Программно-управляемая спектрометрическая аппаратура импульсного нейтронного гамма-каротажа

Бортасевич, Виктор Степанович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Программно-управляемая спектрометрическая аппаратура импульсного нейтронного гамма-каротажа
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Программно-управляемая спектрометрическая аппаратура импульсного нейтронного гамма-каротажа"

На правах рукописи

БОРТАСЕВИЧ ВИКТОР СТЕПАНОВИЧ

ПРОГРАММНО-УПРАВЛЯЕМАЯ СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКАЯ АППАРАТУРА ИМПУЛЬСНОГО НЕЙТРОННОГО ГАММА-КАРОТАЖА

Специальность: 25.00.10 - "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых".

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Екатеринбург - 2005

Работа выполнена в Научно-производственном Обществе с Ограниченной Ответственностью "Октургеофизика"

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор

Хаматдинов Рафис Такиевич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Бахтгерев Владимир Васильевич

кандидат технических наук Антонов Владимир Александрович

Ведущая организация: Уральский Горно - Геологический Университет

Защита состоится " 18" марта 2005г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 004.009.01 при Институте геофизики УрО РАН по адресу:

620016, г. Екатеринбург,ул. Амундсена, 100.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИГФ УрО РАН

Автореферат разослан "_" февраля 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор физ.-мат. наук, профессор

Ю.В.Хачай

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Объект исследования. Геофизические методы исследования скважин для решения геолого-промысловых задач на нефтегазовых месторождениях, с целью контроля за разработкой эксплуатируемых месторождений и повышения нефтедобычи.

Предмет исследования. Одним из наиболее распространённых ядерно-геофизических методов при исследовании действующих скважин является импульсный нейтронный каротаж (ИНК). Применение существующей геофизической аппаратуры ИНК наиболее эффективно при решении задач промысловой геофизики на нефтегазовых месторождениях с высокой минерализацией пластовых вод, более 50 г/л КаС1. В данной работе приводятся результаты аналитических и экспериментальных исследований по созданию и промышленному внедрению российской программно-управляемой спектрометрической аппаратуры импульсного нейтронного гамма-каротажа (ИНГКС), предназначенной для регистрации амплитудно-временных спектров гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР) и гамма-излучения радиационного захвата нейтронов (ГИРЗ) с целью последующего определения элементного состава горных пород и насыщающих их флюидов, независимо от минерализации пластовых вод.

Актуальность проблемы. В "Основных концептуальных положениях развития нефте-газового комплекса России", рассмотренных на специальном заседании Правительства Российской Федерации в конце 1999 г, отмечалось, что уже в середине 80-х годов советская нефтяная отрасль достигла пика своих возможностей и чётко наметилась тенденция снижения уровня добычи нефти. По данным официальных источников ТЭК: добыча нефти за период с 1990 по 1996 гг. снизилась с 516.2 до 301.3 млн. т. и лишь в 2000 г. застабилизировалась на уровне 323.0 млн.т., вместе с тем, прирост запасов по отношению к добыче с 1991 по 1999 гг. снизился с 180.9 до 65 %. Такое положение дел связано со многими причинами: это и снижение объёмов геолого-разведочных работ, и уменьшение открытий крупных месторождений, и объективное снижение нефтедобычи ранее крупнейших нефтяных провинций, вступивших в стадию падающей добычи нефти и др. В результате сложившейся геолого-экономической ситуации нефтяные компании России сосредоточили основные усилия на вопросах повышения эффек-

тивности разработки уже разведанных месторождений и повышении коэффициента нефтеизвлечения. Практика переоценки запасов широко применяется зарубежными нефтяными компаниями. Доля прироста запасов (в последнее десятилетие) за счёт дораз-ведки фланцев залежей, вовлечение в разработку пропущенных пластов и прослоев, улучшения системы разработки составила соответственно: 20; 6,2; 68,7%. Повышению эффективности контроля за разработкой месторождений и повышению нефтедобычи, в первую очередь, способствует широкое внедрение информационно-измерительных систем и новых технологий ГИС на базе программно-управляемой скважинной аппаратуры. Для решения задач контроля за изменением нефтенасыщенности коллекторов применяются различные модификации ядерного, акустического и термического каротажа, гидродинамические методы и др. В связи с тем, что основной фонд действующих скважин на эксплуатируемых месторождениях составляют скважины обсаженные металлической колонной, для оценки коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности широко применяются импульсные ядерно-геофизические методы. В 1959 г. разработан и испытан на скважинах нефтяных месторождений Башкирии и Татарии первый вариант импульсного генератора нейтронов (Д.Ф.Беспалов, Г.Н.Флеров, В.Г.Ерозолимский, Ю.С.Шимелевич и др.). Оценка нефтенасыщенности пластов импульсными методами основана на различии значений времени затухания потока тепловых нейтронов или времени затухания вторичного гамма-излучения для нефти и пластовой воды, поэтому она возможна при выполнении следующих условий:

♦ значительная минерализация пластовой воды (не менее 50 г/л N01);

♦ отсутствие зон проникновения фильтрата промывочной жидкости.

Степень минерализации пластовой воды по №С1 является определяющим фактором достоверной оценки насыщенности пластов методами ИНК.

В настоящее время Западная Сибирь остаётся ведущим нефтедобывающим регионом России, её доля в годовой добыче нефти страны составляет 70 %. Известно, что минерализация пластовых вод этого региона низка и составляет 15-5-24 г/л №С1. В связи с низкой эффективностью, трудоёмкостью и дороговизной в регионе были прекращены многолетние попытки внедрения метода

ИННК для оценки нефтенасыщенности пластов. Мировой опыт показывает, что на месторождениях с пресными и слабоминерализованными пластовыми водами одним из переспективных методов контроля процесса выработки коллекторов, является применение спектрометрической аппаратуры ИНГКС (в модификации "углеродно-кислородный" (С/О) каротаж), ориентированного на непосредственную оценку содержания углеводородов в пласте. Этот метод эффективно решает следующие геолого-промысловые задачи: доразведка месторождений, контроль обводнения пластов, оценка эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов и др.

Первые работы, посвященные спектрометрии гамма-излучения неупругого рассеяния нейтронов на ядрах кислорода и углерода, в России связаны с ВНИИгеоинформсистем (г. Москва). В 1971 г. были опубликованы результаты скважинных испытаний макета аппаратуры. Однако, в 80-х годах обозначилась тенденция отставания российской геофизики в области разработки и использования аппаратуры ИНК от крупнейших западных геофизических компаний. Это было обусловлено как начавшимся спадом в экономике страны, так и техническими проблемами, главными из которых являлись: низкие технические характеристики отечественных нейтронных трубок и систем детектирования, ненадёжность элементной базы, отсутствие эффективных систем приёма и обработки многопараметровой каротажной информации.

Ко времени постановки темы диссертации в российской геофизике отсутствовали средства и технологии ИНГКС для выполнения производственных работ по оценке нефтенасыщенности на месторождениях с низкой или неизвестной минерализацией пластовых вод. Таким образом, разработка российской программно-управляемой спектрометрической аппаратуры импульсного нейтронного гамма-каротажа и программного обеспечения регистрации и первичной обработки данных очень актуальна.

В 1994 г. в НПГП "ГЕРС", под руководством д.т.н. Хаматдинова Р.Т., коллективом авторов: Черменский В.Г., Бортасевич B.C., Велижанин ВА и др. были начаты работы по созданию программно-управляемой аппаратуры радиоактивного каротажа нового поколения АИНК-42, ИНГКС (углеродно-кислородный каротаж). Создание аппаратуры ИНГКС стало возможным благодаря разработке и серийному выпуску высокочастотных генераторов нейтронов. Такая работа была выполнена коллективом авторов ВНИИ

Автоматики Минатома России, под руководством д.т.н. Бармако-ва Ю.Н.: Боголюбов Е.П., Хасаев Т.О. и др.

Цель работы. Повышение эффективности использования метода ИНК на основе разработки программно-управляемой спектрометрической аппаратуры импульсного нейтронного гамма-каротажа (ИНГКС), предназначенной для регистрации амплитудно-временных спектров гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР) и гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ) и последующего определения элементного состава горных пород и насыщающих их флюидов, независимо от минерализации пластовых вод.

Основные задачи исследований:

На основе анализа современного состояния аппаратуры ИНК:

♦ обосновать и сформулировать основные технические требования к спектрометрической аппаратуре ИНГКС;

♦ исследовать и обосновать параметры основных функциональных узлов аппаратуры;

♦ разработать структуру построения информационно-измерительной системы аппаратуры ИНГКС на основе применения современной микропроцессорной элементной базы;

♦ создать программное обеспечение регистрации и первичной обработки амплитудно-временных спектров ГИНР и ГИРЗ;

♦ провести лабораторные и скважинные исследования, с целью апробации научно-технических решений и оценки эффективности метода.

Методы исследований

Аналитические и экспериментальные исследования характеристик программно-управляемых электронных блоков и функциональных узлов аппаратуры ИНГКС.

Разработка алгоритмов функционирования информационно-измерительной системы (ИИС) и тестирование программного обеспечения.

Экспериментальные (модельные) и скважинные исследования методом углеродно-кислородного каротажа.

Исходные материалы исследований

Результаты предыдущих НИОКР и опыт эксплуатации различных модификаций ИНК, в т.ч. программно-управляемой аппаратуры АИНК-42.

Каталоги и информационные проспекты отечественных и зарубежных фирм.

Патенты по классам вОГУ 5/00 06-08; 12-14, литература по УДК 550.832.53.

Научная новизна полученных результатов:

♦ автором, совместно с Черменским В.Г., научно обоснована и разработана программно-управляемая спектрометрическая аппаратура импульсного нейтронного гамма-каротажа (ИНГКС), состоящая из следующих основных функциональных узлов: высокочастотного генератора нейтронов (14 МэВ), блока детектирования, блоков амплитудно-временного анализа, регистрации, управления и приема/передачи информации. Применение в аппаратуре скважинного микропроцессора позволяет в процессе проведения скважинных исследований управлять режимами работы, тестировать и контролировать работу нейтронной трубки излучателя, работу детектирующей системы, блоков накопления и приема/передачи данных и на основании этого, регистрировать амплитудно-временные спектры ГИНР и ГИРЗ для последующего определения элементного состава горных пород и насыщающих их флюидов;

♦ разработан способ программной автостабилизации энергетической шкалы аппаратуры ИНГКС в реальном масштабе времени;

♦ разработана технология скважинных измерений методом углеродно-кислородного каротажа.

Практическая значимость результатов работы

Применение результатов выполненной работы в промыслово-геофизических исследованиях позволяет повысить эффективность оценки нефтенасыщенности коллекторов, независимо от минерализации пластовых вод. Анализ по 80 исследованным скважинам Самотлорского месторождения показал, что средний дебит нефти одной скважины составил 8.2 т/сут. Прирост дебита нефти одной скважины - 7.4 т/сут. В 18 скважинах (22.5 % от общего количества анализируемых скважин) прирост дебита составил более 10 т/сут., в 9 из них получены максимальные приросты дебитов нефти от 12.7 до 31.6 т/сут.

Защищаемые научные результаты:

1. Программно-управляемая аппаратура спектрометрического импульсного нейтронного гамма-каротажа для исследования

нефтегазовых скважин, в составе компьютеризированных каротажных станций, включающая:

- программно-управляемые электронные блоки, выполненные на современной микропроцессорной элементной базе с возможностью тестирования, контроля и управления режимами работы аппаратуры ИНГКС в реальном масштабе времени.

2. Система автостабилизации и идентификации энергетической шкалы спектрометра.

