schladale S./ Carbon/Oxygen Logging Using a Pulsed Neutron Generator and a Germanium Cryosonde// SPWLA 26 Annual Logging Symposium, June 17-20, 1985B.

109. Borehole Configured Pulsed Neutron Generator, Model A-320, MF Physics Corporation, 5074 List Dr., Colorado Springs, Export Price List, 1998.

110. BP Statistical Review of World Energy. June 2005. p. 44.

111. Caldwell R.L., Ядерная физика при разведке на нефть/ World Petrol. Vol.27, No 4, p.59-64. Fhril 1956.

112. Caldwell R.L., Sippler R.F., New developments in radioactive well Logging Research/Bull, of the Americ. Ass. ofPetr. Geolog., V.42,No. 1,1958.

113. Caldwell R.L., Mills W.R., Hickman J.B. Gamma-radiation from inelastic scattering of 14MeV neutrons by common earth elements // Nucl. Sci. and Eng., 1960. vol. 8. N 3. p. 173-178.

114. Cannon D.E., LaVigne J.А. Оценка коллекторов через обсадную колонну. // SPE Form. Eval. 1987. 2. № 2. P. 201-208.

115. Chace D.M., Schmidt M.C., Ducheck M.P. Dresser Atlas. The Multiparameter Spectroscopy Instrument Continuous Carbon/Oxygen Log MSI C/O // 10th Formation Evaluation Symposium of the Canadian Well Logging Society, Calgary, Alberta, September, 1985.

116. Chace, D., Schmidt, M.G. and Ducheck, M.P. The Multiparameter Spectroscopy Instrument Continuous Carbon/Oxygen Log MSI C/O // paper presented at CWLS 10th Formation Evaluation Symposium. Calgary. Alberta. September 29 - October 2, 1985.

117. Culver R.B., E.C. Hopkinson, and A.H. Youmans. Carbon Oxygen (C/O) Logging Instrumentation // paper SPE 4640. 48th Annual Fall Meeting of Society of Petroleum Engineers of AJME, Las Vegas. Nevada. September1973.

118. Culver, R.B., E.C. Hopkinson, and A.H. Youmans: "Carbon Oxygen (C/O) Logging Instrumentation", SPE Journal, Vol. 14, No. 5, October,1974.

119. Edgson J J. MacFarlane С J. Новый каротажный прибор для гамма-спектрометрических измерений в обсаженных скважинах. // J. Сап. Petrol. Technol. 1988. 27. № 4 С. 30-34.

120. Fertl W.H. and Frost E. Recompletion, Workover, and CasedHole Exploration in Reservoirs Utilizing the Continuous Carbon/Oxygen (C/O) Log The CHES 111 Approach // SPE 9028. SPE-AIME Southwest Texas Regional Meeting. Chrpus Christi. Texas. April 1980.

121. Gartner M.L., Jacobson L.A. Detector design and data processing effects on elemental yield variance. 13th SPWLA European Formation Evaluation Symposium. Budapest, Oct. 1990, paper CC

122. Gartner M.L., Jacobson L.A. The dependence of elemental yields variance on detector type through mathematical modeling. IEEE Trans. Nucl. Sci., v.37. No 2. 1990. P. 931.

123. Garnter, M.L., and Jacobson, L.A., "Detector Design and Data Pocessing Effects on Elemental Yield Variance" Paper SPWLA 1990D, 13th Annual SPWLA European Formation Evaluation Symposium. Budapest. October 22-26,1990.

124. Gilchrist, W.A. Jr., E. Prati, R. Pemper, M.W. Mickael, and D. Trcka. Introduction of a New Through-Tubing Multifunction Pulsed Neutron Instrument // Paper SPE 56803. Annual SPE Technical Conference and Exhibition. Houston. Texas. October 1999.

125. Heflin J.D., Lawrence T.D., Oliver D.W., Koenn and L.D. California Applications of the Continuous Carbon/Oxygen Log // American Petroleum Institute Joint Chapter Meeting, Bakersfield, California. October. 1977.

126. Hemingway J., R. Plasek, T. Gupta, F. Morris and др./ Introduction of Enhanced Carbon-Oxygen Logging for Multi-well Reservoir Evaluation // SPWLA-40. 01-014. 1999.

127. Hertzog R.C. Laboratory and field evaluation of an inelastic neutron scattering and capture gamma ray spectroscopy tool. //Soc. Pet. Eng. J. (Oct. 1980) P. 327-340.

128. Jacobson L,A., R.Baels, D.F. Wyatt, A Hrametz/ Response Characterization of an Induced Gamma Spectrometry Tool Using a Bismuth Germinate Scintillator//Paper SPWLA 1991LL, 32nd Annual SPWLA Logging Symposium. Midland. June 16-19, 1991.

