Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование метрологического обеспечения нейтронного каротажа нефтегазовых скважин

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование метрологического обеспечения нейтронного каротажа нефтегазовых скважин"

На правах рукописи

св-—-

Святохин Виктор Дмитриевич

Совершенствование метрологического обеспечения нейтронного каротажа нефтегазовых скважин

Специальность 25 00 10 - геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

003170283

Уфа-2008

003170289

Работа выполнена в ГУЛ Центр метрологических исследований «Урал-Гео»

Научный руководитель - кандидат технических наук

Лобанков Валерий Михайлович

Официальные оппоненты доктор технических наук,

старший научный сотрудник Коровин Валерий Михайлович доктор технических наук Назаров Василий Федорович

Ведущая организация - НПФ «Оренбурхтазгеофшика»

Защита состоится 17 июня 2008 года в 15-00 часов в конференц-зале на заседании диссертационного совета Д520 020 01 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора и кандидата наук при Открытом Акционерном Обществе Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу 450005, г Уфа,ул 8-ое марта, 12

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика»

Автореферат разослан 16 мая 2008 г

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор химических наук ^^^ » Д.А. Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы Нефть и газ - главные энергетические и сырьевые ресурсы России Коэффициент пористости пласта - один из основных подсчетных параметров запасов нефти и газа От точности его определения зависят погрешности подсчета запасов углеводородного сырья на нефтегазовых месторождениях Одним из основных методов измерений коэффициента общей пористости является нейтронный каротаж (НК)

Исходные эталоны (модели пластов на основе мрамора) для градуировки аппаратуры НК, созданные в 1981 году во ВНИИЯГГе, ВНИИнефтепромгеофи-зике и ВНИИГИСе в виде государственных стандартных образцов (ГСО) состава и свойств карбонатных пород, пересеченных скважиной, выработали свой ресурс и их первоначальные показатели точности в современных условиях не гарантированы Кроме того, за нормальные условия градуировки аппаратуры НК в этих эталонах был принят диаметр геолого-разведочных скважины 196 мм, в то время как нефтегазовые скважины эксплуатационного бурения имеют диаметр 216 мм, а при бурении боковых стволов требуется выполнить нейтронный каротаж в скважинах диаметром 124 и 156 мм Технология приготовления СО и методика их метрологической аттестации были также несовершенны Наличие ограниченного перечня устаревших СО и отсутствие на современном этапе необходимых высокоточных первичных и вторичных эталонов общей пористости горных пород не способствует единству и обеспечению требуемой точности измерений коэффициента общей пористости нефтегазовых пластов, не позволяет экспериментально строить градуировочные характеристики (ГХ) аппаратуры НК для разных рабочих геолого-технических условий измерений в скважинах

Цель работы. Повышение точности скважинных измерений коэффициента пористости нефтегазовых пластов в различных геолого-технических условиях

Задачи исследования

1 Обоснование и разработка новой методики приготовления СО пористости и плотности горных пород, пересеченных скважиной, обеспечивающей высокую степень однородности коэффициента пористости по всему объему вещества-носителя свойств СО насыпного типа

2 Разработка методики метрологической аттестации СО насыпного типа применительно к новой технологии изготовления СО общей пористости и плотности горных пород, пересеченных скважиной

3 Изготовление и метрологические исследования комплекса СО пористо-

сти водонасыщенных, нефтенасыщенных и газонасыщенных капьцитовых и кварцитовых пород, пересеченных скважиной диаметром 124,156 и 216 мм

4 Построение семейства градуировочных характеристик аппаратуры НК применительно к различным геолого-техническим условиям и их метрологический анализ

Конструктивно и методически целесообразно создавать СО, воспроизводящие одновременно и коэффициент общей пористости, и объемную плотность горных пород Однако вопросы метрологического обеспечения аппаратуры плотностного гамма-гамма-каротажа являются отдельным самостоятельным объектом исследований и в задачи настоящей диссертационной работы не входят

Методы исследования Метрологический анализ методов и средств измерений коэффициента общей пористости пластов горных пород геофизическими методами Теоретическое обоснование и разработка методики создания эталонов общей пористости и плотности пластов горных пород, пересеченных скважиной Экспериментальные метрологические исследования созданных СО и различных типов аппаратуры НК, статистические методы обработки экспериментальных данных

Научная иовизна работы:

1 Обоснована и разработана новая методика приготовления и метрологической аттестации стандартных образцов водонасыщенной (нефтенасыщенной) общей пористости и плотности пластов насыпного типа, обеспечивающая их высокую однородность и стабильность во времени за счет исключения образования пузырьков воздуха, более равномерного распределения и повышения плотности упаковки фракций

2 Впервые выявлена существенная составляющая погрешности воспроизведения коэффициента пористости, обусловленная нецилиндричностью скважины СО и неоднозначное* -ю прижатия зонда к стенке скважины СО Обосновано требование к допускаемой непрямолинейности образующей стенки скважины СО по ее длине - искривление образующей не должно превышать 1 мм на 1 м ее длины, исходя из допускаемой основной абсолютной погрешности воспроизведения коэффициента пористости ±0,2%

3 Впервые экспериментально построены градуировочные характеристики разнотипной аппаратуры НК для чистого газонасыщенного кварцитового пласта, имеющие отрицательный коэффициент преобразования (наклон ГХ к оси абсцисс более 90 градусов), что позволяет интерпретировать данные НК в газонасыщенных кварцитовых пластах

4 Экспериментально получены новые градуировочные характеристики современной разнотипной аппаратуры НК для разного минералогического состава пластов горных пород, пересеченных скважинами разного диаметра и насыщенных нефтью и водой разной минерализации, позволяющие построить функции влияния для их использования при интерпретации НК в нефтегазовых скважинах

Основные защищаемые положения

1 Методика приготовления высокооднородных и высокостабильных эталонов общей пористости и плотности горных пород насыпного типа, которая позволяет уменьшить пределы их допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения коэффициента общей пористости до ±0,2%

2 Семейство градуировочных характеристик разнотипной аппаратуры НК, построенных с использованием новых эталонных моделей пластов для разных геолого-технических условий, характеризующихся различным сочетанием химического состава скелета горных пород (чистые кварцитовые и чистые кальцитовые породы), разного заполнителя порового пространства (вода пресная и соленая, нефть, газ) и разного номинального диаметра скважины

Практическая ценность и реализация работы

Ценность работы заключается в получении возможности построения и применения градуировочных характеристик аппаратуры Ж для разных геолого-технических условий при исследованиях нефтегазовых пластов (прежде строилась одна характеристика или использовалась «методика двух опорных пластов»), определения влияния (функций влияния) разных геолого-технических условий в случае использования одной характеристики (кальцит водонасыщенный)

В результате проведенных исследований разработан и внедрен в ГУП Центр Метрологических Исследований (ЦМИ) «Урап-Гео» научно-обоснованный комплекс Государственных стандартных образцов пористости и плотности горных пород, пересеченных скважиной, внесенных в Государственный реестр стандартных образцов России (№ ГСО 8784-2006) в 2006 г В 2001 году ГУП ЦМИ «Урал-Гео» был аккредитован Госстандартом России, а в 2006 г. Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии на техническую компетентность при выполнении калибровочных работ в области ГИС, включая нейтронный каротаж

Вторичные рабочие эталоны пористости и плотности кварцитовых и кальцитовых горных пород (СО предприятий - СОП) изготовлены, аттестованы и применяются в ОАО «Алросса» (2001 г), ОАО «Когалымнефтегеофизика»

(2003 г), ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика» (2003 г), ОАО «Оренбурггазгеофизика» (2004 г), ОАО «Башнефтегеофизика» (2005 г), ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика» (2006 г), Тресте «Сургутнефтегеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз» (2007 г) Аналогичные СО пористости поставлены геофизикам Узбекистана (г Ташкент, 2001 г ) и Белоруссии (г Речица, 2005 г) Апробация работы

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались на научно-практической региональной конференции «Геолого-экономические перспективы расширения минерально-сырьевой базы Позолж-ского и Южного регионов Российской Федерации и пути их реализации в 20032010 гг»(г Саратов, 2002), научном симпозиуме «Высокие технологии в промысловой геофизике» (г Уфа, 2004), научном симпозиуме «Геоинформационные технологии в нефтепромысловом сервисе» (г. Уфа, 2005), научной конференции «Информационные технологии в нефтегазовом сервисе» (г Уфа, 2006), научной конференции «Информационные технологии в нефтегазовом сервисе» (г Уфа, 2007) Публикации

Основные научные положения и практические результаты диссертационной работы опубликованы в 12 печатных работах, в том числе три опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК

В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные лично автором з ГУП ЦМИ «Урал-Гео», начиная с 2000 г Автор являлся заведующим отделом эталонов и ответственным исполнителем работ по изготовлению новых первичных ГСО пористости и плотности в г Уфе и всех новых рабочих СОП на геофизических предприятиях России и СНГ. Экспериментальные исследования всех созданных СО и обработка результатов выполненных измерений проведены автором Анализ результатов исследований проведен совместно с научным руководителем

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения Общий объем работы, включая 20 рисунков, 30 таблиц и список литературы из 90 наименований, составляет 112 страниц В приложениях приведены копии свидетельства на ГСО и аттестат на МВИ коэффициента пористости СО.