3. Технология проведения измерений методом углеродно-кислородного каротажа, включаящая:

- программное обеспечение регистрации и первичной обработки многоканальных амплитудно-временных спектров ГИНР и ГИРЗ, позволяющее реализовать многовариантную обработку данных ИНГКС и последующее определение Кн, в соответствии с интерпретационной моделью объекта.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на 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.), Всероссийском научно-практическом семинаре "Ядерная геофизика. Современное состояние и перспективы развития", (г. Москва, 18-20 мая 1999 г.), научно-практической конференции "Современная ядерная геофизика при поисках, разведке и разработке нефтегазовых месторождений" (г. Бугульма, 18-20 мая 2001 г.).

Сведения о внедрении и эффективности использования результатов

Использование результатов исследований позволило разработать и изготовить аппаратуру ИНГКС. В результате опытно - промышленного внедрения аппаратуры ИНГКС в период 1996-2002гг., проведены исследования методом углеродно-кислородного каротажа более чем в 1500 скважинах различных нефтегазоносных провинций. Четыре комплекта аппаратуры ИНГКС эксплуатируются в ОАО "Сургутнефтегеофизика" и два комплекта в ОАО "Нижневартовск-нефтегеофизика".

По результатам промышленного внедрения технологии ИНГКС на месторождениях Западной Сибири получены следующие практические результаты:

• 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.

Личный вклад автора: анализ современного состояния аппаратуры и методики ИНК; формулирование основных требований к аппаратуре ИНГКС и наземной системе регистрации; разработка структуры построения и обоснование основных функциональных узлов; разработка программного обеспечения скважинной информационно-измерительной системы; участие в разработке электронных узлов и алгоритмов системы стабилизации; участие в разработке технологии проведения измерений методом углеродно-кислородного каротажа и её промышленное внедрение.

Структура и объём работы. Диссертация изложена на 120 страницах машинописного текста, состоит из введения, четырех глав и заключения, содержит список литературы из 89 наименований, 61 рисунка и 14 таблиц.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 работ. Работа над диссертацией выполнялась в 1994-2002 гг. в НП ООО "Октургеофизика", г. Октябрьский.

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю, доктору технических наук, профессору Хаматдинову Р.Т. за постановку темы диссертации и помощь в процессе работы над диссертацией.

Автор считает своим долгом выразить глубокую признательность своим коллегам Черменскому В.Г., Бубееву А. В., Велижа-нину В. А., Саранцеву С. Н. и др., которые своим участием в совместных исследованиях, разработке электронных узлов и программного обеспечения, ценными советами и замечаниями, внесли неоценимый вклад в создание данной аппаратуры. Создание аппаратуры ИНГКС было бы невозможным, без использования высокочастотного генератора нейтронов, автор искренне благодарит коллектив ВНИИАвтоматики, а особенно генерального директора Бармакова Ю.Н, зам. ген. директора ВНИИА Боголюбова Е.П., Хасаева Т.О. за постановку работ по созданию скважинного генератора нейтронов и доведение его до промышленного исполнения.

Опытно-методическое и промышленное внедрение выполнялось сотрудниками НП ООО "Октургеофизика", автор выражает искреннюю признательность Варламову В.П., Алатыреву А.И., Петрову Ю.В. и всем сотрудникам производственных партий за ответственное отношение и заинтересованность в результатах работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность работы, сформулирована её цель, основные задачи исследований, защищаемые положения, указаны научная новизна и практическая значимость результатов работы.

В первой главе кратко рассмотрены физические основы взаимодействия нейтронов с веществом, дан анализ состояния зарубежной геофизической аппаратуры ИНГКС, предназначенной для решения геолого-промысловых задач при контроле за разработкой эксплуатируемых месторождений. Приведён обзор наиболее известных зарубежных образцов скважинной импульсной спектрометрической аппаратуры. Рассмотрены структуры построения и области применения ИНГКС. На основе анализа геолого-технических условий в районах предполагаемого использования, определены основные требования к структуре построения и параметрам создаваемой аппаратуры.

Проведенный анализ публикаций зарубежных и российских авторов за последние годы, показывает значительный интерес крупнейших зарубежных и российских геофизических компаний к созданию и внедрению новых методов и технологий в области радиоактивного, в частности импульсного нейтронного каротажа, особенно в его спектрометрической модификации.

Широко применяемая аппаратура ИНК интегрального типа регистрирует временной спектр затухания потока тепловых нейтронов (ИННК) или временной спектр затухания вторичного гамма-излучения, возникающего при захвате тепловых нейтронов (ИНГК). Дифференциация пород, определение нефтенасыщен-ности и пористости осуществляется по основным нейтронным параметрам - среднему времени жизни и коэффициенту диффузии тепловых нейтронов. Как известно, нефть и пресная вода обладают близкими значениями времени жизни тепловых нейтронов х ~ 206 мкс, т ~ 204 мкс, но с увеличением концентрации

NaCl, в пластовых водах, до 50 г/л среднее время жизни нейтронов в воде уменьшается до 100 мкс, на этом различии нейтронных параметров основаны методики определения нефтенасыщенности по данным интегрального ИНК. Наиболее эффективное применение этих методов возможно при минерализации пластовых вод более 50 г/л и пористости более 10 %.

Одним из наиболее динамично развивающихся методов, позволяющих оценивать насыщенность пород независимо от минерализации пластовых вод, является спектрометрия гамма-излучения неупругого рассеяния и радиационного захвата нейтронов, в модификации углеродно-кислородного (С/О) каротажа. Данный метод успешно применяется ведущими зарубежными геофизическими фирмами Shlumberger, Halliburton, Western Atlas, Computalog и др. на различных нефтяных месторождениях мира.

Физические предпосылки применения метода ИНГКС состоят в том, что энергия ГИНР и ГИРЗ характерна для каждого породообразующего элемента. В результате неупругого рассеяния быстрых нейтронов на ядрах углерода (С) образуется ГИНР с энергией 4.43 МэВ, на ядрах кислорода - 6.13 МэВ. Вместе с тем, количество гамма-квантов, зарегистрированных детектором в определенных энергетических областях, пропорционально концентрации элементов, испускающих данные гамма-кванты. Величины скоростей счета различны в характерных для каждого элемента энергетических областях, это дает возможность определения относительной распространенности элементов в горных породах. Например, в спектре ГИНР выделяются пики Са, Si, С, О, а в спектре ГИРЗ - Si, Са, Н, Fe, C1. В таблице 1 приведены основные технические характеристики аппаратуры ИНГКС ведущих зарубежных фирм ко времени постановки темы диссертации.

Как видно из таблицы 1, ко времени постановки темы диссертации существовала только зарубежная аппаратура ИНГКС, наиболее известные модификации имеют диаметр больше 90 мм и являются однозондовой аппаратурой со сцинтилляционным детектором. Ведущие геофизические фирмы Запада используют в своей скважинной аппаратуре нейтронные генераторы на высокочастотной нейтронной трубке с источником Пеннинга. Однако режим работы при частоте излучателя нейтронов в пределах 400 1400 Гц и длительности нейтронного импульса 20-100 мкс не может обеспечить производительную спектрометрию гамма-излучения неупругого рассеяния нейтронов. Как видно из таблицы 1, зарубежная

аппаратура углеродно-кислородного каротажа оснащена генераторами нейтронов, с частотой работы 10 +20 кГц. Один из лучших мировых скважинных генераторов А-320, производства "MF Physics Corporation", применяется в скважинной аппаратуре Shlumberger и др, его длина составляет 3.53 м, ресурс работы 100 часов или 1 год. Большая длина генератора, ограниченный ресурс работы, высокая стоимость делают его малопереспективным для применения в скважинной аппаратуре, предназначенной для работы на российском рынке геофизических услуг.

Разработка аппаратуры и методики углеродно-кислородного каротажа, начавшаяся в пятидесятые годы, продолжает развиваться

Таблица 1 - Основные технические характеристики аппаратуры ИНГКС ведущих западных фирм ко времени постановки темы диссертации

Фирма Прибор, год разработки Диаметр, длина Тшах, р max Частота генерации, выход нейтронов Зонд, детектор Примечание

Shlumberger GST 1984 г 90 мм, > 4 м 135 °С 100 МПа 20 кГц 5-Ю8 н/с 1 Nal(TI) Регистрируются полные 256 канальные спектры ГИНР и ГИРЗ

Shlumberger PGT 1985 г 30 °С, (20 час); 100 °С (11час.); 100 МПа 20 кГц 1 Ge(Li) Регистрируются 2 по 4000 канальных спектра ГИНР и [№

Halliburton PSGT 1991 г 92 (98 мм) 5.3 (10.2) 149 °С 103.4 МПа 10 кГц 1 BGO Регистрируются 4 256-канальных спектра ГИНР и ГИРЗ

Western Atlas (Baker Atlas) MSI С/О Log 1984 г 88.9 мм 4.2 м 135 °С 100 МПа 20 кГц 2-108 н/с 1 Nal(TI) Регистрируются полные 256 канальные спектры ГИНР и ГИРЗ; 250 канальный временной спектр

и совершенствоваться. За годы развития усилиями западных геофизических фирм аппаратура ИНГКС прошла путь от аналоговой регистрации с записью данных в поточечном режиме до многофункциональной программно - управляемой аппаратуры с цифровой регистрацией данных на компьютер каротажной станции. В процессе совершенствования аппаратуры улучшались технические характеристики генераторов нейтронов, технологии измерения, уточнялись интерпретационные параметры. С целью повышения точности измерений совершенствовалась элементная база электронных трактов, велись работы по созданию и использованию новых более эффективных детекторов. Основные усилия были направлены на оптимизацию режимов измерения ГИНР и ГИРЗ, на определение ширины и положения регистрируемых энергетических окон основных породообразующих элементов: С, О, Са, Si. Значительным шагом в развитии технологии углеродно-кислородного каротажа стало применение микропроцессорной техники и внедрение бортовых компьютеров каротажных станций.

Проведённый анализ состояния аппаратуры ИНГКС показал:

1. Спектрометрическая аппаратура зарубежных фирм оснащена генераторами нейтронов, работающими на частотах 10 -г-20 кГц. Получившие наиболее широкую известность образцы GST фирмы Shlumberger и MSI С/О Log фирмы Western Atlas являются аппаратурой с диаметром более 90 мм и используют один сцин-тилляционный детектор.

2. Измерение спектров во всех случаях происходит как в момент вспышки нейтронов, так и сразу после вспышки для измерения фонового гамма-излучения. Получение неупругого спектра по результату измерений происходит традиционным способом вычитания фонового спектра из суммарного. Далее применяются два варианта обработки:

♦ относительные определения искомых элементов (в первую очередь С, О, С, Si, Fe, Cl) получают путем подбора моноэлементных спектров к измеренному спектру методом взвешенных наименьших квадратов. Данный тип обработки применяется для материалов, полученных, в частности, аппаратурой GST.

♦ в основе обработки по второму варианту лежит схема количественной интерпретации спектральных отношений. В идеальном случае, при использовании метода окон, прибор С/О сначала испытывают в водоносной зоне, для определения

нулевой величины углерода, а затем в зоне, для которой известна величина нефтенасыщенности с целью определения второй калибровочной точки.

3. Важной особенностью существующей зарубежной спектрометрической аппаратуры является возможность применения её в сборках с другими видами ГИС.

Проведённый анализ состояния скважин на Самотлорском месторождении (как наиболее перспективном для применения ИНГКС) показал, что на сегодняшний день в около 70 % эксплуатирующихся скважин установлена 168 мм стальная колонна, с толщиной стенки 7-^9 мм, ~ в 25 скважин -146 мм и ~ в 5% -139 мм. Проектная глубина бурения до 3000 м, что предполагает рабочую температуру до 85 °С и давление до 40 МПа, таким образом, с учётом требований по безопасному ведению работ, диаметр сква-жинного прибора не должен превышать ПО мм.

Относительно невысокая глубинность исследования С/О-ка-ротажа 20 30 см налагает определенные требования на условия измерений: отсутствие зон проникновения бурового фильтрата и промывочной жидкости в исследуемые пласты, отсутствие зон изменения насыщенности пласта вследствие заколонной циркуляции жидкости, постоянство состава жидкости в скважине в интервале исследования.