129. Jacobson L.A. and Wyatt D.F. Elemental Yields and Complex Lithology Analysis From the Pulsed Spectral Gamma Log // The Log Analyst. Jan-Feb 1996A.

130. Jacobson L.A., Wyatt D.F. Elemental Yields and Complex Lithology Analysis From the Pulsed Spectral Gamma Log // Halliburton Energy Services, The Log Analyst, January-February 1996B.

131. Jacobson A., Ethridge R. and Simpson G. A. New Small-Diameter, HighPerformance Reservoir Monitoring Tool // SPWLA 39th Annual Logging Symposium. May 26-29, 1998.

132. Jerome A. Truax, Larry A. Jacobson, Gary A. Simpson, Dennis P. Durbin, and Quintilio Vasquez. Field experience and results obtained with an improved Carbon/Oxygen logging system for reservoir optimization // Halliburton Energy Services. 1993.

133. Jerome A. Truax, Larry A.Jacobson, Gary A. Simpson. Field experience and results obtained with an improved carbon/oxygen logging system forreservoir optimization // SPWLA 42 Annual Logging Symposium. June 17-20, 2003.

134. Lawrence T.D. Continuous Carbon/Oxygen Log Interpretation Techniques // SPE 8366. SPE-AJME 54th Annual Fall Technical Conference and Exhibition. Las Vegas. Nevada. September 1979.

135. MF Physics Corporation (Colorado Springs. Colo) /Генератор нейтронный для каротажа нефтяных скважин и разведки полезных ископаемых. //Каталог. Colorado Spri gs. 1989. С.4.

136. MF Physics Corporation, Specifications for A-320 pulsed, borehole neutron generator// www.thermo. 2004.

137. Morris M, Hemingway J. Continuous Oil, Gas and Water Holdup Using Pulsed-Neutron Spectroscopy Techniques // SPWLA-40. Nl-Nl. 1999.

138. Myers G.D./ Practical pulsed neutron spectroscopy logging with a high resolution gamma ray detector// SPWLA 29 Annual Logging Symposium. June 05-08, 1988.

139. Oil&Gas Journal. 2005 V.103. № 47

140. Oliver D.W., Frost E. and Fertl W.H. Continuous Carbon/Oxygen Logging Instrumentation, Interpretive Concepts and Field Application // paper presented at SPWLA Twenty-Second Annual Logging Symposium, Mexico City. June 23-27, 1981.

141. Quirein J., La Vigne and Charman (Schlumberger Well Services). Enhancements to the Pused Neutron Gamma Ray Spectroscopy Interpretation Process // SPWLA Twenty-Enghth Annual Logging Symposium. June 29 Jule 2 1987.

142. Roscoe В.A., J. A. Grau, P. D. Wraight. Statistical Precision of neutron-induced Gamma Ray Spectroscopy Measurements // SPWLA Twenty-Seventh Annual Logging Symposium, JunE 9-13. 1986.

143. RoscoeB.A., GrauJ.A. Аномалия измерения углерода/кислорода для зонда, основанного на спектроскопии неупругого гамма-излучения // SPEForm. Eval. 1988. 3. № 1. С. 76-80.

144. Simpson, L. A. Jacobson, /Halliburton Energy Services and Rodolfo Escobar/ Halliburton de Venezuela SPE 53736, A New Small-Diameter, High-Performance Reservoir Monitoring Tool, 1998.

145. Smith H.D., Schultz W.E. Field experience in determining oil saturations from continuous C/O and Ca/Si logs independent of salinity and shaliness. // The log analyst, (Nov.-Dec. 1974. 9-18.

146. Smith, H.D. Jr. and W.E. Schultz. New Logging Systems for Detecting Hydrocarbons" // Petroleum Engineer. July. 1975.

147. The Multiparameter Spectroscopy Instrument Continuons Carbon/Oxygen Log MSI C/O // Presented at the Canadian Well Logging Society 10-th Formation Evaluation Symposium. Calgary, Alberta September 29-October 2, 1985.

148. Underwood M.C., Mellor D.W., Dyos C.J. A model of inelastic neutron scattering applied to the carbon/oxygen log. SPWLA 26. june 17-20. 1985

149. U.S. Patent, 5,406,078. Apr.l 1,1995, Larry A. Jacobson, Halliburton Logging Services, Inc. Houston. Tex.

150. U.S. Patent, 4,634,863. Nuclear detector system with reduced dead-time processor circuit, 1987.

151. Well Services. Shlumberger, Inc. 1986.

152. Schultz W.E.and Smith H.D. Jr., "Laboratory and Field Evaluation of a Carbon/Oxygen Well Logging System", Paper SPE 4638, 48th Annual Fall Meeting of Society of Petroleum Engineers of AIME, Las Vegas, Nevada, September, 1973.