Автор признателен своему научному руководителю Лобанкову В М за научно-техническую помощь в проведении исследований и общее руководство работой, а также коллегам по работе Ханнанову Р К., Саитову Ш Ф , Гарейши-ну З.Г., Гайнуллину Д Р, Кильметову А С за участие в изготовлении СО

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследования, их научная новизна и практическая значимость, а также защищаемые научные положения

В первой главе представлен обзор современного состояния метрологического обеспечения (МО) нейтронного каротажа

Первые работы по созданию моделей пластов горных пород для целей градуировки аппаратуры радиоактивного каротажа (РК) были начаты Иванки-ным В П, Гулиным Ю А и Золотовым А В в конце шестидесятых годов прошлого столетия Необходимость стандартизации зондов НК на основе измерений в контрольных скважинах была показана работами Цирульникова В П

Работы по созданию государственных СО пористости карбонатных пород были начаты в 1979 г одновременно во ВНИШПТе (г. Раменское Московской области) под руководством А М Блюменцева и во ВНИИнефтепромгеофизике (г Уфа) под руководством В М Лобанкова В 1981 г вновь созданные рамен-ские (В Г Цейтлин) и уфимские модели пластов в виде государственных стандартных образцов (ГСО) пористости кальцитовых пород вместе с ранее построенными под руководством Ю А Гулина моделями были внесены в Государственный реестр стандартных образцов состава и свойств веществ и материалов СССР сроком на 10 лет Например, один из комплектов первых ГСО пористости (комплект ВНИИнефтепромгеофизики), построенный и внесенный в Государственный Реестр стандартных образцов СССР, имел следующие характеристики

1 ГСО-КВ-1,0%-2700-198 - стандартный образец, воспроизводящий коэффициент водонасыщенной пористости Кп = (1,0 ± 0,2) % кальцитовых пород, пересеченых скважиной диаметром (198 ± 1) мм (мраморный блок 0,95x0,96x2,32 м)

2 ГСО-КВ-20,2%-196 - стандартный образец водонасыщенной пористости Кп = (20,2 ± 0,3) % кальцитовых горных пород, пересеченных скважиной диаметром (196 ± 1) мм (насыпная однофракционная модель кальцитового пласта) Имитатор скважины представлял собой трубу из нержавеющей стали толщиной стенки 1,5 мм Высота корпуса СО была 1600 мм, а его внутренний диаметр - 1400 мм

3 ГСО-КВ-38,3%-196 - стандартный образец водонасыщенной пористости Кп = (38,3 ± 0,3) % кальцитовых пород, пересеченных скважиной диамет-

ром (196 ± 1) мм (насыпная двухфракционная модель кальцитового пласта) Имитатор скважины представлял собой трубу из нержавеющей стали толщиной стенки 1,5 мм Высота корпуса СО была 1600 мм, а его внутренний диаметр -1400 мм

Существенный вклад в решение проблемы метрологического обеспечения радиоактивных методов каротажа нефтегазовых скважин внесли работы А М Блюменцева Он разработал основные исходные научные подходы к формированию системы метрологического обеспечения радиоактивных методов каротажа, сформулировал принципы и алгоритмы метрологической аттестации методик выполнения геофизических измерений аппаратурой НК, разработал основные компоненты системы Он предложил при выполнении метрологических работ принять следующие нормальные условия измерений коэффициента пористости методом стационарного НК минералогический состав - кальцит (мрамор), заполнитель порового пространства и скважины - питьевая вода, диаметр скважины - 196 мм

Анализ зарубежного опыта создания моделей пластов, пересеченных скважиной, для градуировки аппаратуры РК показал, что зарубежные геофизики применяют преимущественно монолитные блоки естественных горных пород В шестидесятые и семидесятые годы в Американском нефтяном институте (г Хьюстон) были созданы модели пористого пласта монолитного типа на основе блоков Остинского известняка

Решению проблемы применения имитаторов пористого пласта (ИПП) для калибровки канала НТК аппаратуры ДРСТ-3-90 в производственных условиях были посвящены исследования 3 3 Ханипова

Главной технологической особенностью ранее создаваемых СО пористости было заполнение порового пространства жидкостью после засыпки твердой фракции в корпус СО снизу вверх до ее выхода на верхний уровень засыпки (метод пропитки сухого образца) Отношение объема залитой в поры жидкости к общему объему засыпки принималось за коэффициент водонасыщенной пористости Однако такая технология приготовления СО не позволяла достигнуть высокой однородности СО из-за невозможности равномерного распределения сухой мелкой фракции мрамора в пространстве между заранее засыпанной сухой крупной фракцией Кроме того, в теле такого СО после пропитки оставались пузырьки воздуха, находящиеся в ловушках нижней части крупной фракции мраморной крошки Пузырьки возникали и в пространстве между фракциями в местах с большей концентрацией мраморной муки Это также способствовало неоднородности СО по объему. В процессе эксплуатации СО за счет

различия степени прижатия скважинного прибора к стенке скважины, ударов калибруемого прибора по ней происходило уплотнение насыпного материала Это явлеиие подтверждалось тем, что через несколько месяцев эксплуатации после снятия крышки корпуса СО у стенки скважины наблюдался конус опускания материала Это означает, что со временем вещество у стенки скважины становится плотнее, чем в основном теле СО Отсутствовала также научно-обоснованная методика определения как воспроизводимого значения Кп, так и расчета доверительных границ пог решности его измерений

Таким образом, возникла необходимость дальнейшего развития и совершенствования метрологического обеспечения аппаратуры НК, создания новой методики приготовления и метрологической аттестации эталонов пористости нефтегазовых пластов Потребовалось создание широкого комплекса новых СО пористости, позволяющих строить индивидуальные градуировочные характеристики (ГХ) аппаратуры НК для разных геологических условий непосредственно на геофизических предприятиях

Во второй главе дано обоснование новой методики приготовления СО пористости и методики выполнения измерений (МВИ) коэффициента пористости и плотности СО кварцитовых и кальцитовых пород, пересеченных скважиной

Структурно СО горных пород представляет собой трехфазную среду, содержащую твердую фазу - мрамор или кварцит, жидкую фазу - воду или нефть и газообразную фазу - воздух Конструктивно СО пород монолитного типа представляет собой цилиндрический корпус из нержавеющей стали, внутри которого установлен мраморный, доломитовый или кварцитовый блок с вертикальной скважиной заданного диаметра Корпус СО и скважина заполнены питьевой водой СО пород насыпного типа представляет собой цилиндрический корпус из нержавеющей стали, внутри которого установлен один или несколько дюралюминиевых тонкостенных стаканов - имитаторов скважины разного диаметра Пространство между корпусом и имитаторами скважины заполнено мраморной или кварцитовой крошкой, мраморным или кварцевым песком и питьевой водой (или соленой водой, или соляркой, или газом) Мраморная крошка и мраморный песок могут содержать определенное количество воды и воздуха Питьевая вода может содержать растворенный в ней воздух Кроме того, незначительное количество мелких пузырьков воздуха остается в теле СО в процессе его приготовления Все эти факторы следует учитывать при построении и аттестации СО пористости

Техническая сущность и основное отличие новой методики приготовле-

ния СО насыпного типа от ранее применяемой заключается в новой последовательности заполнения корпуса СО веществом-носителем свойств и другой методике выполнения измерений параметров Сначала измеряется объем засыпки путем заливки в корпус СО воды с помощью 100 дм3 мерника до уровня контрольной отметки Затем вода полностью сливается и в пространство между внутренней стенкой корпуса и наружной стенкой тонкостенного имитатора скважины вновь заливают дозированное количество жидкости (пресной воды, соленой воды или дизельного топлива) Затем в эту жидкость засыпается расчетное количество навесок крупной фракции (слой) кальцитовой или кварцито-вой крошки, которая выравнивается и уплотняется Далее засыпается расчетное количество мраморного (или кварцевого) песка Затем специальным устройством создаются в слое горизонтальные потоки жидкости, позволяющие песку плотно заполнить поровое пространство засыпанной крошки и удалить оставшиеся мелкие пузырьки воздуха При этом верхняя часть порового пространства первого слоя крошки остается не заполненной песком на 10 - 15% Затем засыпается вторая навеска крошки, выравнивается и уплотняется После чего вновь засыпается расчетное количество песка Далее процедура засыпки продолжается до полного заполнения объема СО до уровня контрольной отметки По мере необходимости периодически в корпус СО доливается дозированный объем жидкости После полной засыпки СО измеряется объем жидкости, находящейся выше уровня засыпки крошки и песка Этот объем излишней жидкости измеряется (обычно методом косвенных измерений путем ее взвешивания и предварительного определения ее плотности) и вычитается из общего суммарного объема залитой в поровое пространство СО жидкости

Данная методика приготовления СО пористости позволила почти полностью избавиться от остававшихся в процессе пропитки СО пузырьков воздуха, так как в процессе засыпки крошки и песка они свободно выходят на поверхность жидкости Процесс освобождения от пузырьков воздуха становится визуально контролируемым Кроме того, новая технология обеспечивает высокую однородность распределения песка в пространстве между фракциями крошки путем создания специальным устройством горизонтальных потоков жидкости вдоль поверхности засыпанного слоя крошки в процессе засыпки песка Такая методика обеспечивает также высокую степень уплотнения насыпного материала СО сразу в процессе его приготовления, что гарантирует высокую стабильность аттестованных параметров СО во времени

Перечень аттестуемых параметров (характеристик) созданных СО и их определение (словесное описание) приведены в табл 1

Аттестуемое значение плочности необходимо как для градуировки аппаратуры плотностного ГГК, так и для контрольной оценки коэффициента пористости на основе измерений плотности твердой и жидкой фракций материала СО

Доверительные границы интервала для истинного значения каждого из воспроизводимых параметров определяются как симметричный интервал (со знаком ±) при доверительной вероятности 0,95 вокруг среднего значения измеряемого параметра

Таблица 1 - Перечень аттестуемых параметров (характеристик) созданных СО

№ п/ п Наименование параметра Определение параметра Диапазон для аттестованных значений Пределы абс погрешности

1 Коэффициент общей пористости Отношение объема жидкой и газообразной фазы вещества к общему объему СО при температуре + (20±2) °С от 0% до 40% ±0,3%

2 Коэффициент водонасыщен-ной (нефтена-сыщенной) пористости Отношение объема воды (нефти) в СО к общему объему вещества-носителя свойств СО при температуре +(20±2) "С от 0% до 40% ±0,3%

3 Коэффициент газонасыщенной пористости Отношение объема газа в СО к общему объему вещества-носителя свойств СО при температуре + (20±2) °С от 0% до 40% ±0,3%

4 Плотность Отношение общей массы вещества-носителя свойств СО к общему объему этого вещества при температуре плюс (20±2) °С от 2000 до 2800 кг/м3 ±20 кг/м3

При определении аттестуемых параметров СО насыпного типа применялся объемно-весовой метод измерений коэффициента общей пористости и плотности горных пород При определении аттестуемых параметров СО монолитного типа применяется метод гидростатического взвешивания керновых образцов, отбираемых в процессе бурения скважины

Для СО кальцитовых и доломитовых водонасышенных горных пород насыпного типа двухфракционного состава воспроизводимое значение коэффициента водонасыщенной пористости определяется по формуле

V +У

Кт=-——=2.100, (1)

^общ

где V, = (т +1) Уш.р ~Уост - общий объем воды, заполнившей поровое пространство СО в процессе засыпки мраморной крошки и песка до уровня контроль-

с м

ной отметки, К„„, = —=—222. - объем природной воды, оставшейся в мра-

.Щ.ОШ шоо ^ Г V

С м

морной крошке в объеме засыпки, У,мс = "" - объем природной воды, оставшейся в мраморном песке в объеме засыпки, Увбщ = п - общий объем области засыпки модели мраморной (или доломитовой) крошкой путем измерений объема воды мерниками При этом, массовое содержание воды в крошке и песке определяется лабораторным путем по разнице исходной и полностью высушенной навески крошки по формуле (в долях)