На статистическую точность, а, следовательно, и на погрешность измерения спектров ГИНР и ГИРЗ, оказывают влияние такие факторы, как диаметр скважины, минерализация пластовой и скважинной жидкостей, наличие и толщина обсадной колонны.

Таким образом, область применения аппаратуры ИНГКС диаметром 89 ПО мм ограничивается:

♦ обсаженными (качественно зацементированными) неработающими скважинами с расформированными зонами проникновения, заполненными (по степени ухудшения условий проведения исследований) пресной водой, минерализованной водой, нефтью, смесью вода-нефть;

♦ необсаженными скважинами, пробуренными в интервале исследования с применением нефильтрующейся промывочной жидкости.

В этих условиях спектры ГИНР и ГИРЗ, регистрируемые аппаратурой ИНГКС, при наличии соответствующего метрологического и интерпретационного обеспечений, могут послужить основой методики количественной оценки нефтенасыщенности пород.

На основе проведённого анализа состояния аппаратуры ИНК автором сделаны следующие выводы и определены общие требования, предъявляемые к аппаратуре ИНГКС:

♦ существующие в настоящий момент скважинные приборы ИНК интегральных типов по своим основным характеристикам не подходят для спектрометрии гамма-излучения неупругого рассеяния нейтронов;

♦ спектрометрическая аппаратура С/О-каротажа с использованием высокоразрешающих полупроводниковых детекторов имеет сложную, дорогостоящую электронику и нетехнологична для исследования скважин в производственном режиме;

♦ разрабатываемая аппаратура ИНГКС должна быть цифровой, программно-управляемой, что предполагает её использование в составе компьютеризированных каротажных станций, она должна иметь возможность оперативного контроля и управления режимами работы основных функциональных узлов в реальном масштабе времени;

♦ для обеспечения статистической точности измерений спектров ГИНР и ГИРЗ должны использоваться высокочастотные импульсные (10 20 кГц) генераторы нейтронов;

♦ аппаратуру для спектрометрии ГИНР и ГИРЗ диаметром до ПО мм, допустимо делать однозондовой.

На основе анализа геолого-технических условий, соответствующих наиболее оптимальному применению ИНГКС и в результате аналитических исследований статей, патентов и каталогов' зарубежных фирм сформулированы основные требования к структуре построения и параметрам создаваемой аппаратуры:

I. Возможность разделения спектров неупругого рассеяния и радиационного захвата.

П. Для обеспечения статистики измерений спектров ГИНР и ГИРЗ должны использоваться высокочастотные импульсные (10 20 кГц) генераторы нейтронов, имеющих стабильные временные характеристики при работе в скважинных условиях.

III. Конструкция и элементы зондового устройства должны обеспечивать максимальную эффективность регистрации спектров ГИНР и ГИРЗ и иметь минимальную зависимость от внешних воздействий.

IV. Аппаратура должна обеспечивать достаточную и необходимую дискретность энергетической и временной шкалы спектрометра.

V. Аппаратура ИНГКС должна иметь надёжную систему стабилизации и идентификации шкалы спектрометра во всем диапазоне измерений.

VI. Скважинная аппаратура ИНГКС должна иметь возможность оперативной диагностики, контроля и управления режимами работы прибора в реальном масштабе времени.

VII. Аппаратура должна иметь помехоустойчивую систему приёма/передачи данных по каротажному кабелю и обеспечивать возможность регистрации в комплексе с другими методами.

VIII. Наземная система регистрации должна обеспечивать накопление данных в функции глубины на энергонезависимый носитель, визуализировать регистрируемые данные в реальном масштабе времени и иметь программное обеспечение первичной обработки спектров для документации и дальнейшего анализа.

Вторая глава посвящена аналитическим и экспериментальным исследованиям по обоснованию основных функциональных узлов и структуре построения программно-управляемой аппаратуры ИНГКС.

В соответствии с вышеназванными пунктами требований (I-VIII) были выполнены ряд исследований и экспериментов.

Одним из основных узлов разрабатываемой аппаратуры является высокочастотный импульсный генератор быстрых нейтронов. К моменту начала разработки аппаратуры ИНГКС во ВНИИА, по техническому заданию специалистов ВНИИЯГГ, был разработан первый российский макет нейтронного генератора на основе газонаполненной нейтронной трубки ТНТ-1-32 со следующими техническими характеристиками:

♦ частота следования нейтронных вспышек 10 20кГц;

• длительность нейтронных вспышек, не более 20 мкс;

• средний нейтронный выход в 4к геометрии 5 • 107 -г 108н/с;

♦ габаритные размеры, не более 0 - 70мм; Ь ~ 1300 мм;

Генератор с такими характеристиками наиболее соответствовал существовавшим в то время требованиям к аппаратуре ИНГКС. С учётом значительного опыта ВНИИА по созданию нейтронных трубок и генераторов нейтронов (НТ-16, ТНТ- 1411, ИНГ- 101) для аппаратуры ИНГКС, в качестве излучателя нейтронов, был выбран прототип генератора нейтронов ИНГ-06.

Доработка генератора ИНГ-06 и разработка аппаратуры ИНГКС велась взаимосвязано, в процессе лабораторных и скважинных испытаний проводилась корректировка ТЗ, дополнялись и уточня-

лись технические требования к макету генератора нейтронов с целью оптимизации для решения задач С/О-каротажа. За время работы над диссертацией автором, совместно с сотрудниками НП ООО "Октургеофизика" было выполнено тестирование более 30 экземпляров ИНГ-06 с суммарным временем наработки более 3000 часов. В связи с тем, что первые образцы высокочастотного генератора имели небольшой ресурс работы ~ 10 час, были сформулированы дополнительные требования по улучшению характеристик и повышению стабильности и надёжности работы генератора в составе аппаратуры ИНГКС при температуре выше 80 °С:

• воспроизводимость вспышки нейтронного потока при прочих равных условиях, не хуже 90 %;

• возможность программного управления по последовательному порту, например Я8-232;

• ресурс работы при температуре +85 °С, не менее 200 часов. Проведение большого объёма скважинных испытаний и экспериментальных исследований позволило довести высокочастотный генератор нейтронов ИНГ-06 до надёжного промышленного образца, оптимизированного для решения задач углеродно-кислородного каротажа. В настоящее время ресурс работы генератора ИНГ-06 составляет 300 часов (отдельные образцы до 500 часов) при температурах до 125 °С.

Для сравнения характеристик наиболее известных кристаллов автором экспериментально исследованы возможности применения блоков детектирования на основе сцинтилляционных кристаллов двух типов: №1(Т1) размером 50x150мм и БОО размером 56x130 и двух типов ФЭУ: ФЭУ-184 и Ю847-07.

При выборе функциональных элементов блока детектирования наиболее важное значение имеют эффективность регистрации и энергетическое разрешение применяемого сцинтилляцион-ного кристалла, а также зависимость параметров от внешних воздействий. Габаритные размеры используемых кристаллов выбирались исходя из минимально возможного диаметра генератора нейтронов, который составляет 70 мм. При использовании охранного кожуха диаметром 89 мм и толщиной стенки 8 мм, диаметр конструкции блока детектирования не может быть больше 70 мм, таким образом, максимальный диаметр кристалла, с учётом конструкции блока детектирования, не может превышать 60 мм.

В результате проведённых автором исследований определено, что несмотря на более высокое энергетическое разрешение детек-

тора Nal(Tl) (RNaI = 8.5+0.5%) по сравнению с детектором BGO (Rbgo = 11.0+0.5%), последний обладает рядом существенных преимуществ, основные из которых более высокая плотность и эффективный атомный номер (Z^). Эффективность регистрации гамма-излучения детектором BGO в областях энергий 2 (МэВ), в 2-5-3 раза выше по сравнению с детектором Nal(Tl). Кроме того, кристаллы BGO имеют более высокое разрешение пиков полного поглощения, это обеспечивает, более высокую скорость счета в энергетических окнах анализируемых элементов - О, С, Si, Ca. Одно из достоинств кристалла BGO - низкий фон активации. Таким образом, применение кристалла BGO повышает статистическую точность измерений.

Для аппаратуры ИНГКС автором выбран блок детектирования на основе кристалла BGO размером 56x130 мм в комплекте с ФЭУ R1847-07 (Hamamatsu).

На основании анализа работ зарубежных авторов по оптимизации зонда и учитывая зарубежный опыт построения аппаратуры ИНГКС автором выбрана длина зонда ~ 50 см, что обеспечивает чувствительность к изменению С/О в пластах песчанника с пористостью 34% не хуже 17 %.

При построении скважинной аппаратуры ИНГКС необходимо учитывать влияние условий измерения: изменение температуры в скважине, нестабильность работы генератора нейтронов, изменение характеристик электронных компонентов и функциональных узлов во времени. Традиционно учёт влияния этих факторов оценивается при настройке аппаратуры и обеспечивается стабильность работы функциональных и электронных узлов спектрометра во времени. Вместе с тем, возникающие проблемы: изменение выхода генератора нейтронов и его нестабильность работы, обеспечение стабилизации энергетической шкалы спектрометра требуют оперативного вмешательства.

В данной работе автором рассмотрены несколько вариантов структурного построения аппаратуры ИНГКС: на "жёсткой" логике с применением программируемой логической матрицы (PLM) и информационно-измерительная система (ИИС) на основе применения трёх однокристальных микро-ЭВМ (ОМЭВМ). Первый вариант имел недостатки, связанные с функционированием по "жёсткому" алгоритму. В результате выполненных экспериментов окончательный вариант построения ИИС аппаратуры ИНГКС реализован на ОМЭВМ семейства MCS-51 фирмы Intel. Мультипро-

цессорное построение придаёт аппаратуре ИНГКС необходимую функциональную гибкость и широкие возможности по настройке, контролю и оперативному управлению работы аппаратуры в процессе измерений. При этом значительно упрощается схемотехника электронных узлов, т.к. многие функции передаются от аппаратуры - программному обеспечению микропроцессора. Такая архитектура построения ИИС повышает надёжность аппаратуры и создаёт предпосылки для унификации. Использование ОМЭВМ позволяет управлять режимами работы излучателя и обеспечивает стабильность энергетической шкалы спектрометра в процессе измерения. Регистрация технологических параметров: выход генератора нейтронов, температура, скорость каротажа и др. позволяют исключить ошибки регистрации и повышают надёжность измеренных данных. К достоинствам разработанной структуры ИИС, с применением ОМЭВМ, следует отнести возможность временного анализа. Ко времени начала разработки аппаратуры ИНГКС существовала неопределённость в выборе характеристик временного анализатора. В результате проведённых расчётов и выполненных экспериментов автором в аппаратуре ИНГКС выбрана переменная ширина временного анализатора, которая составляет 2 н-6 мкс.

В последнее время при создании спектрометрической аппаратуры широко применяются многоканальные амплитудные анализаторы с использованием амплитудно-цифровых преобразователей (АЦП). Как известно, при преобразовании непрерывного распределения, носящего статистический характер, в дискретное распределение регистрируемого АЦП возникает погрешность, величина которой зависит от количества каналов и их ширины. Вместе с тем, достижимый предел разрешения (количество разрядов АЦП) определяется не анализатором, а разрешением блока детектирования, таким образом, необходимо обеспечить разрешение анализатора не хуже разрешения блока детектирования. В результате проведённого автором анализа показано, что для обеспечения требуемого разрешения анализатора, в наиболее "мягкой" части спектра, ширина канала должна быть не менее 40 *,50 кэВ, при этом для высокоэнергетических -квантов выбранная шкала является избыточной.