153. Westaway P. Application of nuclear techniques to reservoir monitoring. -Journal of petroleum technology // 1981. v 33. #1. p.46-54.

154. Western Atlas International, ATLAS WIRELINE SERVICES, MSI/CO Instrument Series 2727XA (P/N 130177-000).

155. World Oil. 2006. V. 226. № 9

156. Wyatt, D.F., Jr., JaCobson, L.A., Durbin, D.P., and Lasseter, E.A., "Logging Experience With a New Induced Gamma Spectrometry Tool," Paper SPWLA 1992Y, 33rd Annual SPWLA Logging Symposium, Oklahoma. June 1992.

157. Wyatt D.F. and Jacobson L.A., Halliburton Logging Services, Inc. Houston, TX, Field logging experience with the pulsed spectral gamma tool. Fifteenth European Formation Evaluation Symposeum. May 5-7, 1993A.

158. Wyatt, D.F., Jr., Jacobson, L.A., Fam, M. Logging Experience With the Pulsed Spectral Gamma Tool // Paper SPE 25669. 8th Middle East Oil Show. Manama. Bahrain. April 1993B.

159. Wyatt, D.F., Jr., Jacobson, L.A. Field Logging Experience With the Pulsed Spectral Gamma Tool // Paper SPWLA 1993L. 15th Annual SPWLA European Formation Evaluation Symposium. Stavanger. Norway. May 1993C.

160. Wyatt, D.F., Jr., Jacobson, L.A., Hashmy, K.H. Elemental Yields and Complex Lithology Analysis From the Pulsed Spectral Gamma Log // Paper SPWLA 1993UU. 34th Annual SPWLA Logging Symposium. Calgary. June 1993D.

161. Wyatt, D.F., Jr., Jacobson, L.A., Durbin, D.P. Recent Experience With a New Induced Gamma Spectrometry Tool // 11th SPE Technical Conference of Trinidad/Tobago. June 1993E.

162. Wyatt, D.F., Jr., Jacobson, L.A., Fox, P. Use of Supplemental Curves From Pulsed Spectral Gamma Logs to Enhance Log Interpretation // Paper SPE 28410, 69th Annual SPE Conference. New Orleans. September 25-28, 1994.

163. Oak Ridge National Laboratory

164. MANAGED BY UT-BATTEILE FOR THE DEPAftTMENT Of ENERGY

165. Чааают Safety Information Conptttloraf Center1. P.O. Век 20061. Ort Födje, TN 37531-6362

166. Voice. 866674-6176 Fwc. 866-574-41821L90V1. Jithit1. October 18,2002

167. Vladimir Tchermensky NPFKarotazh 28/2, Chaikovsky av. Tver, 1700034 RUSSIA1. Dear Dr. Tchermensky:

168. Thank you for your recent order. The MCNP4C2 and MCNPDATA packages being sent to you are subject to the conditions written below.

169. Director, Radiation Safety Information Computational Center1. HTH:bjs1. ОКТУРГЕОФИЗИКА

170. ИНН 0265002116 КПП 026501001, Банк: Башкирское ОСБ№8598 г.Уфа К/счет 30101810300000000601,£tfff 048073601 Р/счет 40702810106380000397 в ОСБ 7408 г. Октябрьский ОКВЭД: 74202, ОКПО. 20675378, ОГРД: 1020201929406к 'й pv\•и ) -л/

171. ООО НПО «Октургеофюика» 452606, Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Садовое Кольцо, 17а, а/я 46тел/факс (34767)6-77-26 таи: (34767)6-16-08 E-mail: officc@oklur.ru1. Справкао проведении скважинных испытаний

172. Алатырев А.И. 15 ноября 2006г.1. ОКТУРГЕОФИЗИКА

173. ИНН 0265002116 КПП 026501001, Банк: Башкирское ОСБ№8598 г.Уфа К/счет 30101810300000000601, БИК 048073601 Р/счет 40702810106380000397 в ОСБ 7408 г. Октябрьский ОКВЭД: 74.20.2, ОКП&. 20675378, ОГРН: 1020201929406

174. ООО НПО «Октургеофтика» 452606, Башкортостан, г. Октябрьский, ул.Садопое Кольцо,17а, а/я 46тел/факс (34767) 6-77-26, тел.: (34767)6-16-08 E-mail: office@oktur.ru1. Справкао проведешш углеродно-кислородного каротажа аппаратурой серии АИМС

175. В настоящий момент ООО НПО «Октургеофшнка» продолжает при проведении скважинных работ по оценке текущей нефтенасыщенности применять аппаратурно- ' методический комплекс АИМС производства ООО «Нефтегазгеофизика» г. Тверь.1 }