^-т __ ^крош Mf.pOWl.yX г,

¡.рош ~ > ^-тс--

т,?*ш т„е

где т - масса навески крошки или песка - исходного материала-носителя свойств, тшрашег1 - масса той же навески крошки, высушенной в термостате при температуре 105 °С в течение 24 часов

Особенностью новой методики выполнения измерений (МВИ) коэффициента пористости СО кальцитовых и доломитовых нефтенасышенных (или газонасыщенных) горных пород насыпного типа одно- и двухфракционного состава является то, что предусмотрено определение и коэффициента нефтенасыщен-ной (или газонасыщенной) пористости, и коэффициента остаточной водонасыщенной пористости, обусловленной содержанием природной воды в исходном материале Предусмотрено также полное высушивание (прокаливание) мраморной и доломитовой крошки при приготовлении СО газонасыщенной пористости

Определение доверительных границ погрешности СО, обусловленной его неоднородностью, выполнялось по следующей методике

Показатель неоднородности СО определяется на основании результатов измерений коэффициента пористости двухзондовой аппаратурой НК по тепловым нейтронам Зонд аппаратуры НК последовательно прижимается к стенке имитатора скважины по разным образующим скважины и на разной высоте от

дна корпуса СО Прижатие зонда осуществляется одной и той же стороной корпуса скважинного прибора Эти прижатия выполняются в двух взаимно перпендикулярных плоскостях по обе стороны от вертикального шва имитатора скважины

Сначала оценивается среднеквадратичное отклонение (СКО) случайной составляющей абсолютной погрешности эталонного зонда аппаратуры НК по формуле

®1дмг] = .1""~т (3)

V"-1 1=1

где К =- У А* - среднее значение коэффициента пористости, определенное по " п %

результатам измерений коэффициента пористости в одной точке контроля, п = 50 и более - общее число измерений в точке контроля случайной составляющей погрешности эталонного зонда-компаратора

После повторного измерения коэффициента пористости в остальных точках прижатия зонда как по кругу скважины, так и через каждые 10 см по вертикали фиксируются показания аппаратуры по 5 раз с одноразовым прижатием зонда к стенке имитатора скважины Затем оценивается СКО разброса показаний эталонного зонда аппаратуры НК, обусловленного неоднородностью СО и собственной случайной составляющей погрешности аппаратуры НК, по формуле

= ^ рК,-Ю2> (4)

где к У.КЫ - среднее значение коэффициента пористости, определенное по п

результатам измерений коэффициента пористости в разных точках прижатия зонда к стенке имитатора скважины по средним из пяти показаний аппаратуры в точке контроля, п - общее число точек контроля неоднородности СО

Границы абсолютной погрешности воспроизведения коэффициента пористости СО, обусловленные его неоднородностью, при доверительной вероятности 0,95 определяются по формуле

(5)

где г, - коэффициент Стыодента, который зависит от количества точек контроля неоднородности СО, при п=15 он равен 2,14, а при п=30 - равен 2,04

При определении доверительных границ погрешности измерений параметров СО учтены следующие погрешности измерений параметров СО насыпного типа погрешность мерников, погрешность весов, погрешность от неров-

ности поверхности верхнего уровня засыпки; неоднородность коэффициента пористости по объему вещества-носителя свойств СО.

Граница основной абсолютной погрешности воспроизведения коэффициента водонасыщенной пористости СО карбонатных или песчаных пород насыпного типа при доверительной вероятности не менее 0,95 определялась по формуле:

т = (6)

гДе 3„ер=0Л% - нормированный предел допускаемой относительной погрешности мерника 2-го разряда; 8ур = - оценка относительной погрешности

Н 1ас

СО, обусловленная неидеальностью поверхности уровня контрольной отметки (уровня засыпки крошки и песка и уровня заливки воды); 8тоа = -

граница относительной погрешности СО, обусловленной его неоднородностью при воспроизведении коэффициента пористости для аппаратуры НК.

Описанные выше новая методика приготовления СО пористости и плотности и выполнения измерений позволяет повысить однородность и стабильность СО пористости и плотности пластов горных пород, пересеченных скважиной.

В третьей главе описаны конструктивные особенности и технические характеристики построенных ГСО и СОП для градуировки аппаратуры НК.

Рис. 2. Модели песчаных пластов насыпного типа, диаметр 2 м и 1,4 м, высота 2 м и 1,6 м, диаметр скважин 120, 156, 216 и 295 мм.

Рис. 1. Модель калыдитового пласта (монолитный блок коелгинского мрамора, диаметр 1,3 м, высота 1,6 м, Кп = (0,8 ± 0,2)%, ас = (124,0 ± 1,0) мм

Конструктивно СО горных пород монолитного типа представляет собой цилиндрический корпус из нержавеющей стали, внутри которого установлен мраморный, доломитовый или кварцитовый блок с вертикальной скважиной заданного диаметра (рис 1) Корпус СО и скважина заполнены питьевой водой СО насыпного типа представляет собой цилиндрический корпус из нержавеющей стали, внутри которого установлены несколько дюралюминиевых тонкостенных стаканов - имитаторов скважины разного диаметра (рис 2) Пространство между корпусом и имитаторами скважины заполнено мраморной или кварцитовой крошкой, мраморным или кварцевым песком и питьевой водой (или соленой водой, или соляркой, или воздухом)

В процессе эксплуатации требуется следить за герметичностью эталонов насыпного типа Для этого в крышке корпуса СО предусмотрено отверстие с пробкой, через которую определяют уровень жидкости над поверхностью насыпного материала

Новый комплект государственных стандартных образцов свойств и состава (моделей пластов) горных пород, пересеченных скважиной, а также СО предприятия (СОП) были построены в 2004-2005 г г в корпусе эталонов ГУП ЦМИ «Урал-Гео», их параметры приведены в табл 2 Данный комплект СО «Урал-Гео» внесен в Реестр ГСО России под номером ГСО 8784-2006

Из приведенных характеристик данного комплекта СО (см табл 2) видно, что имеются 22 скважины, позволяющие зафиксировать показания аппаратуры НК с любыми зондами в разных геолого-технических условиях и построить семейство из 9-ти градуировочных характеристик (ГХ) для каждого типа зонда (НТК, ННК-т, ННК-нт)

Три градуировочных характеристики могут быть построены для чистых водонасыщенных кальцитовых пластов, пересеченных скважинами диаметром 124, 156 и 216 мм Четыре градуировочных характеристики могут быть построены для чистых песчаных пластов, пересеченных скважинами диаметром 120, 156, 216 и 295 мм По одной градуировочных характеристике могут быть построены для газонасыщенных чистых песчаников и для водонасыщенных чистых песчаников с минерализацией 150 г/л

Аттестованные значения характеристик СО пористости и плотности горных пород, пересеченных скважиной диаметром 216 мм, построенных и применяемых на некоторых крупных геофизических предприятиях (ОАО «Когалым-нефтегеофизика», в тресте Сургутнефтегеофизика, в НПФ «Оренбурггеофизи-ка», в ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика», в ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика»), приведены в табл 3

Видно, что в ОАО «Когалымнефтегеофизика», тресте «Сургутнефтегеофизика» и НПФ «Оренбурггеофизика» комплекты СО позволяют строить семейства ГХ

Таблица 2 - Параметры ГСО, построенных в ЦМИ «Урал-Гео»

Минералогический состав скелета и насыщение порового пространства Коэффиент пористости, % Плотность, кг/м3 Диаметр скважины, мм

ГСО-ПВ-16,6%-2376-120-155-216-295 Песчаник двухфракционный во донасы щенный 16,6±0,2 2376±6 120+1, 155±1, 216+1, 295+1,

ГСО-ПВ-32,5%-2118-120-155-216-295 Песчаник однофракционный водонасыщенный 32,5±0,2 2118+7 120+1, 155+1, 216+1, 295+1,

ГСО-ПВМ150-16,0%-216 Песчаник двухфракционный водонасыщенный с минерализацией 150 г/л 16,0±0,2 (2395+6) 216+1

ГСО-ПВМ150-32,7%-216 Песчаник однофракционный водонасыщенный с минерализацией 150 г/л 32,7±0,2 (2139±5) 216+1

ГСО-ГТГ-17,0%-2200-216 Песчаник двухфракционный газонасыщенный 17,0±0,2 2200+8 216+1

ГСО-ПГ 34,5%-1745-216 Песчаник однофракционный газонасыщенный 34,5±0,2 1745±6 216+1

ГСО-КВ-0,8%-2696-124 Кальцит водонасыщенный (мраморный блок) 0,8±0,2 2696±5 124+1

ГСО-КВ-0,8%-2696-156 Кальцит водонасыщенный (мраморный блок) 0,8±0,2 2696±5 156+1

ГСО-КВ-0,8%-269б-216 Кальцит водонасыщенный (мраморный блок) 0,8±0,2 2696±5 216+1

ГСО-КВ-15,9%-2437-124-156-216 Кальцит двухфракционный водонасыщенный 15,9+0,2 2437±6 124+1, 156+1, 216+1

ГСО-КВ-35,2%-2107-124-156-216 Кальцит однофракционный водонасыщенный 35,2±0,2 2107±5 124+1, 156+1, 216±1

На предприятиях корпуса вторичных СО обычно выполнены из нержавеющей стали в виде цилиндрических сосудов

Таблица 3 - Аттестованные значения характеристик СО пористости и плот-

ности горных пород, построенных на разных геофизических предприятиях

Состав скелета и порового пространства Кога-лым Сургут Оренбург Нижне-вартов Но-ябрьск

1 Кальцит монолитный водона-сыщенный 0,8±0,3 2696±9 0,8+0,3 2696±9 0,8±0,3 2696±10 0,8+0,3 2696+10 0,8±0,3 2696±Ю

2 Кальци г двухфракционный водонасыщенный - 15,6+0,3 2445±9 15,5±0,3 2445+10 14,8+0,3 2444+10 -

3 Кальцит однофракционный водонасыщенный 37,5+0,3 2062±9 33,81.0,3 2130+8 36,4±0,3 2084+9 32,8±0,3 2150+10 -

4 Песчаник двухфракционный водонасыщенный 16,0±0,3 2386+10 16,5±0,3 2376±8 16,8+0,3 2371+10 - 16,8+0,3 2371+6

5 Песчаник двухфракционный водонасыщенный - 27,1 ±0,3 2203±8 - - -

6 Песчаник однофракционный водонасыщенный 34,7±0,3 2076+10 35,1±0,3 2065+8 34,7±0,3 2076±10 - 34,7±0,3 2076±5