Ширина канала тесно связано с числом каналов анализатора, для выбранного диапазона измерения (до 10 МэВ) число каналов составляет не менее 250, с учётом двоичного преобразования авто-

ром выбран 8-ми разрядный АЦП, обеспечивающий 256 каналов амплитудного анализатора.

Применение быстродействующего АЦП, время преобразования которого (800 нс) меньше времени регистрируемого импульса (>1.6 мкс) позволяет избежать необходимости синхронизации аналогового и цифрового тракта, что существенно упрощает схемотехнику спектрометра. Как известно, кроме времени преобразования АЦП на величину "мёртвого" времени амплитудного анализатора влияет время записи в оперативную память и время инкре-ментирования счетчика импульсов (время счёта), для уменьшения "мёртвого" времени обеспечено общее время счёта/записи значительно меньше времени преобразования АЦП (450 нс).

В процессе измерения возможно возникновение различных дестабилизирующих факторов влияющих на режим регистрации спектров. Ранее для стабилизации энергетической шкалы применялись различные схемные решения, использующие регистрацию реперного пика с известной энергией. Проведённые автором экспериментальные исследования показали, что в регистрируемом спектре ГИРЗ присутствуют ярко выраженные пики водорода и железа. На основании этого, используя преимущества применения микропроцессора в скважинном приборе, предложены два варианта программной стабилизации. Первый вариант заключается в контроле оператором положения пика водорода в 52-60 канале регистрируемого спектра ГИРЗ и, при выходе пика за пределы данного диапазона, в изменении напряжения питания ФЭУ (Цвмс), по команде с клавиатуры компьютера. Несомненно, вариант автоматизированной стабилизации имеет недостаток, связанный с субъективными факторами: вниманием оператора и его квалификацией.

В процессе исследования алгоритмов стабилизации, а также с увеличением производительности наземных компьютеров каротажных станций, стало возможным применение программной автостабилизации энергетической шкалы прибора в реальном масштабе времени. Необходимым условием использования алгоритма автостабилизации служит предварительная запись опорного спектра в калибровочной модели, при регистрации обеспечивается идентификация измеряемого спектра относительно опорного спектра по методу наименьших квадратов.

Для определения необходимых интерпретационных зависимостей, расчетных и поправочных коэффициентов, а также для

снятия опорного спектра автором, проведены модельные измерения в стандартных образцах горных пород. Исследования проводились совместно с сотрудниками метрологической лаборатории ВНИИЯГГ г. Раменское. На основании выполненных автором модельных измерений определены положения энергетических окон для расчёта основных породообразующих элементов и рассчитаны диапазоны чувствительности по основному вычисляемому параметру COR для кристалла BGO - 17.6 %, при пористости песчаника - 34 % (таблица 2).

Таблица 2 - Результаты физического моделирования в стандартных образцах горных пород с кристаллом BGO

Модель OIR CIR COR CAIR SIIR CACR SICR LIRI CASI

СаС03, Кп=36.7% 641 696 1.088 2163 1547 1903 842 1.398 2.260

ЗЮ2, Кп»34%, пресная вода 763 675 0.885 2085 1758 976 635 1.187 1.537

ЗЮ2, Кп«34 %, солярка 708 737 1.041 2095 1764 956 629 1.188 1.520

8Ю2, Кп»34 % соленая вода, N30=100 г/л 694 641 0.924 1999 1683 1507 750 1.188 2.009

Обозначения в таблице 2:

OIR - скорость счета (имп/с) в окне кислорода - спектр ГИНР; CIR - скорость счета (имп/с) в окне углерода - спектр ГИНР; CAIR - скорость счета (имп/с) в окне кальция - спектр ГИНР; SIIR - скорость счета (имп/с) в окне кремния - спектр ГИНР; CACR - скорость счета (имп/с) в окне кальция - спектр ГИРЗ; SICR - скорость счета (имп/с) в окне кремния - спектр ГИРЗ; Расчётные параметры, приведённые в таблице 2: COR=CIR/OIR, CASI=CACR/SICR, URI=CAIR/SNR.

Для близкой по идеологии аппаратуры PSGT (Halliburton) существует параметр статистической ошибки отношения COR, называемый STUN и вычисляемый:

STUN=l,2Rc/0((S/D) х (OIR+CIR)/(OIR х CIR))1/2 ,

где Rq,q=COR, S - скорость каротажа в фут/с, D - квант глубины.

При регистрации достоверных данных значения STUN должны быть ниже приблизительно 0.10. По показателю STUN аппаратура ИНГКС при стандартной скорости записи (S=60 м/ч=0.056 ф/с) обеспечивает значение параметра для кристалла BG0=0.02, для кристалла NaI(Tl)=0.024.

В третьей главе приведены результаты разработки аппаратуры ИНГКС и программного обеспечения регистрации и первичной обработки. Показана технологическая последовательность проведения работ с аппаратурой ИНГКС и основные метрологические характеристики.

На основании выполненных аналитических и экспериментальных исследований был создан программно-управляемый спектрометрический прибор импульсного нейтронного гамма-каротажа, получивший коммерческое название аппаратура импульсного спектрометрического каротажа (АИМС) .

Аппаратура ИНГКС предназначена для регистрации и анализа амплитудно-временных спектров ГИНР и ГИРЗ и способна работать с различными типами современных компьютеризованных каротажных станций.

В состав ИНГКС входит скважинный прибор, наземная система сбора и обработки информации, программы регистрации и первичной обработки спектров ГИНР и ГИРЗ. Скважинный прибор содержит вторичные источники питания, импульсный генератор нейтронов, спектрометр для регистрации гамма-излучения с блоком детектирования на основе сцинтилляционного кристалла и цифровую систему приема-передачи данных.

Основные технические характеристики аппаратуры ИНГКС

Характеристика

Значение

Диаметр прибора Длина прибора

Максимальная рабочая температура Максимальное рабочее давление Детектор сцинтилляционный

Разрешение по линии 137С8, не более

Частота генерации нейтронов

Ресурс работы излучателя, не менее

Питание скважинного прибора

Ширина окна временного анализатора

Количество каналов в спектре Количество регистрируемых спектров

"Мертвое" время спектрометрического тракта, не более Код телеметрии

Скорость приема-передачи данных по геофизическому кабелю

89 мм (110 мм с муфтой) 3600 мм 125 °С 40 МПа

Nal(50 х 150) или BiGeO (56 х 130)

8.5 или 11 %

10 кГц 200 часов 200 В

2*6 мкс 256

0.8 мкс

"Манчестер-2" 20 - 80 кБод

Основой наземной системы регистрации и первичной обработки информации является бортовой компьютер каротажной лаборатории, снабжённый средствами сопряжения с каротажным кабелем и обеспечивающим приём/передачу информации в коде Ман-честер-2. Сопряжение электрическое, информационное, технологическое, происходит посредством геофизического адаптера АС-2 или регистратора "Карат". Основное назначение АС-2 - обмен информацией между скважинным прибором и бортовым компьютером, привязка по глубине регистрируемых при каротаже данных, регистрация магнитных меток. Для передачи информации между бортовым компьютером и адаптером используется стандартный интерфейс RS-232.

Для приёма/передачи информации поступающей от прибора ИНГКС (~6 кслов) при скорости передачи данных по ТЛС (22 кБод) используется компьютер с процессором частотой не ниже 200 МГц. В режиме реального времени данные регистрируются на жёсткий диск и визуализируются на экране монитора. Оператор в процессе каротажа контролирует и анализирует принимаемые спектры и, при необходимости, осуществляет оперативную корректировку режима работы прибора с клавиатуры компьютера. В приборе реализована возможность программного изменения дискриминатора нижнего уровня, уровня режекции, напряжения высоковольтного питания ФЭУ. Основная преследуемая цель - обеспечение оптимального режима регистрации спектров ГИНР и ГИРЗ, корректировка температурной зависимости блока детектирования, стабилизация энергетической шкалы скважинного прибора.

Разработанное программное обеспечение LOG_P128 работает в операционной среде MS DOS. Программное обеспечение состоит из подсистем тестирования и калибровки, регистрации и обработки временных и энергетических спектров ГИНР и ГИРЗ, а также подсистем редактирования данных и документирования результатов обработки на твёрдую копию. Входными данными подсистемы обработки являются файлы в формате LIS, выходными: результаты измерений и обработки в виде LIS и LAS-файлов международного стандарта и твёрдых копий каротажных диаграмм стандарта API.

Технология измерения методом углеродно-кислородного, разработанная совместно с соавторами, включает последовательное выполнение трех этапов:

A). Калибровка аппаратуры ИНГКС выполняется на базе и включает следующую последовательность операций:

• контроль/выставление энергетической шкалы аппаратуры по пику водорода; •

• регистрация опорных спектров в калибровочных установках с известными характеристиками;

• запись и передача опорных спектров для последующей обработки.

B). Проведение измерений на скважине:

• подключение аппаратуры согласно технологической схеме; выбор из библиотеки соответствующего опорного спектра и выставление энергетической шкалы аппаратуры в соответствии с энергетической шкалой опорного спектра;

• контроль выхода генератора нейтронов по временному спектру и определение скорости каротажа;

• регистрация амплитудно-временных спектров гамма-квантов неупругого рассеяния и радиационного захвата нейтронов;

• передача наземной системе регистрации зарегистрированных спектров ГИНР и ГИРЗ и запись их на используемый носитель информации;

• проверка соответствия текущей энергетической шкалы аппаратуры энергетической шкале при проведении калибровки путем сопоставления текущих зарегистрированных спектров с опорными спектрами по методу наименьших квадратов; передача скважинному прибору команды управления на корректировку энергетической шкалы при ее необходимости и переход на этап регистрации амплитудно-временных спектров. С) Обработка результатов каротажа:

• точная привязка энергетической шкалы зарегистрированных спектров к энергетической шкале калибровочных спектров;

• выделение "чистых" гамма-спектров неупругого рассеяния и радиационного захвата нейтронов;

• расчёт по полученным спектрам ГИНР и ГИРЗ:

• или отношений неупругих и захватных каналов С, О, Са и 81

и связей этих параметров с нефтенасыщенностью в условиях исследуемого объекта;

• или относительных выходов элементов получаемых путём подбора спектров чистых элементов измеренному спектру по методу наименьших квадратов;

• корректировка полученных параметров за влияние условий измерений в скважине;

• передача расчётных параметров для дальнейшего комплексного анализа и выдачи заключения.

В 2004г. в ООО "Нефтегазгеофизика" разработана "Инструкция по проведению импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа аппаратурой серии АИМС и обработке результатов измерений при оценке текущей нефтенасыщенности пород (терри-генные отложения)".

Создание промышленного образца скважинной аппаратуры предусматривает разработку системы метрологического обеспечения. В соответствии с назначением разрабатываемой аппаратуры ИНГКС определены основные измеряемые (вычисляемые) параметры. Основными метрологическими характеристиками являются: чувствитель-

ность аппаратуры к изменению насыщения, среднеквадратическая случайная составляющая погрешности измерений скорости счета в интегральных и дифференциальных окнах основных измеряемых элементов; дополнительные погрешности, вызванные изменением условий измерений (изменением параметров питания аппаратуры, изменением выхода генератора нейтронов, временная нестабильность и др.).

На основании выбранных метрологических характеристик для сертификации аппаратуры ИНГКС разработан и утверждён стандарт технического комитета по стандартизации ТК440 .

В четвертой главе приведены результаты сравнительных испытаний российской аппаратуры ИНГКС с зарубежными аналогами, результаты промышленного внедрения и оценка достоверности результатов измерений.

Первые скважинные исследования аппаратурой ИНГКС были выполнены в 1997г. на месторождениях ООО "Лукойл-Западная Сибирь" г. Когалым. В настоящее время выполнены скважинные исследования методом углеродно-кислородного каротажа более чем в 1500 скважинах Западной Сибири, Башкирии и Оренбуржья. Четыре комплекта аппаратуры ИНГКС эксплуатируются в ОАО "Сур-гутнефтегеофизика" и два комплекта в ОАО "Нижневартовскнеф-тегеофизика". С 2003г. работы по совершенствованию аппаратуры и методики обработки ИНГКС (АИМС) продолжаются в ООО "Неф-тегазгеофизика" г. Тверь.

Приведены сравнения результатов исследований с аналогичной аппаратурой фирм Halliburton, Western Atlas. Анализ результатов показал, что аппаратура ИНГКС по своим техническим характеристикам не уступает зарубежным аналогам.

Основным критерием эффективности ИНГКС по решению задач оценки текущей нефтенасыщенности продуктивных пластов является подтверждаемость получаемых результатов испытаниями в скважинах. Предпосылкой для выдачи рекомендаций по приобщению и возврату на другие эксплуатационные объекты служит относительно высокие значения текущей нефтенасыщенности по данным ИНГКС. Так, по данным независимого анализа экспертами заказчика, по 80 исследованным скважинам Самотлорского месторождения проведены приобщения и возврат на другие объекты эксплуатации. Средний дебит нефти одной скважины составил 8.2 т/сут. Прирост дебита нефти одной скважины - 7.4 т/сут. В 18 скважинах прирост дебита составил более 10 т/сут, в 9 из них получены максимальные приросты дебитов нефти от 12.7 до 31.6 т/сут.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании аналитических и экспериментальных исследований, опытно-методических работ и промышленного внедрения разработан и внедрен промышленный образец программно-управляемой спектрометрической аппаратуры ИНГКС с соответствующим программным обеспечением. По своим технико-экономическим параметрам разработанная аппаратура не уступает аналогичной аппаратуре ведущих зарубежных фирм. Данная аппаратура позволяет повысить эффективность использования методов импульсного нейтроного каротажа при исследовании нефтегазовых скважин независимо от минерализации пластовых вод.

Основные результаты диссертационной работы состоят в следующем:

♦ анализ состояния отечественной скважинной аппаратуры ИНК, предназначенной для решения задач оценки текущей и остаточной нефтенасыщенности на месторождениях с низкой или неизвестной минерализацией пластовых вод показал, что существующая аппаратура не позволяет эффективно решать данную задачу. Вместе с тем зарубежный опыт показывает высокую эффективность решения данной задачи применением импульсной спектрометрии неупругого рассеяния и радиационного захвата, следовательно, необходимо создание промышленного образца российской аппаратуры ИНГКС, предназначенной для регистрации амплитудно-временных спектров ГИНР и ГИРЗ, и соответствующего программного обеспечения;

♦ показано, что реализация программно-управляемой аппаратуры в соответствии с разработанной микропроцессорной схемотехникой и цифровой телеметрией позволяет проводить регистрацию полных амплитудно-временных спектров ГИНР и ГИРЗ и осуществлять контроль и управление процессом регистрации с целью обеспечения оптимального режима измерения в реальном масштабе времени;

♦ разработанное программное обеспечение позволяет при обработке многоканальных амплитудно-временных спектров использовать многовариантную обработку данных ИНГКС в соответствии с выбираемой интерпретационной моделью;

♦ на основании выполненных исследований приведённых в данной работе в 2004г. в ООО "Нефтегазгеофизика", разработана "Инструкция по проведению импульсного спектрометрическо-

го нейтронного гамма- каротажа аппаратурой серии АИМС и обработке результатов измерений при оценке текущей нефте-насыщенности пород (терригенные отложения)". • в результате промышленного внедрения, на месторождениях Западной Сибири в более чем 1500 скважинах, показана высокая эффективность применения аппаратуры ИНГКС для отслеживания продвижения ВНК и закачиваемых пресных вод в неперфорированных пластах, контроля охвата заводнением перфорированных пластов, изучения разрезов скважин старого фонда, с целью выявления и оценки пропущенных залежей в условиях низкой минерализации пластовых вод.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Спектрометрическая аппаратура импульсного нейтронного гамма-каротажа для элементного анализа горных пород (С/О каротаж-реальность для российской геофизики).// НТВ Каротажник № 22, - Тверь, 1996. Черменский В.Г., Хаматдинов Р.Т., Бортасе-вич B.C. и др.

2. Спектрометрическая аппаратура импульсного нейтронного гамма-каротажа для элементного анализа горных пород - АИМС. Боголюбов Е.П., Бортасевич B.C., Черменский В.Г., Велижанин В.А. и др., Международная Геофизическая Конференция и Выставка, г. Москва, 15-18 сентября 1997.

3. "Опыт применения углеродно-кислородного (С/О)-каротажа для изучения и контроля текущей и остаточной нефтегазонасыщеннос-ти пород". Черменский В.Г., Бортасевич B.C., Велижанин В.А., и др., Международная Конференция и Выставка по геофизическим исследованиям скважин, г. Москва, 8-11 сентября 1998.

4. "Опыт применения углерод-кислородного (С/О) каротажа для изучения текущей и остаточной нефтегазонасыщенности пород". Каротажник, №55, г.Тверь, 1999. Велижанин В.А., Хаматдинов Р.Т., Бортасевич B.C. и др.

5. "Современные аппаратурно-методические комплексы углеродно-кислородного каротажа". Геофизика №4, 2002. Хаматдинов Р.Т., Бортасевич В.С, Черменский В.Г., и др.

Текст публикуется в авторской редакции с сохранением орфографии и пунктуации

Формат 60 х 84 1/,6 Бумага офсетная Гарнитура Times Печать офсетная Уел печ л -1 6 Подписано в печать 9 02 2005 г Тираж 100 экз Заказ № 34

Подготовка оригинал-макета - ООО "Издательство ГЕРС". Лицензия ИЗД № 74-6 от 20 01 2000 170000, г Тверь, ул Новоторжская, 12Б Тел (0822) 35-41-00 Отпечатано в типографии ООО "Издательство ГЕРС". Лицензия ПД № 5-0012 от 4 07 2000

Bf-00

- 1246

(

i . * л *

\ - 3 ' /

* * y

22ÁfIP 2005

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Бортасевич, Виктор Степанович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ АППАРАТУРЫ И МЕТОДИКИ ИНКГС.

1.1. Физические основы метода.

1.1.1. Взаимодействие нейтронов с веществом.

1.2. История и тенденции развития метода ИНГКС в ведущих зарубежных и отечественных геофизических компаниях.

1.2.1. Генераторы нейтронов.

1.2.2. Скважинные информационно-измерительные системы, временные режимы, скорости каротажа.

1.2.3. Метрологическое обеспечение зарубежной спектрометрической аппаратуры.

1.2.4. Основные измеряемые параметры и особенности первичной обработки.

1.2.5. Комплексирование аппаратуры.

1.2.6. Спектрометрическая аппаратура с полупроводниковым детектором.

1.3. Современное состояние аппаратуры и методики ИНГКС.

1.4. Геолого-технические условия измерений в скважине.

1.5. Постановка задачи. Обоснование основных требований к аппаратуре ИНГКС и наземной системе регистрации.

2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ОБОСНОВАНИЮ ОСНОВНЫХ ФУНКЦИОНАЛЬНЫХ УЗЛОВ И СТРУКТУРНОГО ПОСТРОЕНИЯ АППАРАТУРЫ ИНГКС.

2.1. Экспериментальные исследования по обоснованию основных функциональных узлов.

2.1.1. Обоснование выбора источника излучения для реализации методики углеродно-кислородного каротажа и экспериментальные исследования стабильности работы и температурного режима генератора нейтронов.

2.1.2. Обоснование основных элементов блока детектирования.

2.1.3. Экспериментальное определение энергетического разрешения кристаллов

2.1.4. Экспериментальные исследования влияния температуры на характеристики кристаллов.

2.1.5. Обоснование выбора ФЭУ.

2.1.6. Исследование влияния магнитного поля на характеристики ФЭУ.

2.1.7. Экспериментальные исследования линейности шкалы блоков детектирования.

2.2. Теоретические и экспериментальные исследования по обоснованию структурного построения аппаратуры ИНГКС.

2.2.1. Обоснование числа каналов амплитудного анализатора и ширины канала.

2.2.2. Экспериментальные исследования по обоснованию требуемого быстродействия амплитудного анализатора.

2.2.3. Теоретические и экспериментальные исследования структуры построения информационно-измерительной системы аппаратуры. Обоснование применения скважинного микропроцессора.

2.2.4. Экспериментальные исследования различных вариантов автостабилизации энергетической шкалы.

2.2.5. Обоснование системы приёма-передачи по ТЛС.

2.3. Наземная система регистрации для проведения скважинных измерений аппаратурой

ИНГКС.

2.4. Сравнительные испытания аппаратуры ИНГКС с различными блоками детектирования.

2.5. Физическое моделирование.

3. РАЗРАБОТКА ПРОГРАММНО-УПРАВЛЯЕМОЙ АППАРАТУРЫ ИНГКС (АИМС) И ТЕХНОЛОГИИ ИЗМЕРЕНИЙ МЕТОДОМ УГЛЕРОДНО-КИСЛОРОДНОГО КАРОТАЖА.

3.1. Технические характеристики аппаратуры АИМС.

3.2. Конструкция аппаратуры АИМС.

3.2.1. Термостатирование блока детектирования.

3.2.2. Конструкция импульсного генератора нейтронов ИНГ-06.

3.3. Принцип работы скважинной аппаратуры АИМС и основных электронных блоков.

3.3.1. Принцип работы информационно-измерительной системы.

3.3.2. Устройство и принцип действия основных электронных блоков.

3.4. Технология измерений аппаратурой спектрометрического нейтронного гаммакаротажа.

3.4.1. Калибровка аппаратуры.

3.4.2. Проведение измерений на скважине.

3.4.3. Обработка первичной информации и функции качества записи.

3.5. Метрологическое обеспечение.

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ АППАРАТУРЫ АИМС.

4.1. История развития и география проведения опытно-промышленного внедрения.

4.2. Оценка достоверности результатов измерений.

4.2.1. Сравнение результатов скважинных измерений аппаратурой ИНГКС с зарубежными аналогами.

4.2.2. Результаты испытаний как косвенное подтверждение достоверности измерений по определению текущей нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Программно-управляемая спектрометрическая аппаратура импульсного нейтронного гамма-каротажа"

Современное состояние нефтедобывающей отрасли России характеризуется нестабильностью объёмов добычи нефти. В "Основных концептуальных положениях развития нефте-^ газового комплекса России" рассмотренных на специальном заседании Правительства Российской Федерации в конце 1999 г., отмечалось, что уже в середине 80-х годов советская нефтяная отрасль достигла пика своих возможностей, и чётко наметилась тенденция снижения уровня добычи нефти. По данным официальных источников ТЭК добыча нефти за период с 1990 по 1996 г. снизилась с 516.2 до 301/3 млн. т. и лишь в 2000 г. застабилизировалась на уровне 323.0 млн.т.; вместе с тем, прирост запасов по отношению к добыче с 1991 по 2000 г. снизился с 180.9 до 65% [34]. Такое положение дел связано со многими причинами: это и снижение объёмов геолого-разведочных работ, и уменьшение открытий крупных месторождений (не говоря об уникальных), и объективное снижение нефтедобычи ранее крупнейших нефтяных месторождений вступивших в стадию падающей добычи нефти и др. В результате сложившейся геолого-экономической ситуации нефтяные компании России сосредоточили основные усилия на повышении эффективности разработки уже разведанных месторождений, в первую очередь на повышении коэффициента нефтеизвлечения. Правильность выбора этого направления подтверждается опытом зарубежных нефтяных компаний, которые обеспечивают долю прироста запасов (в последнее десятилетие) за счёт доразведки флангов залежей, вовлечения в разработку пропущенных пластов и прослоев, улучшения системы разработки соответственно на 20, 6.2,68.7 % [21].