7 Песчаник однофракционный водонасыщенный с минерализацией 20± 1 г/л 16,7+0,3 16,9+0,3 - - -

8 Песчаник однофракционный водонасыщенный с минерализацией 20±1 г/л 33,8±0,3 35,0+0,3 - - -

9 Песчаник двухфракционный водонасыщенный с минерализацией 150±2 г/л - 16,5±0,3 - - -

10 Песчаник двухфракционный нефтенасыщенный 15,8+0,3 2350+10 16,7+0,3 2340+8 - - -

11 Песчаник однофракционный нефтенасыщенный 33,8±0,3 2028+10 34,9±0,3 2000±9 - - -

12 Песчаник двухфракционный водонасыщенный, пересеченный скважиной с колонной 146/8 мм обсаженной цементом 1850 кг/м3 16,5±0,3 2379±15 - - - -

13 Песчаник однофракционный водонасыщенный, пересеченный скважиной с колонной 146/8 мм обсаженной цементом 1850 кг/м3 33,2+0,3 2080+10 - - - -

14 Песчаник двухфракционный водонасыщенный, пересеченный скважиной с колонной 146/8 мм обсаженной гельцементом 1550 кг/м3 16,9+0,3 2380+15 - - - -

15 Песчаник однофракционный водонасыщенный, пересеченный скважиной с колонной 146/8 мм обсаженной гельцементом 1550 кг/м3 32,7±0,3 2077±10 - - - -

Имитаторы скважины в виде цилиндрических дюралюминиевых стаканов с внутренним диаметром 216 мм устанавливают на дно корпуса, рис.3.

Рис. 3. Комплект из 11 СО пористости, построенных по новой технологии в тресте «Сургутнефтегеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз».

Неоднородность СО проявляется в том, что разные области расположения материала воспроизводят разные значения воспроизводимого параметра в результате неравномерности засыпки и уплотнения материала-носителя свойств, наличия пузырьков воздуха и неравномерности уплотнения материала у стенки скважины в процессе его эксплуатации. Однако оценить неоднородность СО после его приготовления прямыми методами не представляется возможным.

Для исследования неоднородности СО используется эталонный зонд аппаратуры НК с нормированным значением предела допускаемого среднего квадратического отклонения случайной составляющей основной абсолютной погрешности не более 0,1%. Этот показатель оценивается по результатам измерений отношения счета импульсов по каналам малого и большого зондов в пресной воде. При прижатии зонда аппаратуры стационарного НК к различным участкам скважины на выходе аппаратуры фиксируются разные показания. Причем часть этого разброса показаний обусловлена нецилиндричностью стенки металлического имитатора скважины, пересекающей пласт породы, и эта часть погрешности учтена при определении неоднородности СО и является составной частью общей неоднородности.

По данной методике оценена неоднородность одиннадцати СО пористости и плотности горных пород в ЦМИ «Урал-Гео». Оценки абсолютной погрешности воспроизведения коэффициента пористости, обусловленные неоднородностью СО, не превышает 0,15%.

Таким образом, автором построено в общей сложности 48 моделей пластов для градуировки аппаратуры НК на 12 геофизических предприятиях России и СНГ. Все эти СО построены по единой методике приготовления и аттестации, что гарантирует их единообразие и обеспечивает единство измерений.

В четвертой главе представлен анализ источников погрешности измерений коэффициента общей пористости пластов аппаратурой НК, показаны результаты сличения построенных СО, а также представлены градуировочные ха-

рактсристики аппаратуры ИК для разных геолого-технических условий и их метрологический анализ.

На рис.4, 5, 6 и 7 представлены графики градуировочных характеристик аппаратуры СРК-73 и ПРКЛ-73, построенных для разных геолого-технических условий.

3 0,4 0,5 0,6 0,7

Относительный выходной сигнал

Рис.4 Градуировочные характеристики аппаратуры СРК-73 по каналу ННКт в СО пористости кварцита для диаметра скважины 216 мм и заполнением порового пространства: 1 - пресной водой; 2 - водой с минерализацией 20 г/л;

3 - нефтью (дизельное топливо);

4 - диаметра колонны 146 (толщина стенки 8мм), заполнением порового пространства пресной водой, заколонного пространства-гельцементом плотностью 1550 кг/м3

5 - то же, что и в п.4, но заколонное пространство заполнено цементом плотностью 1850 кг/м3.

Как видно из рис. 4, если использовать градуировочную характеристику для водонасыщенного кварцита при исследованиях в нефтенасыщенном пласте, то при одном и том же значении относительного выходного сигнала аппаратуры (например 0,5) значение коэффициента пористости будет завышено на 2,5% (в абсолютных единицах).

При исследованиях же в обсаженной скважине результат измерений будет завышен на 8% для гельцемента (плотность 1550 кг/м^) и на 10,5% для портландцемента (плотность 1850 кг/м3).

0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

Относительный выходной сигнал

Рис.5 Градуировочные характеристики аппаратуры СРК-73

по каналу ННКт в СО пористости кварцита для диаметра скважины 216 мм и заполнением порового пространства: 1 - водой; 2 - нефтью (дизельное топливо); 3 - водой минерализацией 25 г/л; 4-водой минерализацией 150 г/л; 5 - в СО пористости кальцита водонасыщенного диаметром скважины 216 мм

Как видно из рис.5, если использовать градуировочную характеристику для водонасыщенного кальцита (мрамор водонасыщенный), то при исследованиях в кварцитовом пласте, насыщенном пресной водой, при одном и том же значении относительного выходного сигнала аппаратуры (например 0,4) измеренное значение Кп будет занижено на 5% (в абсолютных единицах). При исследованиях же в нефтенасыщенном кварците - занижено на 4%. А при исследованиях в водонасьцценном кварците с минерализацией 150 г/л оно будет завышено на 2,5% (в абсолютных единицах).

Из рис. 6 видно: если измерения выполняются аппаратурой ПРКЛ-73 в карбонатном пласте диаметром скважины 124 мм, с градуировочной характеристикой для карбонатных коллекторов, насыщенных пресной водой и диаметром скважины 216 мм, то измеренное значение Кп будет занижено на (4-н5)% в абсолютных единицах (для относительного выходного сигнала от 0,2 до 0,5).

1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

Относительный выходной сигнал

Рис.6 Градуировочные характеристики аппаратуры ПРКЛ-73

по каналу ННКт для СО водонасыщенных кальцитов разного диаметра скважин: 1, 2 и 3 -124, 156 и 216 мм соответственно.

На рис. 7 показано семейство ГХ аппаратуры ПРКЛ-73 для кварцитовых пластов.

Рис.7 Градуировочные характеристики аппаратуры ПРКЛ-73

по каналу ННКт для СО кварцитов, разного диаметра скважин и разного насыщения: 1, 2, 3 и 4 - диаметр скважин 120, 156, 216 и 295 мм соответственно, насыщены водой; 5 -диаметр 216 мм насыщен водой минерализацией 150 г/л;. 6 -диаметр скважины 216 мм, газонасыщен.

Видно, что ГХ в газонасыщенном пласте диаметром скважины 216 мм имеет отрицательный коэффициент преобразования Если ее продлить до пересечения с осью абсцисс, то можно вычислить показания аппаратуры в монолитном кварцитовом блоке с нулевой пористостью Тогда можно приблизительно определить вид ГХ в водонасыщенном песчанике, пересеченном скважиной диаметром 216 мм в диапазоне Кп от 0% до 15%

Контроль стабильности всех вновь построенных СО во времени выполнялся ежегодно с использованием двух эталонных зондов-компараторов, построенных на основе зондов аппаратуры СРК-1 и РК5-76. Собственная стабильность этих зондов периодически контролировалась по стабильности их показаний с одним и тем же источником в воде, в имитаторе и в моделях мраморного ряда

Таким образом, получена возможность экспериментального построения ГХ аппаратуры НК на разных предприятиях для различных геолого-технических условий При этом обеспечение и гарантия единства измерений подтверждаются тем, что показания эталонных зондов-компараторов во всех построенных СО ложатся на градуировочные харктеристики, построенные с использованием ГСО, в пределах допускаемых погрешностей

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании выполненных автором исследований получены следующие результаты

1 Разработаны новые методики

- приготовления стандартных образцов общей водонасыщенной или неф-тенасьнценной пористости и плотности пластов пород насыпного типа, обеспечивающая их высокую однородность и стабильность во времени,

- метрологической аттестации этих стандартных образцов

2 Разработана методика выполнения измерений коэффициента пористости и плотности стандартных образцов кальцитовых горных пород, пересеченных скважиной, аттестованная Уральским научно-исследовательским институтом метрологии (УНИИМ) Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

3 Экспериментально построены новые градуировочные характеристики разнотипной аппаратуры Ж для

- газонасыщенного кварцитового пласта, имеющие отрицательный коэффициент преобразования, что позволяет интерпретировать данные Ж в газонасыщенных песчаных пластах,

- разного минералогического состава пластов горных пород, пересеченных скважинами разного диаметра и насыщенных нефтью и водой различной

минерализации, позволяющие построить функции влияния для их использования при интерпретации ПК в нефтегазовых скважинах

4 Изготовлены и исследованы 48 СО пористости кальцитовых и кварци-товых горных пород, пересеченных скважиной диаметром 124 мм, 156 мм, 216 и 295 мм, из них 11 СО внесены в государственный Реестр средств измерений России (раздел - стандартные образцы)

5 Усовершенствована система воспроизведения величин единиц пористости рабочими эталонами для разных геолого-технических условий на основе семейства индивидуальных градуировочных характеристик, что повышает показатели точности измерений коэффициента пористости чистых пластов-коллекторов горных пород аппаратурой НК на нефтегазовых месторождениях России

6 Обеспечено единство и требуемая точность скважинных измерений коэффициента общей водонасыщенной пористости пластов на нефтегазовых месторождениях России путем периодического контроля и увязки всех созданных СО с использованием одних и тех же эталонных зондов-компараторов и передвижной метрологической лаборатории

Основные положения диссертации опубликованы

в изданиях, рекомендованных ВАК

1 Лобанков В М, Святохин В Д Система обеспечения единства измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин// Научн -техн вестник «Каротаж-ник» -2005 -№10-11 -С 199-206

2 Святохин В Д Градуировочные характеристики стационарного нейтронного каротажа// Научн -техн вестник «Каротажник» -2008 -№5 -С 113-117

3 Лобанков В М, Святохин В Д Эталонные модели пластов и скважин для нефтепромысловой геофизики// Нефтегазовое дело -Том 5 - № 2 - 2007 -С 71-76

в других изданиях.