Повышению эффективности контроля за разработкой месторождений и повышению нефтедобычи в первую очередь способствует широкое внедрение информационно-измерительных систем и новых технологий ГИС на базе программно-управляемых скважинных приборов. Применение новых технологий исследований, современных мощных компьютеров и программного обеспечения дают нефтяным компаниям реальные возможности повышения нефтедобычи [13,16,21,25].

Для решения задач контроля за изменением нефтенасьпценности коллекторов, применяются различные модификации ядерного, акустического и термического каротажа, гидродинамические методы для измерения расхода и состава скважинного флюида, различные виды каротажа с применением индикаторных жидкостей [1, 14-17, 20, 56, 63]. В связи с тем, что основной фонд действующих скважин на эксплуатируемых месторождениях составляют ^ скважины, обсаженные металлической колонной, для оценки коэффициентов текущей и остаточной нефтенасьпценности наиболее широко применяются ядерно-геофизические методы. Одним из таких методов является спектрометрический метод импульсного нейтронного гамма-каротажа (ИНГКС), в модификации С/О (углеродно-кислородный) каротаж, основанный на различии вещественного состава воды и углеводородов. Величина отношения С/О (углерода к кислороду) является определяющим фактором при определении степени нефте-насыщенности пласта.

Опыт ведущих зарубежных геофизических компаний подтверждает целесообразность применения углеродно-кислородного каротажа для решения задач определения насыщенности в обсаженном стволе в случае пресных и слабоминерализованных пластовых вод.

Таким образом, повышение эффективности изучения продуктивных пластов в процессе их разработки с помощью программно-управляемой спектрометрической аппаратуры импульсного нейтронного гамма-каротажа (ИНГКС) созданной с использованием современной элементной базы, программного обеспечения регистрации, первичной обработки и интерпретации данных ИНГКС, весьма актуальна.

Учитывая современное состояние в техническом, методическом и метрологическом обеспечении ИНК, автор сосредоточил свое внимание на создании промышленного образца программно-управляемой спектрометрической аппаратуры импульсного нейтронного гамма-каротажа, предназначенной для регистрации энергетически-временных спектров гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР) и гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ) с целью последующего определения элементного состава горных пород и насыщающих их флюидов независимо от минерализации пластовых вод.

Основные задачи исследований. Для достижения поставленной цели потребовалось решить следующие задачи:

- обосновать и сформулировать основные технические требования к спектрометрической аппаратуре ИНГКС;

- исследовать и обосновать основные функциональные узлы;

- разработать принципы построения информационно-измерительной системы аппаратуры на основе применения современной микропроцессорной элементной базы;

- разработать технологию проведения измерений методом углеродно-кислородного каротажа;

- создать программное обеспечение регистрации и первичной обработки амплитудно-временных спектров ГИНР и ГИРЗ;

- провести лабораторные и скважинные исследования с целью апробации научно-технических решений и оценки эффективности метода.

Методы исследования

Теоретические и экспериментальные исследования характеристик и параметров программно-управляемых электронных блоков и основных функциональных узлов аппаратуры ИНГКС.

Экспериментальные лабораторные, модельные и скважинные исследования методом углеродно-кислородного каротажа.

Исходные материалы исследований:

- результаты предыдущих НИОКР и опыт эксплуатации различных модификаций ИНК, в т.ч. программно-управляемой аппаратуры АИНК-42;

- каталоги и информационные проспекты отечественных и зарубежных фирм;

- патенты по классам (Ю1V 5/00 06-08; 12-14, литература по УДК 550.832.53.

Научная новизна полученных результатов:

- научно обоснована и разработана программно-управляемая спектрометрическая аппаратура импульсного нейтронного гамма-каротажа (ИНГКС), состоящая из следующих основных функциональных узлов: высокочастотного генератора нейтронов (14 МэВ), блока детектирования, блоков амплитудно-временного анализа, регистрации, управления и приема/передачи информации, позволяющая в процессе проведения скважинных исследований управлять режимами работы, тестировать и контролировать работу нейтронной трубки излучателя, работу детектирующей системы, блоков накопления и приема/передачи данных и на основании этого регистрировать амплитудно-временные спектры ГИНР и ГИРЗ для последующего определения элементного состава горных пород и насыщающих их флюидов;

- предложен способ программной автостабилизации энергетической шкалы спектрометра ИНГКС в реальном масштабе времени;

- предложена технология измерений методом углеродно-кислородного каротажа.

Практическая значимость результатов заключается в повышении эффективности оценки нефтенасыщенности коллекторов, независимо от минерализации пластовых вод, путём использования метода спектрометрического импульсного нейтронного гамма-каротажа (т.н. углеродно-кислородного каротажа), получаемой по зарегистрированным амплитудно-временным спектрам гамма излучения неупругого рассеяния и радиационного захвата, возможности многовариантной интерпретации данных ИНГКС. Анализ по 80 исследованным скважинам Самотлорского месторождения показал, что средний дебит нефти одной скважины составил 8.2 т/сут. Прирост дебита нефти одной скважины — 7.4 т/сут. В 18 скважинах

22.5 % от общего количества анализируемых скважин) прирост дебита составил более 10 т/сут, в 9 из них получены максимальные приросты дебитов нефти от 12.7 до 31.6 т/сут.

Защищаемые научные результаты

1. Программно-управляемая аппаратура спектрометрического импульсного нейтронного гамма-каротажа для исследования нефтегазовых скважин, в составе компьютеризированных каротажных станций, включающая:

- программно-управляемые электронные блоки, выполненные на современной микропроцессорной элементной базе, с возможностью тестирования, контроля и управления режимами работы аппаратуры ИНГКС в реальном масштабе времени;

- физически обоснованную автоматизированную систему стабилизации и идентификации энергетической шкалы спектрометра;

2. Технология проведения измерений методом углеродно-кислородного каротажа, основанная на программном обеспечении регистрации и первичной обработке многоканальных амплитудно-временных спектров ГИНР и ГИРЗ, позволяющая реализовать многовариантную обработку данных ИНГКС в соответствии с выбираемой необходимой интерпретационной моделью, как непосредственно на скважине, так и в стационарных условиях.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на 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.), Всероссийском научно-практическом семинаре "Ядерная геофизика. Современное состояние и перспективы развития", (г. Москва, 18-20 мая 1999 г.), научно-практической конференции "Современная ядерная геофизика при поисках, разведке и разработке нефтегазовых месторождений" (г. Бугульма, 18-20 мая 2001 г.).

Сведения о внедрении и эффективности использования результатов

Использование результатов исследований позволило разработать и изготовить аппаратуру ИНГКС. В результате опытно-промышленного внедрения аппаратуры ИНГКС в период 1996-2002гг., проведены исследования методом углеродно-кислородного каротажа более чем в 1000 скважинах различных нефтегазоносных провинций. Четыре комплекта аппаратуры ИНГКС эксплуатируются в ОАО «Сургутнефтегеофизика» и два комплекта в ОАО «Нижне-вартовскнефтегеофизика».

По результатам промышленного внедрения технологии ИНГКС на месторождениях Западной Сибири получены следующие практические результаты [13]:

- всего по результатам углеродно-кислородного каротажа и переоценке имеющейся электрометрии было выделено более 20 продуктивных пластов, содержащих нефть и газ;

- 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;

Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 работ.

Личный вклад автора. Анализ современного состояния аппаратуры и методики ИНК; формулирование, совместно с Черменским В.Г., основных требований к аппаратуре ИНГКС и наземной системе регистрации; разработка структуры построения и обоснование основных функциональных узлов; разработка программного обеспечения скважинной информационно-измерительной системы; участие в разработке электронных узлов и алгоритмов системы стабилизации; участие в разработке технологии проведения измерений методом углеродно-кислородного каротажа и её промышленное внедрение.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Бортасевич, Виктор Степанович

1. На основании выполненных теоретических и экспериментальных исследований, авто ром совместно с соавторами, разработаны принципиальные схемы и создан промышленный образец программно-управляемой спектрометрической а1шаратуры АИМС, предназначенной для реализации методики углеродно-кислородного каротажа.2. Автором разработано программное обеспечение регистрации скважинкой 1шформаци онно-измерительной системы, позволяющее в реальном масштабе^ времени тестировать, кон тролировать и управлять режимами работы аппаратуры, с целью эффективной регистрации амплитудно-временных спектров ГИНР и ГИРЗ. Совместно с соавторами, разработаны алго ритмы наземной регистрации и первичной обработки данных АИМС

3. На основании полученных аппаратурой АИМС модельных спектров ГИНР и ГИРЗ, в стандартных образцах горных пород, разработана технология проведения скважинных ис следований методом углеродно-кислородного каротажа и программное обеспечение первич ной обработки амплитудно-временных спектров.4. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-т»ОМЫ111ЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ АППАРАТУРЫ АИМС

4.1. История развития и география проведения опьггно-лромышленного внедрения Первые полевые испытания аппаратуры ИНГКС с коммерческим названием АИМС бы ли проведены в 1997 г. Каротаж выполнен в нескольк1^ гх десятках скважрш на место^южде? ниях Башкортостана и Западной Сибири (объекты ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь").Скважинные исследования методом С/О-каротажа, проведенные в течение 1999-2002 гг., не имеют аналогов в отечественной практике импульсной спектрометрии как по количеству скважин и протяженности интервалов записи, так и по разнообразию изучаемых геологиче ских объектов и. условий измерений [38]..Применяемую технологию, основанную на измерении спеклров вызванного гамма излучения неупругого рассеяния и радиационного захвата нейтронов с получением содер жаний >тлерода, водорода, кpe^fflия, кальция и хлора, можно считать шюнерской в плане проведения масштабного элементного анализа разретов нефтегазовых скваж1Ш..Востребованность метода пра1егикой геолого-промысловых работ ярко иллюстрирует динамика роста объемов С/О-каротажа (рисунок 4Л £38]).""^ PBcyfiOK 41 . Динамика и«У1едввв«ий я© годам В начале 1997 г. были выполнены едж1№тные исследования эксплуатационных С1ша:*а1н с целью отработтси технических, методических и эксплуатацйониых характеристик аппарату ры и технологии проведения и обработки результатов С/0-каротажа. В течение 1997-1998 годов С/О-каротаж аппаратурой АИМС (с детектором NaJ(Tl)) был проведен в 18 скважинах Когалымского нефтяного района (HP). В 1999 г. исследованы 32 скважины, а в 20GO г. — 298 скважин Самотлорского месторождения. В 2001 году 1»з|жботана модификация аппаратуры серии АИМС-С с детектором BGO, исследования проведены в 593 скважинах различных ме сторождений, В 2002 г. вьгаолнены исследования в 220 скважинах различных месторождений.География применения С/О-каротажа представлена в основном месторождениями За падно-Сибирской и Волго'Уральской нефтегазоносных провинций (Hi 11). Исторически пер вые годы промышленной эксплуатации аппаратуры АИМС прошли на месторождениях Ко галымского HP (Ватьеганское, Повховское, Южно-Ягунское, Дружное, Тевлино-Русскин ское, Восточно-Придорожное, Кустовое), характеризующихся сравнительно простыми с точ ки зрения методики проведения каротажа и интерпретации данных условиями неокомских отложеиий, в которых отсутствуют газовые залежи и закачка пресной водой. В дальнейшем центр работ сместился на месторождения Нижневартовского нефтегазоносного района (НГР) • Самотлорское, Мыхпайское, Тюменское, Гуньеганское, Ваньеганское, Варьеганское, Севе рОгВарьеганское месторождения. Эти месторождения ха|мктеризуются многопяастошлми за лежами е этажом нефтегазоносности от к>ры до верхнего мела. Встречаются чисто газовые пласты, нефтяные пласты с газовыми и газоконденсатными шапкаш!. Эксплуатация пластов сопровойедается повсеместной закачкой пресцых вод и вод неизвестной минерализации для поддержания пластового давления. Отдельный осложняющий фактор — наличие в разрезе, особенно юры и верхнего мела, углистых (вплоть до чистых углей) и битуминозных пластов, которые отмечаются положительными аномалиями по С/О-каротажу как нефтенасыщенные пласты. Силыюе мешающее влияние оказывает углистость на местороясдениях Мегиопского НГР-Мспюнском, Ватинском, Ссверо-Покурском, Аганском, Южно-Аганском, Северо-Ост ровном, а также на месторождениях Краснолёнинского НГР (Талинскоё) и Губкинского НГР (Тарасовское, Северо-Харампурское).Одним из достижений АМК АИМС-С можно отметить проведение С/О каротажа в кар бонаиюм и смешанном карбонатно-терригенном разрезе в Волго-Уральской НГП на место {юждениях Оренбургской области - Зайкинском, Гаршинскчзм, Тананыкском, Сокском, Ибря ёвском, Самодуровском, Долговском, Романовском, Росташинском, Гёрасимовском, Бобров ском. Применение методики определения вещественного состава горных пород (содержания хчементов кремния, кальция, хлора, железа) позволило провести подробное и более качест венное литологическое расчленение слонаюго смешанного разреза.4.2. Оценка достоверности результатов измерений