4 Святохин В Д Исследование неоднородности стандартных образцов пористости горных пород, пересеченных скважиной/ Информационные технологии в нефтегазовом сервисе - Тезисы докладов научной конференции -Уфа -2006 -С 97-98

5 Святохин В Д Эталонные модели пластов горных пород для геофизических предприятий/ Новая техника и технологии для геофизических исследований.-Тезисы докладов научной конференции -Секция Б VII Конгресса нефтегазо-промышленников России -Уфа -2007 -С 137-140

6 Хамитов Р А , Антонов К В , Лобанков В М, Святохин В Д Эталоны единиц

геологических параметров // Новые идеи в науках о Земле Материалы VI Международной конференции -М -2003 -Т 1 -С 274-275

7 Оборудование для метрологического обеспечения ГИС и ГТИ/ В М Лобанков, 3 Г Гарейшин, В Д Святохин и др // Информационные технологии в нефтегазовом сервисе Тезисы докладов научной конференции -Уфа -2006-С 12-14

8 Комплекс калибровочного оборудования для геофизических предприятий/ В М Лобанков, 3 Г.Гарейшин, В Д Святохин и др // Научн симпозиум «Высокие технологии в промысловой геофизике» - Уфа, - 2004 - С 56-57

9 Программно-управляемый комплекс метрологического оборудования для контроля геофизической аппаратуры/ В М Лобанков, 3 Г Гарейшин, В Д Святохин и др // В Сб VI Конгресс нефтегазопромышленников России, секция «А», Научный симпозиум «Геоинформационные технологии в нефтепромысловом сервисе» - Уфа, - 2005 - С 205-206

10 Перспективы метрологического сервиса геологоразведочных работ на нефть и газ/ Р А Хамитов, К В Антонов, В М Лобанков, 3 Г Гарейшин, В Д Святохин, А Ф. Морозов // Геолого-экономические перспективы расширения минерально-сырьевой базы Поволжского и Южного регионов Российской Федерации и пути их реализации в 2003-2010 гг.- Тезисы докладов научно-практической региональной конференции - Саратов, - 2002 -С 100-102.

11 Лобанков В.М , Святохин В Д, Семенович В А Сертификация геофизической аппаратуры и обеспечение единства измерений/ Приборы и системы разведочной геофизики СО ЕАГО - Саратов -2008 -№ 1 -С 53-54

12 СТП 3-065-2005 Методика выполнения измерений параметров стандартных образцов двухфракционного состава и свойств капьцитовых горных пород, пересеченных скважиной/ Святохин В Д -Уфа -2005 -11с

Подписано в печать 15 05 2008 г Формат 60x84'/i6 Уел печ л 1,4 Бумага офсетная Гарнитура Times Тираж 100 зга Заказ №37-08 Печать методом ризографии

Г Уфа, РБ, 450078, ООО «Мастер-Копи» Айская, 46

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Святохин, Виктор Дмитриевич

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР МЕТОДОВ И СРЕДСТВ

МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ АППАРАТУРЫ СТАЦИОНАРНОГО НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Анализ конструктивных особенностей и характеристик средств МО 12 аппаратуры стационарного НК

1.2. Анализ существующих методик приготовления СО пористости

1.3. Анализ методик метрологической аттестации СО пористости 23 ЬА. Выводы и постановка задач исследования

Глава 2. ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ

ПРИГОТОВЛЕНИЯ СТАНДАРТНЫХ ОБРАЗЦОВ ПОРИСТОСТИ И

I ' 1 •

МЕТОДИКИ ИХ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ АТТЕСТАЦИИ

2.1 Обоснование методики пригртовления СО насыпного типа. ч'.'Ми . V.осооо;пп¡ч.I .-I

2.2. Методика определения коэффициента пористости СО монолитного 35 типа

2.3. Методика выполнения измерений при определении коэффициента 37 пористости СО насыпного типа

I I . .1 I .с

2.4. Методика определения коэффициента водонасышенной пористости 39 однофракционного СО >кальцитовых пород

2.5. Методика определения коэффициента газонасышенной пористости 41 однофракцйонного'СО кальцитовыхшород

2.6. Методика определения коэффициента водонасышенной пористости 42 двухфракционного СО кальцитбйьчхтород!' » - С ' • ^

2.7. Методика определения коэффициента газонасышенной пористости 44 двухфракционного СО кальцитовых> пород

2.8. Методика определения коэффициента водонасышенной пористости 45 одно и двухфракционного'СО'пебчаных пород.

• ' >П Ю!

2.9. Методика определения коэффициента газонасыщенной пористости 46 одно и двухфракционного СО песчаных пород

2.10. Методика определения доверительных границ погрешности СО, 47 обусловленной его неоднородностью

2.11. Методика определения доверительных границ погрешности 49 измерений параметров СО

2.12. Результаты и выводы

Глава 3. РАЗРАБОТКА СТАНДАРТНЫХ ОБРАЗЦОВ ПОРИСТОСТИ 53 ГОРНЫХ ПОРОД, ПЕРЕСЕЧЕННЫХ СКВАЖИНОЙ' м '!,;.:' ■;;>(!};!!юн - . . . ' к .и

3.1. Разработка государственных стандартных образцов пористости горных пород, пересеченных скважинами разного диаметра . с : .„мнх >

3.2 Разработка стандартных образцов пористости горных пород для

• й'\ • и. ! ) 1!' и, ч 'Д геофизических, предприятий

1 ! ' "шг V ери !!,' ',ч , . "' •'

3.3. Влияние нецилиндричности скважины стандартного образца пористости на погрешности воспроизводимых значений

3.4. Результаты и выводы . . ^ и ; V: . {

1- • ' а1ч-111 !Ы\ски \ ■

Глава 4. СЛИЧЕНИЕ ЭТАЛОНОВ ПОРИСТОСТИ И ПОСТРОЕНИЕ

ГРАДУИРОВОЧНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ДЛЯ РАЗНЫХ ГЕОЛОГО

ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ п;; , :;> • ■ 11,1 \ к >0'' 1 !' ' '

4.1. Анализ источников погрешности измерений коэффициента общей 89 пористости' аппаратурой' НК

4.2. Построение и анализ градуи^овочных характеристик аппаратуры НК для разных геолого-технических условий с использованием разработанных эталонов пористости

I ч Л1 I'.

4.3. Сличение построенных и существующих эталонов пористости

4.4. Результаты и выводы ,, , Ю : . ч ) 1 ! > Л I

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование метрологического обеспечения нейтронного каротажа нефтегазовых скважин"

Актуальность проблемы

Нефть и газ - главные энергетические и сырьевые ресурсы России. Коэффициент пористости пласта - один из основных подсчетных параметров запасов нефти и газа [1, 2, 9, 14, 16, 20, 62]. От точности его определения зависят погрешности подсчета запасов углеводородного сырья на нефтегазовых месторождениях [18, 19, 28, 37, 78, 79]. Одним из основных методов измерений коэффициента общей пористости является, нейтронный каротаж (НК) [15, 21, 22,27,30,31,39]. » t i ! ; ■ i

Исходные эталоны (модели пластов на основе мрамора) для градуировки' аппаратуры!ЫЮ [60}> 6й64^66$«67, 83], созданные в 1981 году во ВНИИЯГГе, ВНИИнефтепромгеофизике и ВНИИГИСе в виде государственных стандартных образцов, (ГСО) состава- и свойств карбонатных пород, пересеченных скважиной; i выработали свой ресурс .'и< их5 первоначальные показатели точности в,современных условиях не гарантированы. Кроме того, за нормальные условия i градуировки, аппаратуры-НК ~'[57]<вэтйх^-эталонах был> принят^диаметр геологоразведочных скважины 196 мм,' в то время как нефтегазовые1 скважины эксплуатационного бурения имеют диаметр 216 мм, а при бурении боковых стволов требуется выполнить^нейтронный каротаж в скважинах диаметром 124 и 166 мм [4]./Гехнолоп№ приготовления' СО ¡^-методика их метрологической аттестации были также несовершенны^ [51]v Наличие ограниченного перечня устаревших СО и отсутствие на современном этапе необходимых высокоточных , первичных1-и ,вторичных эталонов; общей пористости горных пород не способствует единству и обеспечению требуемой точности измерений коэффициента! ü общей - пористости ¡-нефтегазовых : пластов, 'не позволяет экспериментально строить' градуировочные* характеристики (ГХ) \ аппаратуры НК для разных рабочих геолого-технических условий измерений в скважинах

46,52,85-88].ж.i,. ■ ' -;,. : ¡.ри, «./¡ч . . . .,•••-:. . .

•;• • : • чс. ':;v)inci! ;!.' 'с 1 '. ' ; • - • м .

С целью создания условий для надлежащего исполнения Закона Российской Федерации "Об обеспечении единства измерений", Постановления правительства РФ от 02.02.98 № 132. "Об утверждении положения о государственном контроле за геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр", письма Министерства природных ресурсов России комитетам природных ресурсов, региональным геологическим центрам, Геолкомам № НП-61/5084 от 31.12.98 «О метрологическом обеспечении работ», а также повышения эффективности разведки и добычи полезных ископаемых (нефти и газа) в Республике Башкортостан (г. Уфе) был создан специализированный Центр метрологических исследований «Урал-Гео» [81].

На него возложены задачи по осуществлению научно-методического руководства «метрологической службой геофизических предприятий в России обеспечение!I единства' 'Тй ктребуемой нточности' измерений при проведении геофизических работ на месторождениях полезных ископаемых.

Анализ состояния метрологического обеспечения ГИС на предприятиях России показал [46], -что существующие исходные средства измерений коэффициента пористости плотности горных пород были изготовлены 25 лет тому назад, морально "уотарели^ имеют<-значительный 4 физический износ скважин и не4 обеспечивают ^требуемую точность воспроизвёдения этих параметров. Такое состояние метрологического обеспечения ГИС не способствует' достоверности.: поисков, и разведки месторождений полезных ископаемых". Требуется фазработка ^ »новых > технических- 'средств обеспечения единства и требуемой точности» измерений параметров пластов и скважины на основе совершенствования методик и технологий приготовления и метрологической аттестации 1 ^стандартных образцов горных • пород, пересеченных скважиной [6, 7, 8].

1; Актуальность' данной ¡работы обусловлена ^необходимостью: дальнейшего повышения уровня метрологического обслуживания аппаратуры^ НК на геофизических предприятиях [24, 47], исполнения Закона РФ «О недрах» и Закона РФ^ «Об обеспечении единства измерений», а также необходимостью и'1 ч ¡) )\О. е 1 рл ,р£Н.О11м. ,1м. >1. . "к . . .».и

МП '' П ',\1 'IV ' ' 1 обеспечения конкурентоспособности отечественной геофизике на основе современных государственных эталонов пористости пород при вступлении России во Всемирную торговую организацию (ВТО) [52].

Цель работы

Повышение точности скважинных измерений коэффициента пористости нефтегазовых пластов в различных геолого-технических условиях.

Задачи исследования

1. Обоснование и разработка новой методики приготовления СО пористости'! и<>п■плотности'ссмгорных о 'пород;'м"пересеченных - скважиной; обеспечивающей высокую'степень-однородности коэффициента пористости по всему объему вещества-носителя свойств СО насыпного типа.

2. Разработка методики метрологической аттестации СО насыпного типа применительно* к-новой технологии изготовления СО общей пористости и плотности горных пород; пересеченных'скважиной.' \о м-фп-ик-. I !.•

3. Изготовление • и ' метрологические исследования комплекса СО пористости водонасыщенных, нефтенасыщенных и газонасыщенных кальцитовых и кварцитовыхипород, пересеченных скважиной диаметром 124, 156'И 216 мм. -I И'.ЧИЮСШ юрны\ !< 1 ' > ■(•:■>' -'Ч . ' !Ч1( 4. Построение семейства > градуировочных характеристик аппаратуры НК применительно к различным- геолого-техническим условиям и их метрологический анализ! и .1 ч.еми' * -ч>

Конструктивно и • - методически целесообразно создавать СО, воспроизводящие одновременно; ши-1Х коэффициент общей пористости, и объемную 1 плотность • горных'' пород: Однако вопросы метрологического обеспечения аппаратуры плотностного гамма-гамма-каротажа являются отдельным! самостоятельным! объектом> исследований и в задачи настоящей диссертационной работы не входят.

Методы исследования: • р ь -1р I

Метрологический анализ методов и средств измерений коэффициента

V I] ни. ' • ;ре\^'1ШО !1 ;:< к •• " - ' • \ общей пористости пластов горных пород геофизическими методами.

Теоретическое обоснование и. разработка методики создания; эталонов общей пористости и плотности пластов горных пород, пересеченных скважиной.

Экспериментальные метрологические исследования созданных СО и различных типов аппаратуры НК, статистические методы обработки экспериментальных данных. . . ■ :

Научная новизнафаботы:

1. Обоснована и разработана новая методика приготовления и; метрологической •• ¡аттестации' ь;х стандартных образцов1 водонасыщенной (нефтенасыщенной)- общей I пористости I и плотности пластов насыпного типа, обеспечивающая их высокую 'однородность» и стабилвность'во времени за1 счет исключения образования пузырьков воздуха, более равномерного распределения и повышениящлотности^упаковки фракций. . .

2. Впервые выявлена-1 ■ существенная^; составляющая погрешности воспроизведения! ¡х . коэффициента пористости, обусловленная? нецилиндричностью; скважиньп:СО! и неоднозначностью прижатия зонда к стенке скважины 00. Обосновано требование к допускаемой непрямолинейности- образующей стстенки скважины СО по ',;ее 'длине-искривление образующей «е (должно превышать 1 мм на 1 м ее длины, исходя из с допускаемой) основной олабйшпотной - погрешности пс^воспроизведения коэффициента пористости'±0;2%.

3. Впервые: экспериментально построены градуировочные характеристики разнотипной ^аппаратуры НК для чистого газонасыщенного кварцитовото! <пласта, имеющие 1 отрицательный "> коэффициент преобразования (наклон ГХ к./оси! абсцисс"/более 90 градусов), что позволяет интерпретировать данные НК в газонасыщенных кварцитовых пластах. <

•: 1: 4;1 Экспериментально: получены ^ новые градуировочные ■ характеристики современной разнотипной • аппаратуры НК для разного минералогического состава пластов горных, пород, пересеченных скважинами» (разного диаметра и насыщенных нефтью и водой разной минерализации, позволяющие построить функции влияния для их использования при интерпретации НК в нефтегазовых скважинах.

Основные защищаемые положения:

1. Методика приготовления ' высокооднородных и высокостабильных эталонов общей пористости и плотности горных пород насыпного типа, которая позволяет уменьшить пределы их допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения коэффициента общей пористости до ±0,2% .

2. Семейство градуировочных характеристик разнотипной аппаратуры Ж, построенных с использованием новых эталонных моделей пластов для разных геолого-технических условий, характеризующихся различным сочетанием химического состава скелета горных пород (чистые кварцитовые и чистые кальцитовые^породы*),-«разного, заполнителя порового пространства (вода пресная'! и соленая^'нефт®, газ)'>>ин-разного '^номинального диаметра скважины.

Практическая ценность и реализация работы

Ценность работы 'заключается'в -получении возможности: построения^ и применения^еградуировозных!Охарактеристик^ 'аппаратуры' НК"-для' 'разных геолого-технических уоловий'-ппри' исследованиях нефтегазовых ^ пластов (прежде строилась одна характеристика или использовалась «методика двух опорных пластов»);' определения влияния (функций влияния) разных геолого-технических условий в случае использования одной характеристики (кальцит водонасыщенный). 1-пая. иефп>. пп) п . чи с> пы I м ¡.ш »

В результате проведенных исследований разработан и внедрен в ГУЛ Центр Метрологических Исследований (ЦМИ) «Урал-Гео» научно-обоснованный комплекс Государственных стандартных образцов пористости и плотности;я горных' по ж упор©д,х;1рересеченных;ш-скважиной, пч внесенных;" в Государственный реестр стандартных образцов России (№ ГСО 8784-2006) в 2006 г. В 2001 году ГУЛ ЦМИ «Урал-Гео» был аккредитован Госстандартом России, а В12006'г.1 Федеральным! агентством по техническому регулированию и

1 I II 1 метрологии на техническую-компетентность при выполнении калибровочных работ в области ГИС, включая нейтронный каротаж.

Вторичные рабочие эталоны пористости и плотности кварцитовых и кальцитовых горных пород (СО предприятий - СОП) изготовлены, аттестованы и применяются в ОАО «Алросса» (2001 г.), ОАО «Когалымнефтегеофизика» (2003 г.), ОАО «Газпромнеф'ть-Ноябрьскнефтегазгеофизика» (2003 г.), ОАО «Оренбургтазгеофизика» (2004 г.), ОАО «Башнефтегеофизика» (2005 г.), ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика» (2006 г.), Тресте «Сургутнефтегеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз» (2007 г.). Аналогичные СО пористости поставлены геофизикам Узбекистана¡(г:<Ташкент, 2001 г.) и Белоруссии (г. Речица, 2005 г.). ,м Апробация работыо" • i неГпромп'.'Г» . ,.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований , докладывались м на: -научно-практической региональной конференции ^ «Геолого-экономические1 перспективы расширения минерально-сырьевой б'аЬ^Шойблжскога^ чЮксного^егионов Российской; Федерации и 'пути их реализации В" 2003-2010' 1гг.» '(г\С Саратов, 2002); научном 'симпозиуме «Высокие технологии в промысловой^ геофизике» (г. Уфа, 2004); научном симпозиуме «Геоинформационныё технологии в нефтепромысловом сервисе» (г.-".Уфа, 2005); .научной- ¡конференции «Информационные технологии в нефтегазовомп\\\ сервисе» (г. Уфа, 2006); научной конференции «Информационные технологии в нефтегазовом сервисе» (г. Уфа, 2007).

Публикации • > Основные • ■ научные)оvположения и практические результаты диссертационной работы'опублйкованвцв' 12 печатных работах,>bi том числе!три опубликованы в изданиях/рекомендованных ВАК.

В основу диссертации, положены исследования и работы, выполненные лично авторомрвиРУИ ЦМИ||«Урал-Гео», начиная с 2000' г; Автор; являлся заведующим отделом эталонов и ответственным исполнителем работ по изготовлению новых-первичных TCOi пористости, и плотности в г. Уфе и всех новых рабочих СОП'м на геофизических предприятиях Россйи ' и СНГ. > i.t I иы \ ■ I« ' I; и I о ; ч' i ■ • ьп: 4 и;.\чмыс no-KV/ico, i ют;.). оаГчиы oii\ujHK4Hiaiu>i n >

Экспериментальные исследования всех созданных СО и обработка результатов выполненных измерений проведены автором. Анализ результатов исследований проведен совместно с научным руководителем.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Общий объем работы, включая 20 рисунков, 30 таблиц и список литературы из 90 наименований, составляет 112 страниц. В приложениях приведены копии свидетельства на ГСО и аттестат на МВИ коэффициента пористости СО.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Святохин, Виктор Дмитриевич

1.4. Выводы и постановка задач исследования

На основании выполненного анализа современного состояния технических средств метрологического обеспечения стационарного НК нефтегазовых скважин, методик: приготовления СО пористости и плотности, а также методик их метрологической аттестации, можно сделать следующие основные выводы:

1. С момента появления в комплексе ГИС аппаратуры стационарного НК в СССР и за рубежом было создано для нее небольшое количество моделей пластов монолитного и насыпного типа. Эти модели в виде СО пористости играют роль эталонов, воспроизводящих с высокой точностью химический состав и коэффициент общей пористости пластов. Однако они создавались разными специалистами в разных организациях по разным не аттестованным методикам их приготовления и метрологических исследований. Их сличение официально также не проводилось.

2. Единство измерений коэффициента общей пористости пластов методами НК обеспечивалось использованием однотипных СО пористости, созданных на основе коелгинского мрамора. За нормальные условия градуировки аппаратуры НК в этих СО был принят диаметр геологоразведочных скважин 196 мм. В то же время, нефтегазовые скважины эксплуатационного бурения имеют диаметр 216 мм, а при бурении боковых стволов требуется выполнить нейтронный каротаж в скважинах диаметром 124 мм и 156 мм. Кроме того, все созданные ранее СО выработали свой ресурс и их первоначальные показатели точности в современных условиях не гарантированы.

3. Применение имитаторов пористости в виде герметичных стальных цилиндрических стаканов допустимо только при калибровке аппаратуры НК при условии высокой стандартности зондов НК, что на практике не выполняется. Кроме того, передача единиц коэффициента пористости имитаторам может осуществляется только от первичных или вторичных эталонов пористости в виде физических моделей пластов горных пород, пересеченных скважиной.

4. Существующая методика приготовления СО насыпного типа на основе засыпки в корпус СО сухих фракций мрамора, доломита или кварцита и использования «метода пропитки» не позволяли создать высокооднородные и высокостабильные эталоны пористости пластов.