4.2.1. Сравнение результатов скважинных измерений аппаратурой ИНГКС с зару бежными аналогами В одной из скважин на месторождении "Лукойл-Западная Сибирь" бьши проведены сравнительные измерения аппаратурой AMlvlC с аналогичной аппаратурой фирмы "Western Atlas" MSl-C/O Log (пЛ,2<2). Сопоставление результатов показала, что по качеству и ин формат^гвности кривые основных интерпретационных партметров Б1оо и Rctjsi практически одинаковы. Это объясняется следующим. Известно, чти основными оптнмизируемьши ха рактеристиками скважинных гфиборов, в первз'ю очередь, являются частота генерации ней тронов, длительность нейтронного импульса, канальность временного и энергеггаческого анализаторов} дли1а зонда, защита детектора, В главе 1 было показано, что оптимальные значения указанных параметрюв для однозондовых приборов диаметрюм 89^110 мм с фикси рованным типом детектора практически одинаковы. Это, своего рода, «стандарты» построе ния аппаратуры такого класса. В аппаратуре MSl/CO Log и АИМС применялся детектор гамма-излучения на основе монокристалла NaI(TJX отсюда и хорошая сходимость основных кривых С/0-каротажа. Следует заметить, что идентичность основных кривых не гарантирует полного сходства результатов интерпретации (например, оценок текущей нефтенасыщенно сти пород). Методики решения обратных задач С/0-каротажа по полноте и качеству учиты ваемых геолого-технических факторов в разных фирмах различны.Осенью 1999 г. на скважинах в Татарии (рисунок 4.2) были проведены сравнительные испытания с аппаратурой-аналогом MS1-C0 (аппаратура серии 2727ХА) в китайском испол нении. Некоторые отличия на рисунке 42- между кривыми и их масштабами объясняются различными энергетическими окнами в проводимых расчетах и тем, что для annajmxypbi АИМС вьшодится кривая отношешм скоростей счета ГИРЗ в окне кальция к скорости счета ГИРЗ в окне кремния Ca/Si, для аппаратуры серии 2727ХА обратная величина—Si/Ca.Результаты испытаний в Татарии были охарактеризованы специалистами "Татнефтегео физики" следующим образом: "результат интерпретации данных углеродно-кислородного каротажа обоими типами аппаратуры, а именно текущая нефтенасыщенность, близю! в пре делах заявляемых пог1юпшостей, тотедение кривых отношения С/О, полученных аппарату рой-аналогом MSI-CO более соответствует представлениям заказчика".В сентябре-октябре 2001 г. был проведен цикл сравнительных измерений с прибором PSGT в трех скважинах на объектах ОАО "Сургутнефтегаза". Результаты сравнительных ис пытаний оценивались специалистами ОАО "Сургутнефтегаза" и "Сургутнефтегеофнзшш".На рисунке 4.3 приведены результаты расчета по данным АИМС первичных кривых COR, CASI и др. по методике, применяемой при обработке данных PSGT (режимы расчета для •PSGT были шяты лз литературных источников (84]). Очевидна лрактически лолная иден тичность кривых.В таблице 12 приведены сведения текущей нефтенасыщснности по результатам сравни тельных измерений. Измерения аппаратурой АИМС провоДиЛиСь при скорости каротажа 60 м/час. По отзывам специалистов "Сургутнефтегеофизики" "аппаратура АИМС по методиче ским возможностям не уступает .аппар)атуре PSGT", Таблица 12 —-Результаты сравнительных испьгганий аппаратурой _PSGT и АИМС Интервал 2102.4-2104.6 2104.6-2106.0 2106.0-2107.2 2107.2-210«.6 2108.6-2110.0 2110,0-2111,0 2111.0-2112,4 Порис тееть, Коэффициент нёфтёнйсыщен ности на

6.09.92г.,

Коэффициент теку щей нёфтёнасыщен ности по данным Коэффициент теку щей нёфтенасыщен иости по данным НТК. ПС 3 J M 1ЛВ

" И m ояшг IIIA IMl l 1 l i l t I I I i ff 1 f ( I t l 1 JTI 1 ( t i l ^ 1 t i l 11*1 t 1 1 t 1 t i l • \ « ( 1 1**1 t ^ 1 < i«SI ^ r % 1 1 • M1 >»^^y«»»*jwi 1 f t 11111 СЮАИМС

СЮ27173СА " • 1 • " « > ^ J • 1 M r " Ккп(ЛНМС) > » • •

• - " Чг" Кя(2727ХА)

•"• : : : ^ = r :

Рисунок 4»2. Результаты скважинных исяытаний аппаратуры АРГМС и аппаратуры MSI С/О Log серии 2727ХА Для расчета значений насыщенности по данным аппаратуры АИМС, представленных в таб лида 12, были использованы энергетические окна, не совсем совпадающие с окнами, предла гаемыми для обработки данных PSGT. Хорошее соответствие оценок Кнтек подтверждает то, что отличное от аналогов поведение первичных кривых не является критерием оценки ин формативности метода. Сходство возможно при применении одних и тех же пшов детекто^ ров, но не обязательно. Если же по своим техническим характеристикам аппаратура позволя ет получать близкие первичные параметры, но конечный результат интерпретации расходит^ ся - то дело в объективности применяемых методик преобразования первичных данных и интерпретационной модели иэу^1аемого объекта

4.2.2. Результаты испытаний как косвенное яодтверждеиие достоверности измере^ ^ НИИ по определению текущей нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа Основным критерием эффективности ИНГКС по решению задач оценки текущей нефте насьпценности продуктивных пластов является подтвержлаемость получаемых результатов испытвимямн в «кважинах; Рисунок 4.Э. Сопоставление основных кривых углеродно-кислородного (С/О) каротажа аннаратурой PSGT (тонкие линии) и АИМС {толстые линии) Специалистами основного заказчика технологии углеродно-кислородного каротажа -

"Тюменской нефтяной компании" (ТНК) - проведён анализ достоверности получаемых дан ных. По 80 1юследвванным сквашшам Самотлорского месторождения нроведены приобще ния и возврат на другие объекты эксплуатации [13]. Предпосылкой для вьща:«П1 }^коменда ций по приобщению и возврату на другие эксплуатационные объекты служила относительно высокая текущая насыщенность по данным ИНГКС. Критерием достоверности этих опреде ле^шй с-дужид боде-е высокий уровень добычи нефти после дрове^денш! возврата или приоб щения (в сравнении с добычей до проведения этих мероприятий).Средний дебит нефти одной скважины составил 8.2 т/сут. Прирост дебита нефти одной скважины - 7.4 т/сут. В 18 скважинах (22.5 % от общего количества анализируемых сква жин) прирост дебита составил более 10 т/сут, в 9 из них подучены максимальные приросты дебнтов нефти от 12.7 до S1.6 т/сут.При исследовании ряда скважин было определено наличие нёвыработанных запасов нефти в промытой зоне пласта АВг-з, где был прекращён отбор нефти. Например, по двум АВ2-3 было получено: 13.8 т/сут (при обводнённости 75 %) и 31.6 т/сут (при обводнённости Кроме того, обобщение данных интерпретации по объектам ТНК позволило получить следующие результаты: • всего по результатам углеродно-кислородного каротажа и переоценке имеющейся электрометрии вьщелено более 20 продуктивных пластов, содержащих залежи нефти и газа; • впервые на Самотлорском месторождении вьщелен новый нефтегазоносный ком плекс, предварительная оценка запасов нефти в котором составляет около 50 млн. т; • расширен контур нефтегазоносносга ачимовской пачки на Белозёрном поднятии; Только в 2001 году исследовано более 120 км интервалов (без перекрытий) в 593 сква жинах. Высокая эффективность применения аппаратуры АИМС и достоверность получае мых результатов подтверждена в работах [13, 21, 25]. В этих работах приведены примеры реализации «упущенных» возможностей на нефтегазовых месторождениях с низкой или не известной минерализащ1ей пластовых вод. В частности в докладе [13], в планах дальнейшего использования углеродно-кислородного каротажа планируется ежегодно формировать фонд из 4004^00 скважин для проведения исследований: "..с целью упорядочения охвата этими исследованиями объектов разработки Самохпорского месторождения» осуществления мони торинга процесса разработки, а также повышения степени детализации и достоверности оценки текущей нефтенасыщенности и извлекаемых запасов нефга".ЗАКЛЮЧЕНИЕ Основные^ывадыи резульгагы диссертационной работы свода^гся к следующему: • выполнен анализ современного состояния аппа1мтуры ИНК, предназначенной для оценки характера насыщения в скважинах с минерализацией < 50 г/л, который пока зал, что современное состояние отечественной екважинной аппаратуры ИНК не по зволяет использовать эти методы с необходимой эф^ктивностью, в связи с чем акту= альна разр^отка программио-уп{йвляёмой Спектрометрической аппаратуры ИНГКС, реализующей методику углеродно-кислородного (С/О) каротажа, способной работать в составе компьютеризированных каротажных хгганций, и создание соответствующего программного обеспечения регист{»ции и обработки; • в результате выполненных теоретических, экспериментальных исследовании и опыт но-промышленных работ разработан и внедрён промышленный образец прохраммно управляемой спектрометрической аппаратуры ИНГКС с соответствующим программ ным обеспечением регистрации данных и первичной обработки. Названная аппарату? ра позволила повысить эффективность использования методов импульсного нейтрон ного каротажа на нефтегазовых месторождениях независимо от минерализации пла стовых вод; • Российская геофизика имеет в своем распоряжении промышленный образец аппара тзфно-прюграммного комплекса углеродно-кислородного карттажа, выполненный по отечественным технологиям; • - на сегодняшний день аппаратурой углеродно-кислородного каротажа созданной на основе исследований приведённых в работе выполнен кщютаж более чем в 10OQ скважинах различных месторождений (справка о внедрении опыпю^методической партией НП 0 0 0 "Октургеофизика" приведена в Приложении 1). Этот объем выпол нен комплектом из 6 приборов ИНГКС. Предельные температуры достигали 120 ''С, при этих высоких температурах интервалы записи составляли 300 -ИОО м, регистра ция проводилась со скоростью 50^70 м/час. • опыт практического применения и сравнительные испьггания с зарубежными анало гами показали, что созданная п^юграммно-упрааляемая аппаратура ИНПСС по своим характеристикам не уступает лучши.м зарубежным аналогам.Программно-управляемая аппаратура ИНГКС обеспечивает решение сдгедугощих геоло го-промысловых задач: • оценку текущей нефтенасыщенности разрабатываемых объектов в обсаженных сква жинах при низкой или неизвестной мине|)ализации пластовых вод (наиболее целесо образно применение комплекса на многопластовых месторождениях, типичных для Западной Сибири); • дифференцирование по площади и разрезу опенки степени выработанности нефтяной залекн, обнаружение целиков нефти и застойных зон, сформировавшихся в процессе разработки.В настоящее время для повышения достовертгости результатов интерпретации данных С/О-каротажа в ООО «Нефтегазгеофизика» продолжаются работы по уточнению применяе мых методик. Базой для уточнения служат теоретико-экспериментальные исследования и результаты многочисленных сквюкинных измерений, а также име^ощиеся данные по опробо ванию пластов. В 2004г. разработана «Инструкция но проведению импульсного спектромет 113 ричёского нейтронного гамма- каротажа аппаратурой серии АИМС и обработке результатов измерений при оценке текущей нефтенасыщенности пород (терригенные отложения). Работы по определению характера насыщения пластов, ведутся в тесном сотрудничестве с другими фирмами работающими в этом направлении, так11ми как «Нижневарговскнефтегеофизика», «Сургутнефтсгеофизика» и др.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Бортасевич, Виктор Степанович, Тверь

1. Ахметов К.Р. Технологии геофизического контроля за вьфаботкой запасов нефти на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз", Тверь, Каротажник № 67,2000, с. 9-16.