5. Методика метрологической аттестации СО насыпного типа также оказалась несовершенной, так как не позволяла учитывать степень высыхания исходных пористых веществ-носителей свойств. Требовалась научно-обоснованная методика определения как воспроизводимого значения Кп, так и расчета доверительных границ погрешности его измерений.

6. Отсутствие в распоряжении метрологической службы ГИС широкого набора моделей песчаного, кальцитового и доломитового пластов, пересеченных скважинами разного диаметра и воспроизводящих коэффициент общей водонасыщенной пористости, не позволяет строить градуировочные характеристики аппаратуры НК разных модификаций для разных геолого-технических условий.

На основании полученных выводов сформулированы следующие задачи исследования:

1. Обоснование и разработка новой методики приготовления стандартных образцов пористости пород, пересеченных скважиной, обеспечивающей высокую степень однородности коэффициента пористости по всему объему вещества-носителя свойств стандартных образцов насыпного типа и высокую их стабильность во времени.

2. Разработка методики метрологической аттестации стандартных образцов насыпного типа применительно к новому способу их приготовления, позволяющей учитывать степень высыхания пористой крошки и песка, засыпаемых в кррпус стандартных образцов.

3. Изготовление и метрологические исследования нового комплекса стандартных образцов общей пористости водонасыщенных (с разной мнерализацией), нефтенасыщенных и газонасыщенных кальцитовых и кварцитовых пород, пересеченных скважиной диаметром 124, 156 и 216 мм.

4. Построение на основе созданных стандартных образцов семейства градуировочных характеристик аппаратуры стационарного нейтронного каротажа применительно к различным геолого-техническим условиям и их метрологический анализ.

Глава 2. ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПРИГОТОВЛЕНИЯ СТАНДАРТНЫХ ОБРАЗЦОВ ПОРИСТОСТИ И МЕТОДИКИ ИХ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ АТТЕСТАЦИИ

2.1. Обоснование методики приготовления СО насыпного типа.

Комплекс СО для аппаратуры стационарного НК помимо монолитных блоков включает СО насыпного типа, так как однородные монолитные блоки горных породы с большой (около 40%) и средней (около 15-20%) пористостью в реальной природе встречаются редко.

СО насыпного типа делятся на однофракционные с Кп от 33 до 38% и двухфракционные - с Кп от 14 до 17% .

Они должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1. Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности воспроизведения коэффициента общей водонасыщенной (нефтенасыщенной, газонасыщенной) пористости должны быть не более ±0,4%.

2. Высокая стабильность СО во времени [73]. Изменения абсолютной погрешности не более 0,1% в год.

3. Высокая однородность физических параметров по объему СО. Размах изменения абсолютной погрешности при прижатии эталонного зонда аппаратуры НК в пределах допустимой области его размещения в скважине СО не должен превышать 0,2%.

4. Химическая чистота породы, образующей скелет пласта и отсутствие примесей в породе с аномальным сечением захвата нейтронов.

5. Достаточные габаритные размеры СО с точки зрения влияния его конечных размеров на результаты измерений аппаратурой НК в сравнении с пластом бесконечных размеров.

Требования 4 и 5 достаточно полно были обоснованы в работах A.M. Блюмецева [5]. Поэтому в данной работе затрагиваются в основном только первые три пункта перечисленных требований. В них кроются резервы в улучшении качественных параметров СО, использование которых приведет к повышению точности измерений аппаратурой НК при исследовании в нефтегазовых скважинах.

Структурно СО горных пород представляет собой трехфазную среду, содержащую твердую фазу - мрамор или другую породу, жидкую фазу — воду или нефть и газообразную фазу - воздух [34].

Конструктивно СО горных пород монолитного типа представляет собой цилиндрический корпус из нержавеющей стали, внутри которого установлен мраморный, доломитовый или кварцитовый блок с вертикальной скважиной заданного диаметра. Корпус СО и скважина заполнены питьевой водой.

СО горных пород насыпного типа представляет собой цилиндрический корпус из нержавеющей стали, внутри которого установлены один или несколько дюралюминиевых тонкостенных стаканов — имитаторов скважины разного диаметра. Пространство между корпусом и имитаторами скважины заполнено мраморной или кварцитовой крошкой, мраморным или кварцевым песком и питьевой водой (или соленой водой, или соляркой, или газом). Мраморная крошка и мраморный песок могут быть пористыми и содержать определенное количество воды и воздуха. Питьевая вода может содержать растворенный в ней воздух. Кроме того, некоторое количество мелких пузырьков воздуха остается в теле СО в процессе его приготовления.

Перечень аттестуемых параметров (характеристик) СО и их определения приведены в табл. 9. Доверительные границы интервала для истинного значения каждого из воспроизводимых параметров СО будем определять как симметричный интервал (со знаком ±) при доверительной вероятности 0,95 вокруг среднего значения измеряемого параметра.

При определении аттестуемых параметров СО насыпного типа ! применяется объемно-весовой метод измерений коэффициента пористости и плотности горных пород. I 1

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании выполненных автором исследований получены следующие результаты:

1. Разработаны новые методики:

- приготовления стандартных образцов общей водонасыщенной или неф-тенасыщенной пористости и плотности пластов пород насыпного типа, обеспечивающая их высокую однородность и стабильность во времени;

- метрологической аттестации этих стандартных образцов.

2. Разработана методика выполнения измерений коэффициента пористости и плотности стандартных образцов кальцитовых горных пород, пересеченных скважиной, аттестованная Уральским научно-исследовательским институтом метрологии (УНИИМ) Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.

3. Экспериментально построены новые 1радуировочные характеристики разнотипной аппаратуры НК для:

- газонасыщенного кварцитового пласта, имеющие отрицательный коэффициент преобразования, что позволяет интерпретировать данные НК в газонасыщенных песчаных пластах;

- для разного минералогического состава пластов горных пород, пересеченных скважинами разного диаметра и насыщенных нефтью и водой различной минерализации, позволяющие построить функции влияния для их использования при интерпретации НК в нефтегазовых скважинах.

4. Изготовлены и исследованы 48 СО пористости кальцитовых и кварци-товых горных пород, пересеченных скважиной диаметром 124 мм, 156 мм, 216 и 295 мм, из них 11 СО внесены в государственный Реестр средств измерений России (раздел - стандартные образцы).

5. Усовершенствована система воспроизведения величин единиц пористости рабочими эталонами для разных геолого-технических условий на основе семейства индивидуальных градуировочных характеристик, что повышает показатели точности измерений коэффициента пористости чистых пластов-коллекторов горных пород аппаратурой НК на нефтегазовых месторождениях России.

6. Обеспечено единство и требуемая точность скважинных измерений коэффициента общей водонасыщенной пористости пластов на нефтегазовых месторождениях России путем периодического контроля и увязки всех созданных СО с использованием одних и тех же эталонных зондов-компараторов и передвижной метрологической лаборатории.

- N

1 <

I" - х

V 4'

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Святохин, Виктор Дмитриевич, Уфа

1. Азаматов В. И., Свихнушин Н. М. Методы излучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. М.: Недра, 1976.- 216с.

2. Александров Б.JT. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими методами. М.: Недра, 1979.- 200с.

3. Блюменцев A.M., Калистратов Г.А.,.Гулин Ю.А., Лобанков В.М. Состояние и перспективы развития метрологического обеспечения аппаратуры нейтронного каротажа// Сб. «Геофизическая аппаратура», вып. 77.- М.-1983.-С. 122-128.

4. Блюменцева А. М., Цирульников В.П. Эталонная информация в системе метрологического обеспечения ГИС. Научно-технический вестник «Каро-тажник».-2005.-№ 86.-126-132с.

5. Генри Б. Кричлоу. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования: Пер. с англ.- М.: Недра,- 1979.- 303с.

6. ГОСТ 8.009-72 ГСИ. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений.

7. ГОСТ 8.010-72 ГСИ. Общие требования к стандартизации и аттестации методик выполнения измерений.

8. ГОСТ 16263-70. Метрология. Термины и определения.

9. ГОСТ 22609-77. Геофизические исследования в скважинах. Термины, определения и буквенные обозначения.

10. Дахнов ВН. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Ученик для Вузов.- Изд. 2-е.- М.: Недра, 1982.- 448с.

11. Дахнов В. Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород.- М.: Недра, 1975.- 344с.

12. Дебранд Р. Теория и интерпретация результатов геофизических методов исследования скважин: Пер. с франц.- Под. ред. В. II. Дахнова.- М.: Недра, 1972.-288с.

13. Дембицкий С.И. Оценка и контроль качества геофизических измерений в скважинах. -М.: Недра, 1991. 204с.

14. Деч В.Н., Кноринг Л.Д. Нетрадиционные методы комплексной обработки и интерпретации геолого-геофизических наблюдений в разрезах скважин,- JL: Недра, 1978.- 192с.

15. Дементьев Л.Ф., Акбашев Ф.С., Файнштейн В.М. Изучение свойств неоднородных терригенных нефтеносных пластов.- М.: Недра, 1980.- 213с.

16. Дементьев Л.Ф., Шурупов Ю.В., Азаматов В.И.и др. Оценка промышленных запасов нефти, газа и газоконденсата.- М.: Недра, 1981.-380 ст.

17. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований.скважин.- М.: Недра, 1977.- 432с.

18. Добрынин В.М., Венделыптсйн Б.Ю., Резванов P.A., Африкян А.Н. Промысловая геофизика. Учебник для вузов.Под ред. Добрынина В.М., Лазутиной Н.Е.- М.: ФГУП Изд-во Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. -2004.-400с.

19. Жувагин И. Г., Лаптев В. В., Калистратов Г. А., Лобанков В. М. Состояние метрологического обеспечишя геофизических средств измерений на предприятиях Миннефтепрома// Измерительная техника.- 1977.- № 8,- С.10-14.

20. Зунделевич C.M., Перьков H.A., Фельдман И.И. Промысловая геофизика. Перевод с английского. М.: Недра, 1970.-256с.

21. Ильинсккий В.М., Лимберг Ю.А. Геофизические исследования коллекторов сложного строения. М.: Недра, 1981,- 208с.

22. Ингерман В.Г. Автоматическая интерпретация результатов каротажа скважин.- М.: Недра, 1978.- 389с.

23. Итенберг С.С. Интерпретация результатов каротажа скважин. М.: Недра, 1978.- 389с.

24. Итенберг С.С., Дакхильгов Т.Д. Геофизические исследования в скважинах. -М.: Недра, 1982.-351с.

25. Кантор С.А., Кожекников Д.А., Поляченко А.Л., Шимелевич Ю.С. Теория нейтронных методов исследования скважин. М.: Недра,. 1985.-224с.

26. Кобранова В.Н. Петрофизика. Учебник для вузов.- 2-е изд.-. М: Недра, 1986.-391с.

27. Кожекников Д.А. Нейтронные характеристики горных пород и их использование в нефтегазопромысловой геологии. М.: Недра, 1982.-222с.

28. Кондрашов А.П., Шестопалов Е.В. Основы физического эксперимента и математическая обработка результатов измерений. Учебник для техникумов. -М.: Атомиздат, 1977.- 220с.

29. Копытов A.B. Об ошибках при подсчете запасов нефти и газа объемным методом// Оценка точности определения параметров залажей нефти и газа.- М.: Недра, 1965,-587с.

30. Короткое В.П., Тайц Б.А. Основы метрологии и теории точности измерительных устройств. М.: Издательство стандартов, 1978.- 352с.

31. Кривко H.H. Аппаратура геофизических исследований скважин: Учеб. Для вузов -М.: Недра, 1991 384с.

32. Кузнецов В.А., Исаев Л.К., Шайко И.А. Метрология. -М.: ФГУП «Стандар-тинформ», 2005.-300с.

33. Ларионов В.В.,Резванов P.A. Ядерная геофизика и радиометрическая разведка. М.: Недра, 1988.- 322с.

34. Латышова М.Г., Венделыитейн Б.Ю., Тузов В.П. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1975.- 272с.

35. Латышова М.Г., Дьяконова Т.Ф. Способ статистической обработки и контроля качества промыслово-геофизических данных по месторождениям нефти и газа. Обзор. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз. - М.: Изд. ВНИИОЭНГ, 1978.-43с.

36. Лобаиков В. М. Аттестация методик выполнения измерегаш параметров нефтегазовых залежей//Метрологическая служба СССР.-1983.-вып.12.-С.16-21.

37. Лобанков В. М. Метрологические аспекты повышения эффективности исследований нефтегазовых коллекторов// Исследование коллекторов сложного строения, техника и методика,- Уфа, 1982.- С. 125-132. (Труды ВНИИнеф-тепромгеофизика).

38. Лобанков В.М Метрологический анализ измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин//Геофизика.-2002.-№ 3.-С.73-77.

39. Лобанков В.М. Метрологическое обеспечение скважинных измерений// Геофизика.- 2000.-спец. выпуск.-С.50-55.

40. Лобанков В.М., Гарейшин З.Г., Святохин В.Д. и др. Комплекс калибровочного оборудования для геофизических предприятий/ // Научн. симпозиум «Высокие технологии в промысловой геофизике». Уфа, - 2004. - С.56-57.

41. Лобанков В.М., Святохин В.Д Система обеспечения единства измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин// Научно-техш1ческий вестник «Каротажник». -2005. -№ 10-11 .-С. 199-206.

42. Лобанков В.М., Святохин В.Д Эталонные модели пластов и скважин длянефтепромысловой геофизики// Нефтегазовое дело.-Том 5.- № 2. 2007.-С.71-76.

43. Лобанков В.М., Святохин В.Д., Семенович В.А. Сертификация геофизической аппаратуры и обеспечение единства измерений/ Приборы и системы разведочной геофизики.-2008.-№ 1, СО ЕЛГО.- Саратов.-С.53-54.

44. Лобанков В.М., Широков В.Н. Методические указания по метрологическомуобеспечению промыслово-геофизической аппаратуры// М.: Изд. МИНГ им. И.М. Губкина.-1987.- 55с.

45. Лобанков В.М., Гарейшин З.Г., Святохин В.Д., Подковыров A.B., Морозов А.Ф. Комплекс калибровочного оборудования для геофизических предприятий// Научн. симпозиум «Высокие технологии в промысловой геофизике».-Уфа.- 2004.- С.56-57

46. Лобапков В.М., Калистратов Г.А. Метрологическое обеспечеш!е геофизических средств измерений. Уфа.- 1981.- 64с.

47. Метрологическое обеспечение производства: конспект лекций / Под ред. А.

48. A. Тупиченкова. М.: Изд-во стандартов, 1982.- 248с.

49. МИ 1062-85 ГСИ. Влагомеры горных пород нейтронные скважшшые. Методика поверки.-Уфа.-ВНИИнефтепромгеофизика.-1986.-17с.

50. МУ 41-06-074-86. Методические указания. Стандартные образцы для метрологического обеспечения геофизической скважинной аппаратуры. Методика аттестации.

51. Оборудование для метрологического обеспечения ГИС и ГТИУ

52. B.М.Лобанков, З.Г.Гарейпшн, В.Д.Святохин и др.// Информационные технологии в нефтегазовом сервисе: Тезисы докладов научной конференции. -Уфа.-2006.-С. 12-14.

53. ОСТ 39-083-79 Аппаратура промыслово-геофизическая. Основные параметры и размеры. М.: Изд. Миннефтепрома СССР.-1979.

54. ОСТ 39-100-80 Аппаратура геофизическая скважинная. Общие технические условия. /М.: Изд. Миннефтепрома CCCP.-1980.-27c.

55. Оценка промышленных запасов нефти, газа и газоконденсата/ Дементьев Л.Ф., Шурупов Ю.В., Азаматов В.И. и др.- М.: Недра, 1981.- 380с.

56. Померанц Л.И., Чукин В.Т. Аппаратура и оборудование для геофизических методов исследования скважин.- М.: Недра, 1978.- 293с.

57. РД 39-4-940-83 Ведомственная поверочная схема для скважинных средств измерений плотности горных пород. -Уфа:-НИИНефтепромгеофизика.-1984.

58. РД 39-4-941-83 Ведомственная поверочная схема для скважинных средств измереш!Й водонасыщеппой пористости горных пород-Уфа:-НИИНефтепромгеофизика.-1984.

59. РД-153-39.0-072-01.Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовыых сквжи-нах.- М.:- Минэнерго России, 2001.- 271 с.

60. Ржевский В.В., Новие Г.Я. Основы физики горных пород. М.: Недра, 1973.-285с.

61. Святохин В.Д. Градуировочные характеристики стационарного нейтронного каротажа//Hay чн.-техн. вестник «Каротажи и к».-2008.-№5.-С. 113-117.

62. Святохин В.Д. Исследование неоднородности стандартных образцов пористости горных пород, пересеченных скважиной/ Информационные технологии в нефтегазовом сервисе. Тезисы докладов научной конференции.-Уфа.-2006.-С.97-98.

63. Семенко Н.Г., Силин A.B. Стандартные образцы состава и свойств веществ и материалов. М.: Издательство стандартов, 1978.- 56 с.

64. Современная ядерная геофизика при поисках , разведке и разработке нефтегазовых месторождений// Под ред. Блюменцева А. М.-М.: ВНИИгеосистем.-2004.-305с.

65. Справочник геофизика. Геофизические методы исследования.- Т. 2.- М.: Гостехиздат, 1961.-760с.

66. СТП 3-065-2005 Методика выполнения измерений параметров стандартных образцов двухфракционного состава и свойств кальцитовых горных пород, пересеченных скважиной.-Уфа.-2005.-11с.

67. ТПр 96-84 Типовая программа и методика проведения государственных приемочных испытаний скважигоюй геофизической аппаратуры.-Уфа.

68. ВНИИнефтепромгеофизика. -1984.-19с.

69. Фролов Е.Ф. Значение и состояние вопроса установления точности определения параметров залежей и точности подсчета запасов нефти и газа// Оценка точности определения параметров залежей нефти и газа.- М.: Недра, 1965, С.6-12.

70. Фролов Е.Ф., Барклая О.Г, Методика оценки точности подсчета запасов нефти и геза//0цешса точности определения параметров залежей нефти и газа.- М.: Недра, 1965.- С.32-53.

71. Хамитов P.A., Антонов К.В., Лобанков В.М., Святохин В.Д. Эталоны единиц геологических параметров // Новые идеи в науках о Земле: Материалы VI Международной конференции.-М.-2003.-Т. 1 .-С.274-275.

72. Хамитов P.A., Антонов К.В., Лобанков В.М. Задачи МЦ «Урал-Гео» при геологическом изучении недр// Научно-технический вестник «Каротаж-ник».-2003.-№ 3.-С.56-61.

73. Ханипов 3.3. Лысешсов А.И. Обеспечение единства измерений геофизических параметров// Научно-технический вестник «Каротажник».-2006. -№78.- С.155-159.

74. Цирульников В.П. Методика оценки воспроизводимости и точности результатов геофизических исследований скважин. Автореферат, дисс.канд. геол. -минер.наук:25.00.10. М: МИНГ им. И.М. Губкина.-1981.-24с.

75. Широков В.Н., Лобашеов В.М. Основы метрологии, стандартизации и сертификации в геофизике. Часть 2. Методы обеспечения качества первичной геофизической информации. Учебное пособие.- М.- РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.-2004.-128С.

76. Mathews Mark. Calibration models for fractured igneous rock environments. «Trans. SPWLA 21st Annu. Logg. Symp., Lafayette, La, 8-11 July, 1980». Houston, Tex.,s.a., 1-11.

77. Theys P. Log data acquisition and quality control.-Editions Technipe: Paris.-1999.-453.•■^Шу № 0000957

78. ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИоб утверждении типа государственного стандартного образца (ГСО)

79. Действителен до "11" мая 2011 г.

80. ГУН ЦМИ "Урал-Гео". г. Уфанаименование организации-разработникаразработанныйвнесен в Государственный реестр с регистрационным номером ГСО 8784-2006и допущен к применению в Российской Федерации

81. Описание типа ГСО приведено в обязательном приложении к настоящему сертификату1. Крутиков В. Но л,1. Заместитель Руководителя

82. ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

83. Государственный научный метрологический центр ФГУП «Уральский научно-исследовательский институт метрологии»

84. Аттестация осуществлена по результатам экспериментальных исследований

85. В результате аттестации МВИ установлено, что МВИ соответствует предъявленным к ней метрологическим требованиям и обладает следующими основными метрологическими характеристиками:

86. Диапазоны измерения: приведены в таблице на обороте свидетельства.

87. Характеристики погрешности: пределы погрешности результатов измерений для Р~0,95 приведены в таблице на обороте свидетельства.об аттестации методики выполнения измерений М 253.13.03.384/20071. МВИ.

88. Зам.директора по научной работе1. Зав.лабораторией1. Дата выдачи: 01.03.07 г.1. С.В. Медведевских1. И.Е. Добровинский1. Срок действия: 5 лет

89. Россия, 620000, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская,4 me.i.:(343) 350-26-18, фахс: (343) 350-20-39. E-mail: umim@unitm.ru