2. Бесекерский ВЛ. Цифровые автоматические системы^/ М.: Наука. 1976.

3. Бесекерский В.А., Изранцев В.В., Системы автоматического управления с микроЭВМ. М: Наука, 1987.

4. Боб А., Брейди Д., СтоллерК. Нефтяное обозрение. Осень 1996. с.38-51.

5. Бухало О. П. Стабилизация энергетической шкалы скважинного гамма-спектрометра по гамма-реперу. В кн.: Отбор и передача информации, Киев, Наукова думка, вып. 40, 1976.

6. Бухало О, П Оцен^ точности автостабшшзащш энергетической шкалы гамма-спектрометра. Геофизическая аппаратура, вып. 76., Л.: Недра. 1982.

7. Варганов Н.А., Самойлов П.С. Прикладная сцинтилляционная гамма-спектрометрия. М: Атомнздат, 1975.

8. Вострокнутов Н.Г., Евтихеев Н.Н. Информационно-измерительная техника М.: Высшая школа. 1977.

9. Гольданский В.И., Куценко А.В., Подгорецкий М.И. Статт1стака отсчетов при регист? рации ядерных частиц. ФМ, 1959.

10. Гребнёв В.В. Незнакомое знакомое семейство, однокристальных микроЭВМ семейства MCS-51 фирмы Intel., М.: ЭФО, 1996. 11; Гулин Ю; Ai Гамма-гамма метод исследования нефтяных скважин^ М.: Недра. 1975.

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

12. Дворкин В.И., Ганичев Д.И., Маврин М.Я., Ахметов К.Р. Контрюль нефтенасьпценно- сти коллекторов в обсаженных стеклопластиковыми трубами скважинах в Западной Сибири. Каротажник № 72. Тверь. 2000.

13. Дворкин В.И., Ганичев Д.И., Маврин М.Я. Методика контроля за выработ1сой нефтя? пых пластов в Западной Сибири, Каротажник № 85, Тверь, 2001.

14. ЕрозоЛИмский Б.Г., ВойЦйк Л.Р., Попов Н.В., Школьников А.С. Новые Методы исследования бзфовых скважин^ основанные на использовании импульсных нейтронных ИСТОЧНИКОВ. Нефтяное хозяйство №*11,1958.

15. Зелыщан П. Д., Конструирование аппаратуры для геофизических исследований скважин. М : Недра, 1968.

16. Изучение геофизическими методами нефтяных месторождений на поздней стадии разр^отки. Кошляк В.А., Фяонов А.И., Козяр В.Ф., и др., М.: Недра. 1983.

17. К проблеме реализации "упущенных" возможностей на длительно разрабатываемых месторождениях Западной Сибири. Хисметов Т.В., Джафаров И.С, и др. Нефтяное хозяйство. № 6,2001 с. 43-48.

18. Каган Б.М.: Сташин В.В., Основы проектирования микропроцессорных устройств автоматики. М.: ЭНёргоатомйздат, 1987.

19. Каталог Shlumberger. М.: 1984.

20. Каталог Western Atlas International. М.: 1991.

21. Ключевой комплекс ГИС для обеспечения прироста запасов нефти на разрабатываемых месторождениях. Хисметов Т.В, Хаматдинов Р.Т., Еникеева Ф.Х. и др. Нефтяное хозяйство. №9,2001. 13Ы34.

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

23. Колдуэлл Р.Л. Ядерная физика при разведке на нефть. В сб.: Промысловая геофизика. М.гГостоптехиздат. 1960. 27; Ларионов В,В. Радиометрия скважин^ М.; Недра^ 1969,

24. Ларионов В.В., Резванов Р,А. Ядерная геофизика и радиометрическая разведка. М.: Недра. 1988.

25. Лухминский Б.Е. Генераторы нейтронов для исследования нефтегазовых скваж1га (Аналитический обзор по зарубежным данным). 1994 -97 гг.

26. Машкович В. П. Защита от иоьшзируюших излучений: Справочник. М : Энергоатом- издат, 1982.

27. Метрологическое обеспечение геофизических исследований скважин. Блюменцев А.М.: Калистратов Г.А., Лобанков В.М.: Цирюльников В.П. М.: Недра.1991.

28. Мик Дж., Брик Дж., Проектирование микропроцессорных устройств с разрядно- модульной организацией, М,; Мир^ тЛ^2; 1984:

29. Михайлов В.М., Акимов B.C. Геофизическое сопровождение современных технологий повышения продуктивности нефтяных и газовых месторождений. Тверь. Каро-тажник № 88, с. 3-19.

30. Однокристальные микро-ЭВМ, Боборыкин А.В., Липове^цкий Г.П., Литвинский Г.В;, и др. М.: "Бином". 1994.

31. Опыт применения углерод-кислородного (С/0)-каротажа для изучения текущей и остаточной нефтегазонасыщенности пород. Тропин А.Н., Бортасевич B.C., Черменский В.Г., и др. Каротажник № 55. Тверь, 1999.

32. Опыт промышяейного применения С/О-каротажа. Проблема оценки достоверности получаемых данных, Еникеева Ф, X,, Журавлёв Б.К,, Тропин А,Н,, Черменский ВТ,; НТВ Каротажник Ш 100. Тверь. Изд. АИС. 2002.

33. Разведочная ядерная геофизика: Справочник геофизика/Под ред.Кузнецова О.Л., По- ляченко А.Л.-М.: Недра, 1986.

34. Резванов Р. А. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. М.: Недра. 1982.

35. СоврёмёНнь1ё аппаратурно-мётодичёскиё комплёксь! уТлёрОднО-кйсЛОрОдного каротажа, Хаматдинов Р.Т, Бортасевич В.С, Велижанин В,А,, и др. Геофизика. Кз 4,2002, 24-29.

36. Скважьшная ядерная геофизика: Справочник геофизика/Под ред. Кузнецова О.Л. , Лоляченко AJL М.: Недра. 1990.

37. Спектрометрическая аппарттура импульсного нейтронного гамма-каротажа для элементного анализа горных пород (С/О каротаж — реальность для российской геофизики). Боголк>бов Е.П, Бортасевич B.C., Велижанин В;А., и др., г. Тверь, Каротажник №22,1996.

38. Справочник конструктора-машиностроителя. Под ред. Анурьева ВМ. т... М.: Машиностроение. 2001.

39. Сцинтилляционный метод в радиометрии. Вяземский В.О., Ломоносов И.И., Писарев- екийА.Н., идр.,М.: Госатомиздат. 1961.

40. Телеметрическая линия связи в п{юграммно-управляемых геофизических скважинных приборах. Белоконь Д.В., Грузомецкий А.П., Козяр В.Ф., Митюшим Е.М и др. Тверь. Каротажник №22,1996., с. 18-32.

41. Теория нейтронных методов исследования скважин. Кантор А„, Кожевников ДА., Полячснко А.Л., и др. М.: Недра. 1985.

42. Физические основы и,мпульсных нейтронных .методов исследования скважин. Шиме? левич 10.С, Кантор А., Школьников А.С. и др. М.: Недра. 1976.

43. Филиппов Е.М. Ядерная разведка полезных ископаемых. Справочник, Киев, Наукова думка, 1978.

44. Хетагуров Я.А, Древе Ю.Г. Проектирование информационно-вычислительных комплексов. М.: Высшая школа. 1987.

45. ХорОйИЦ П., Хилл У. Искуство схемотехники, т. 1,2., М..' Мир. 1983.

46. Хунсулин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтаных пластов. М.: Недра. 1989.

47. Цитович А.П. Ядерная радиоэлектроника. ML: Наука. 1967.

48. Цифровая система автостабилизации общего коэффициента передачи гамма-каротажного спектрометра. Голоколосов В.Ф., Текучев A.M., Бобров Б.С., и др. Геоф»13иче5 екая аппаратура, вып. 59. 1976.

49. Черменский В. Г. Цифровая многоканальная програмлшо-управляемая двухзондовая аппаратура импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. Канд. дисс. Тверь. 1993.

50. Шевкопляс Б.В. Микропроцессорные структуры. Инженерные решения. М.: Радио и СВЯЗЬ; 1990.

51. Электронные методы ядерной физики, Маталин ЛлА,, Чубаров СИ,, Тимохин Л.А;, и др. М.: Атомиздат. 1973.

52. Яясен Й. Курс цифровой электроники; В 4-х т. Т.1. Пер. с голяанл-- М.: Мир. 1987,

53. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. Алексеев Ф.А,, Го- ловацкая И.В,, Гулин Ю.А., и др. М.: Недра. 1978.

54. BorehoJe Configured Pulsed Neutron Generator, Model A-320, MF Physics Coiporation, 5074 1.ist Dr., Colorado Springs, Exjxjrt Price List,

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

56. Catalog Hamamatsu. Photomultiplers Tubes. No. TPMO 0002E04, Japan. 1995.

57. Heflin, J. D., Lawrence, Т., Oliver, D., and Koenn, L. California Applications of the Continuous Carbon/Oxygen Log. API Joint Chapter Meeting, Bakersfield, California, October 1977.

58. Hemingway J., Plasek R., Grau J., Gupta Т., Morris V. Inrtoduction of Enhanced Carbon- Oxygen Logging for Multi-well Reservoir Evaluation, SPWLA-40,01-014,

59. Owen JoeD. and Cook С F.^ The application of a source-detector transfer equation to neutron logging investigations, Phillips Petroleum Company Bartlesville, Oklahoma. 1963-7.

60. Lavvson B. L. and Cook C. F., A Theoretical and Laboratory Evaluation of Carbon Logging: Part II - Theoretical Evaluation of Oxygen Interference. SPWLA Eleventh Aannual Logging, May 3-6,1970.

61. Stromswold David C, Comparison Of Scintillation Detectors For Borehole Gamma-Ray 1.ogging. Bendix Field Engineering Corporation Grand Junction, Colorado. SPWLA Twenty-First Aannual Logging Symposium, Jule 8-11,1981.

62. Underwood M.C., Mellor D.W. and Dyes C.J. A Model Of Inelastic Neutron Scattering Applied to the Carbon/Oxygwi Log. Research Centre, Sunbury4)n-Thames, Middlesex, Eh-gland. STWLA-26, June 17-20,PapirEEE, 1985.

64. Well Services, Shlumberger, Inc, 1986,

65. Western Atlas International, Atlas Wireline Services, MSI/CO Instrument Series 2727XA (P/N 130177-000).

66. 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 5-7,1993. \

Информация о работе

Бортасевич, Виктор Степанович
кандидата технических наук
Тверь, 2004
ВАК 25.00.10

Диссертация

Программно-управляемая спектрометрическая аппаратура импульсного нейтронного гамма-каротажа - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы