Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование системы метрологического обеспечения измерений плотности горных пород гамма-гамма методом

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование системы метрологического обеспечения измерений плотности горных пород гамма-гамма методом"

Миндияров Сергей Борисович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ПЛОТНОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД ГАММА-ГАММА МЕТОДОМ

25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

14 "СЯ 2013

Уфа-2013

005538841

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Башнефтегеофизика».

Научный руководитель: Лобанков Валерий Михайлович, доктор

технических наук

Официальные оппоненты: Валиуллин Рим Абдуллович - доктор технических

наук, профессор, Башкирский государственный университет, заведующий кафедрой «Геофизика»

Зараменских Николай Михайлович - кандидат геолого-минералогических наук, ООО Научно-производственная фирма «АМК ГОРИЗОНТ», заведующий отделом методики и программного обеспечения

Ведущая организация: Открытое акционерное общество Научно-

производственное предприятие «ВНИИГИС»

(г. Октябрьский, Республика Башкортостан)

Защита состоится «6» декабря 2013 г. в 1600 часов в конференц-зале на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 8-ое Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика»

Автореферат разослан «5» ноября 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Хисаева Дилара Ахатовна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Нефть и газ - главные энергетические и сырьевые ресурсы России. Коэффициент пористости пласта - один из основных подсчетных параметров запасов нефти и газа. От погрешности измерений этого параметра зависят погрешности измерений запасов углеводородного сырья на нефтегазовых месторождениях в целом. Одним из методов скважинных измерений коэффициента общей пористости пластов является метод косвенных измерений, выполняемых аппаратурой плотностного гамма-гамма-каротаж (ГГК-П), на основе использования измеренного значения объёмной плотности и известных плотностей скелета породы и заполнителя порового пространства.

Для калибровки аппаратуры ГТТС применяются имитаторы плотности в виде полупластов, изготовленные из материалов на основе химических элементов с малым атомным номером и с нулевым содержанием атомов водорода. Они были внесены в Государственный реестр средств измерений СССР как государственные стандартные образцы (СО) плотности для аппаратуры ГГК диаметром более 90 мм. Однако реальные условия измерений плотности горных пород аппаратурой ГГК в скважинах существенно отличаются от условий ее градуировки на полупластах из металлов, что вызывает грубые погрешности при измерениях объемной плотности горных пород приборами ГГК диаметром менее 90 мм, которые получили широкое применение при каротаже через бурильные трубы. Наблюдается также большой разброс показаний разных экземпляров такой аппаратуры ГГК в одних и тех же полу пластах.

Исходные эталоны коэффициента пористости пластов, созданные в 1981 г. во ВНИИЯГГе, ВНИИнефтепромгеофизике и ВНИИГИСе для градуировки аппаратуры нейтронного каротажа (НК) в виде государственных стандартных образцов (ГСО) пористости карбонатных пород, пересеченных скважиной, не были предназначены для градуировки аппаратуры плотностного ГТК, так как в них имитаторы скважины были изготовлены из нержавеющей стали. В последние годы на ряде геофизических предприятий построены СО пористости и плотности песчаных и кальцитовых пород насыпного типа, имитаторы скважин в которых изготовлены из дюралюминия.

Поэтому актуальной является задача совершенствования системы передачи единиц плотности пластов горных пород, пересеченных скважиной, аппаратуре плотностного ГТК малого диаметра на основе СО пористости и плотности с учетом разных геолого-технических условий и аномальных свойств атомов водорода.

Цель диссертационной работы

Повышение точности скважинных измерений плотности и коэффициента пористости нефтегазовых пластов аппаратурой ГГК-П в различных геолого-технических условиях путем совершенствования системы метрологического обеспечения измерений плотности гамма-гамма методом.

Объект исследования - скважинные средства измерений плотности гамма-гамма методом.

Предмет исследования - метрологические характеристики аппаратуры плотностного гамма-гамма каротажа при измерениях в нефтегазовых скважинах.

Основные задачи исследования

1. Анализ источников погрешности измерений плотности и коэффициента пористости горных пород аппаратурой плотностного ГТК малого диаметра в зависимости от условий измерений в скважинах и калибровки.

2. Проведение экспериментальных исследований по выявлению факторов, влияющих на показания аппаратуры плотностного ГТК диаметром 73 мм в различных условиях измерений.

3. Выявление зависимости измеренной плотности пород от изменения факторов, влияющих на показания аппаратуры плотностного ГГК малого диаметра, и оценка возможности её использования в качестве градуировочной характеристики в виде функции двух и более переменных.

4. Математическое моделирование влияния глинистой корки на показания аппаратуры плотностного ГГК в условиях недостаточной экранировки зонда от скважины.

5. Разработка новой методики калибровки аппаратуры плотностного ГГК с использованием эталонов плотности в виде СО пористости и плотности пород, пересеченных скважиной, её опробование в производственных условиях ОАО

«Башнефтегеофизика» и ОАО «Когалымнефтегеофизика».

6. Опробование методики измерений плотности и коэффициента пористости пластов гамма-гамма методом с учетом влияния ранее не учитываемых факторов.

Методы исследования

Метрологический анализ методов и средств измерений плотности пород геофизическими методами. Функциональный анализ градуировочных характеристик с несколькими переменными. Экспериментальные метрологические исследования стандартных образцов плотности, имитаторов плотности и различных типов аппаратуры ГТК, статистические методы обработки экспериментальных данных.

Научная новизна работы

1. Впервые установлена степень влияния изменений диаметра скважины и плотности промывочной жидкости на погрешность измерений плотности аппаратурой плотностного ГГК малого диаметра.

2. Установлена зависимость объемной плотности пород, измеренной аппаратурой ГГК-П малого диаметра, от относительного выходного сигнала, диаметра скважины и плотности промывочной жидкости.

3. Предложена математическая модель для учёта влияния глинистой корки на показания аппаратуры плотностного ГГК при неполной экранировке от влияния среды в скважине.

Основные защищаемые научные положения

1. Выполнение измерений плотности пород с основной абсолютной погрешностью ±50 кг/м3 при применении имитаторов плотности в виде полупластов для индивидуальной градуировки аппаратуры плотностного ГГК с недостаточной экранировкой от влияния газожидкостной среды в скважине не представляется возможным.

2. Использование индивидуальных градуировочных характеристик разнотипной аппаратуры ГГК-П, построенных в виде функции плотности от трех переменных (относительного выходного сигнала, диаметра скважины и плотности промывочной жидкости), позволяет уменьшить абсолютную погрешность измерений плотности горных пород до ±35 кг/м3.

Теоретическая значимость работы заключается в обосновании градуировочных характеристик аппаратуры плотностного ГТК в виде нелинейной функции трёх переменных.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечивается выполнением экспериментальных исследований серийной аппаратурой в аттестованных ГСО плотности пород с параметрами, максимально приближенными к параметрам, отражающим реальные скважинные условия.

Практическая значимость и реализация результатов работы

Разработанная методика градуировки аппаратуры плотностного ГТК в СО объемной плотности позволяет учитывать факторы, влияющие на показания плотностного ГТК, что, в свою очередь, обеспечивает существенное повышение показателей точности измерений плотности горных пород и, соответственно, коэффициента их общей пористости.

Методика градуировки аппаратуры плотностного ГТК с использованием СО плотности и калибровки в имитаторах плотности внедрена в метрологических службах ОАО «Башнефтегеофизика», ОАО «Когалымнефтегеофизика» и ООО «ТНГ-АлГИС».

Личный вклад автора

В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные лично автором в ОАО «Башнефтегеофизика». Автором проведены измерения аппаратурой ГТК в процессе исследований и обработка результатов выполненных измерений. Основные результаты, представленные в работе и имеющие научную и практическую ценность, получены лично автором: анализ факторов, влияющих на погрешность измерений плотности пластов аппаратурой плотностного ГТК; зависимость измеренной плотности от факторов, влияющих на показания плотностного ГГК; методика градуировки аппаратуры ГГК-П на СО пористости и плотности пород и ее поверки с использованием имитаторов плотности; градуировочные характеристики аппаратуры плотностного ГТК, позволяющие учитывать изменение диаметра скважины и плотности промывочной жидкости.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

- международной научно-практической конференции «Ядерно-геофизические полевые скважинные и аналитические методы при решении задач поиска, разведки и разработки месторождений твердых полезных ископаемых» (г. Октябрьский, 2009);

- научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» (г. Уфа, 2011);

- V молодежной научно-практической конференции «Промысловая геофизика: проблемы и перспективы» (г. Уфа, 2011);

-XIX научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» (г. Уфа, 2013);

- на семинарах в ОАО НПФ «Геофизика» и ОАО «Башнефтегеофизика».

Публикации

Основные научные положения и практические результаты диссертационной работы опубликованы в 8 печатных работах, в том числе три - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ, две из которых опубликованы без соавторов.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Общий объем работы, включая 34 рисунка, 17 таблиц, 2 приложения и список использованных источников из 118 наименований, составляет 173 страницы.

Автор признателен научному руководителю В.М. Лобанкову за помощь в постановке задач исследований и общее руководство работой, а также коллегам по работе за помощь в выполнении экспериментальных исследований аппаратуры ГГК с использованием СО плотности и пористости и имитаторов плотности.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первой главе представлен обзор современного состояния метрологического обеспечения (МО) плотностного гамма-гамма каротажа.

Первые работы по созданию моделей пластов горных пород для целей градуировки аппаратуры радиоактивного каротажа (РК) были начаты В.П.Иванкиным, Ю.А. Гулиным и А.В. Золотовым в конце шестидесятых годов прошлого столетия. За нормальные условия градуировки аппаратуры плотностного ГГК по рассеянному излучению Ю.А. Гулиным было предложено выбирать условия из следующего ряда: модели пласта, пересеченного скважиной диаметром 190 мм; имитаторы плотности в виде полупластов.

Существенный вклад в решение проблемы метрологического обеспечения РК нефтегазовых скважин внесли работы A.M. Блюменцева. Он разработал основные исходные научные подходы к формированию системы метрологического обеспечения радиоактивных методов каротажа и её основные компоненты.

В шестидесятые и семидесятые годы в Американском нефтяном институте (г.Хьюстон, США) были созданы модели пористого пласта монолитного типа на основе блоков известняка.

В СССР работы по созданию эталонов пористости карбонатных пород были начаты в 1979 г. одновременно во ВНИИЯГГе (г. Раменское Московской области) под руководством A.M. Блюменцева и во ВНИИнефтепромгеофизике (г. Уфа) под руководством В.М. Лобанкова. В 1981 г. созданные эталоны были внесены в Государственный реестр средств измерений. Эти СО не были пригодны для градуировки аппаратуры плотностного ГГК из-за наличия в СО насыпного типа стальных имитаторов скважины, которые искажали показания прибора вследствие существенного влияния фотоэффекта.

Для градуировки аппаратуры плотностного ГГК Ю.А. Гулиным и Р.Т.

Хаматдиновым был разработан комплект имитаторов плотности (МОБ -

метрологические образцы базовые). МОБ были выполнены в виде полупластов размером 0,3x0,3x0,8 м из магния и сплавов алюминия. Эти имитаторы были внесены в Государственный реестр средств измерений как ГСО плотности пластов в нефтегазовых скважинах (ГСО-ПНС). Р.Т. Хаматдинов экспериментально подтвердил возможность передачи единицы плотности от образцов плотности в виде полупластов к аппаратуре ГГК-П с абсолютной погрешностью до ±15 кг/м3 если толщина защитного экрана из свинца со стороны скважины более 8 см.

В 90-е годы на месторождениях Западной Сибири возникла необходимость создания аппаратуры малого диаметра для проведения ГИС через бурильный инструмент. Был освоен выпуск приборов диаметром 73 мм: СГП-73 (ООО «Нефтегазгеофизика»); ГГК-2, ГГК-ЛП (ОАО НПФ «Геофизика»); ЦСП-ЛПК-76 (ОАО НПП ВНИИГИС).

Уменьшение габаритов аппаратуры и, как следствие, уменьшение толщины защитного экрана со стороны скважины привело к увеличению вклада рассеянного излучения, приходящего из среды со стороны защитного экрана, в общий объем регистрируемого излучения. Существенным недостатком использования МОБ для градуировки аппаратуры ГГК-П малого диаметра является их конструктивное исполнение в виде полупласта, когда вторую половину полупласта и скважину заменяет воздух, тогда как при измерениях в скважинах зонд ГГК-П находится в буровом растворе, что приводит к существенному увеличению погрешности измерений плотности пород.

В 2006 г. в ГУП Центр метрологических исследований (ЦМИ) «Урал-Гео» был разработан, изготовлен и внедрен комплекс ГСО пористости и плотности горных пород, пересеченных скважиной. Они внесены в Государственный реестр стандартных образцов России (№ ГСО 8784-2006). Отличительной особенностью данного комплекса является то, что они одновременно с коэффициентом пористости воспроизводят аттестованные значения плотности кальцитовых и песчаных пород, пересеченных скважинами разного диаметра. Таким образом, появилась возможность изучения метрологических характеристик аппаратуры плотностного ГГК малого диаметра и дальнейшего развития и совершенствования ее

метрологического обеспечения.

Во второй главе представлены результаты метрологических исследований аппаратуры плотностного ГГК с использованием СО плотности пород, пересеченных скважинами разного диаметра, и имитаторов плотности.

Существующая поверочная схема для плотностного ГГК допускает выбор в качестве равноценных эталонов плотности либо СО плотности, либо имитаторов плотности. Данная схема предполагает наличие хорошей экранировки зондов от влияния плотности среды в скважине. Однако на практике для зондов диаметром менее 90 мм требование равноценности этих эталонов не выполняется.

Исследования, проведенные автором на СО плотности, пересеченных скважинами разного диаметра, показали, что относительный выходной сигнал аппаратуры ГГК-2 (МАРК-1) зависит от диаметра скважины. Причем, чем больше плотность образца, тем сильнее влияет изменение диаметра скважины (точнее, изменение объема жидкости в скважине) на показания аппаратуры (рис.1).

Диаметр скважины, м

• о = 2107 кг/мЗ • о = 2437 кг/мЗ • о = 2696 кг/мЗ

Рис. 1. Зависимость относительного выходного сигнала аппаратуры ГГК-2 (МАРК-1) в трех СО плотности от диаметра скважины, пересекающей каждый образец и заполненной питьевой водой.

Как видно, изменение условий калибровки приводит к изменению относительного выходного сигнала аппаратуры при неизменной плотности породы,

что свидетельствует о существенном влиянии среды со стороны защитного экрана на показания прибора.

На многих геофизических предприятиях проблема разброса показаний аппаратуры ГГК в полупластах в воздухе известна. Автором были проведены исследования, в процессе которых для партии из 11 приборов ГГК-2 (МАРК-1) были построены индивидуальные градуировочные характеристики (ГХ) в СО плотности, пересеченных скважинами разного диаметра. Используя полученные индивидуальные ГХ, каждым прибором ГГК-2 были выполнены измерения в каждом из трех имитаторов плотности (рис. 2).

2700

р!

2600

и Ы

| 2500

ь3

£ 2400 о о а

£ 2300

4 с

| 2200

5

а. 2100 =

н

5

8 2000 г

1900

2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 Плотность имитаторов <Т0др, кг/м3

Рис. 2. Сравнение имитируемых значений плотности комплекта имитаторов плотности (2090 кг/м3, 2220 кг/м3, 2630 кг/м3), измеренных 11-ю разными зондами аппаратуры ГГК-2 с индивидуальными ГХ.

Полученные данные наглядно демонстрируют, что для разных экземпляров однотипной аппаратуры ГГК-П один и тот же имитатор имитирует разные значения плотности. Использование имитаторов плотности с приписанной плотностью, полученной с помощью одного из приборов, для градуировки всего парка

м

I

Я ж

ж ж

однотипной аппаратуры может привести к абсолютной погрешности измерений плотности пород до ±150 кг/м3. При этом абсолютная погрешность измерений коэффициента общей пористости того же пласта может достигать ±11%.

Таким образом, проведенные исследования позволяют сделать вывод о том, что использование имитаторов плотности в виде полупластов для градуировки аппаратуры плотностного ГГК диаметром 73 мм и менее не позволяет выполнять измерения плотности пород с нормированной основной абсолютной погрешностью ±50 кг/м3.

В третьей главе представлены результаты теоретических и экспериментальных исследований по учету факторов, влияющих на показания аппаратуры плотностного ГГК по всему интервалу исследований, и дается обоснование методики её градуировки в СО плотности и поверки на имитаторах плотности.

Экспериментальные исследования аппаратуры ГГК-2 (МАРК-1), проведенные с использованием СО пористости и плотности в ГУП ЦМИ «Урал-Гео», показали, что зависимость относительного выходного сигнала аппаратуры от плотности породы, пересеченной скважиной, хорошо (К2 = 0,9998) описывается экспоненциальной функцией (рис. 3).

Плшностъ, кг/м'

Рис. 3. Зависимость относительного выходного сигнала от плотности для аппаратуры ГГК-2 (МАРК-1).

Следовательно, ГХ такой аппаратуры - зависимость объемной плотности от относительного выходного сигнала аппаратуры (аа = «/«„, где ак = N¿N6 отношение счета импульсов в пласте; ав =^/Ыбв - отношение счета импульсов в воде) описывается обратной зависимостью и имеет вид:

аоб = Л • 1п(а„) + В , 0)

где А и В - коэффициенты градуировочной характеристики.

При измерениях аппаратурой ГГК-П в воде {а„б = 1000 кг/м3) относительный выходной сигнал ап = ак/ав = 1, коэффициент В должен соответствовать плотности воды: аоб = В = 1000 . Тогда ГХ в виде функции одной переменной приобретает окончательный вид:

аоб = А- 1п(аст) + 1000 (2)

Таким образом, индивидуальная градуировка аппаратуры плотностного ГГК в СО плотности пористых водонасыщенных пластов сводится к определению коэффициента А градуировочной характеристики (2).

Помимо плотности пород на показания аппаратуры плотностного ГГК малого диаметра оказывает влияние большое количество факторов, требующих учета.

Учет влияния диаметра скважины.

Экспериментальные исследования, проведенные на СО пористости и плотности в ГУП ЦМИ «Урал-Гео» с использованием аппаратуры ГГК-2 (МАРК-1), показали, что с изменением диаметра скважины, пересекающего образец плотности, существенно изменяется и ГХ прибора (рис.4).

Для построения ГХ использовались СО пористых кальцитовых пород плотностями 2107±6, 2437±8 и 2696±5 кг/м3, пересеченные скважинами диаметром 124±1, 156±1 и 216±1 мм. Для увеличения точности построения ГХ автором введен дополнительный СО плотности - бак с пресной водой. Его можно условно рассматривать как пласт плотностью 1000 кг/м3, пересеченный скважиной, заполненной жидкостью плотностью 1000 кг/м3. Относительный выходной сигнал в этой точке не зависит от диаметра скважины и всегда равен 1, поэтому она является общей для всех ГХ. Полученные результаты наглядно демонстрируют, что

изменение диаметра скважины существенно влияет на показания приборов диаметром 73 мм и менее.

124

0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0

Относительный выходной сигнал (10 усл.ед.

Рис. 4. Градуировочные характеристики аппаратуры ГГК-2 (МАРК-1) в СО плотности кальцитовых пород, пересеченных скважинами диаметром 124, 156 и 216 мм. Шифр кривых - диаметр скважины.

Измерение плотности в скважинах малого диаметра с использованием градуировочной характеристики, полученной в СО плотности, пересеченных скважиной большего диаметра, приводит к завышению измеряемой плотности пород более, чем на 100 кг/м3. Изменение диаметра скважины приводит к изменению наклона ГХ, который определяется коэффициентом А в уравнении (1). Из уравнений на рис. 4 видно, что с уменьшением диаметра скважины коэффициент А уменьшается.

Зависимость коэффициента А от диаметра скважины (рис. 5) описывается логарифмической функцией, имеющей следующий вид:

А = аг ■ /п(£>) + а2 ,

(3)

где a¡, а2 - коэффициенты уравнения, D = --относительный диаметр скважины

(dc - диаметр скважины, J2i6 = 0,216 м- стандартный диаметр скважины).

А, кг/м3 820

800

780

760

740

720

700

680

0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1

Относительный диаметр D, усл.ед.

Рис.5. Зависимость коэффициента Л градуировочной характеристики от относительного диаметра скважины.

Подставляя выражение (3) в (2), получаем ГХ в виде функции двух переменных - относительного выходного сигнала и диаметра скважины:

аоб = ■ ln(D) + а2) • 1п(аа) + 1000 (4)

Таким образом, для учета влияния диаметра скважины градуировка аппаратуры плотностного ГГК сводится к нахождению значений коэффициентов а, и а2 в формуле (4). Измерение плотности пластов следует выполнять с использованием результатов измерений диаметра скважины каверномером.

Учет влияния плотности промывочной жидкости.

Если относительный выходной сигнал в выражении (4) представить в виде а0 = ак/Ож, где ак = NM3/N63 - регистрируемое отношение показаний зондов, аж

= Ммзж/К6зж - отношение показаний зондов в емкости с жидкостью плотностью аж,

А = 85.973 ln(D) + 780.83

--

равной плотности промывочной жидкости, то оно приобретает следующий вид:

ао6 = А-\п(^) + аж (5)

Таким образом, физический смысл коэффициента В заключается в том, что он количественно соответствует плотности промывочной жидкости. Для нахождения аж нужно построить зависимость аж = /(аж), для чего необходимо иметь СО плотности жидкости, воспроизводящие плотность аж1 и аж2. Такая зависимость, построенная по показаниям аппаратуры ГГК-П (а„ аж2) при измерениях в трёх СО плотности жидкости, имеет экспоненциальный вид:

«ж = V (6)

где Ь1иЬ2- коэффициенты ГХ, индивидуальные для каждого прибора.

С учетом (3) и (6) ГХ аппаратуры ГГК-П в виде функции трёх переменных (относительного выходного сигнала, диаметра скважины и плотности промывочной жидкости) имеет следующий вид:

аой = (аг ■ 1п(0) + а2) ■ 1п + ^ (7)

Применив правила логарифмирования в (7), получим более удобный вид ГХ

аоб = (аг • /п(О) + а2) • (1п - Ь2 ■ аж) + аж , (8)

где а„ = N„,/N63 - регистрируемое отношение показаний зондов; с!с - диаметр скважины; аж - плотность промывочной жидкости; а/, а2, Ъ¡, Ъ2 - коэффициенты, получаемые в процессе градуировки.

Таким образом, учитывая то, что относительные погрешности воспроизведения диаметра скважины не превышают ±0,5% и плотности жидкости ±0,2%, то общая погрешность градуировки аппаратуры ГГК-П определяется абсолютной погрешностью СО плотности и не превышает ±10 кг/м3.

Учет влияния глинистой корки.

Для учета влияния глинистой корки на показания аппаратуры двухзондового плотностного ГГК обычно используется диаграмма «хребет-ребра». Диаграмма отражает зависимость выходного сигнала по большому зонду, приведенного к показаниям большого зонда в эталонной среде, от выходного сигнала по малому

зонду, приведенного к показаниям малого зонда в эталонной среде. Использование диаграммы «хребет-ребра» для определения плотности по данным аппаратуры плотностного ГТК с недостаточной экранировкой от влияния газожидкостной среды в скважине приводит к погрешностям в определении плотности пластов, связанным с тем, что выходные сигналы по большому и малому зонду несут в себе составляющую, обусловленную влиянием диаметра скважины и плотности промывочной жидкости. Кроме того, влияние глинистой корки на показания такой аппаратуры не ограничивается областью напротив коллимационных окон, а распространяется по всей окружности скважины и зависит от её диаметра.

Математическое моделирование влияния глинистой корки можно выполнить в два этапа. На первом этапе в показания аппаратуры ГГК-П вносится поправка за влияние диаметра скважины и плотности промывочной жидкости в предположении, что глинистая корка отсутствует. На втором этапе в полученное значение плотности вносится поправка за влияние плотности и толщины глинистой корки по всей окружности скважины. В результате была получена функция четырех переменных, включая измеренное значение плотности с поправкой за диаметр скважины и плотность промывочной жидкости а'ср, плотность глинистой корки <тгк, толщину глинистой корки hn и номинальный диаметр скважины d„:

_ gc,p+(fci-grK-fe2) (hrK-dH ftrK) (9)

~ k3-(h?K-dH-h[K)+l '

где к,, к2 и к3 - коэффициенты, получаемые в процессе калибровки аппаратуры.

Используя формулу (9), можно моделировать изменение измеренных значений плотности в зависимости от параметров глинистой корки. Если для пласта с реальной плотностью пород, например 2437 кг/м\ учтено только влияние диаметра скважины и плотности промывочной жидкости, то при толщине глинистой корки 15 мм и её плотности 1400 кг/м3 измеренное значение плотности пласта, пересеченного скважиной диаметром 216 мм, может оказаться заниженным на 150 кг/м3.

Для экспериментальной оценки влияния глинистой корки на показания аппаратуры плотностного ГТК в СО плотности необходимо создать соответствующие имитаторы глинистой корки, вставляемые в скважины. Они

должны быть выполнены в виде сменных труб разного диаметра с различной толщиной стенки из материалов, которые имеют плотность в диапазоне от 1200 до 1800 кг/м3 и не содержат химических элементов с большим атомным номером.

Учет влияния литологии порол.

При измерении объемной плотности методом ГГК-П определяющей характеристикой горной породы является ее электронная плотность, пропорциональная отношению атомного номера к атомной массе Ш химических элементов. Р.Т. Хаматдинов установил, что абсолютная погрешность за счет вариации Ш для плотных пород (Кп=0) рассматриваемых типов в среднем составляет ±10 кг/м3 и не превышает ±30 кг/м3.

Автором были сравнены градуировочные характеристики, полученные для аппаратуры ГГК-2 (МАРК-1) в СО плотности кальцитовых и кварцитовых пород, пересеченных скважинами различного диаметра. На рис. 6. представлены ГХ, полученные в СО пористости и плотности кальцитовых и кварцитовых пород.

Относительный выходной сигнал аа усл.ед.

-кальциты -кварциты

Рис.6. Градуировочные характеристики аппаратуры ГГК-2 (МАРК-1) в СО плотности кальцитовых и кварцитовых пород, пересеченных скважинами

диаметром 156 мм.

Полученные данные подтверждают, что изменение литологии пород влияет на параметры градуировочной характеристики аппаратуры ГГК-П, и это влияние целесообразно учитывать. Абсолютная погрешность от изменения литологии пород может достигать ±30 кг/м3. Из уравнений, приведенных на рис. 6, видно, что изменение литологии пород приводит к изменению коэффициента А градуировочной характеристики. На рис. 7 представлены зависимости коэффициента А от диаметра скважины, полученные в СО пористости и плотности кальцитовых и кварцитовых

пород.

Ошосигельиыйлмметр екважны О. ел. -кальокт -кмрият

Рис.7. Зависимость коэффициента А градуировочной характеристики от относительного диаметра скважины в СО плотности кальцитовых и кварцитовых пород.

Таким образом, учёт влияния плотности промывочной жидкости и диаметра скважины позволяет выполнять измерения плотности пластов аппаратурой ГГК-П диаметром 73 мм при отсутствии глинистой корки с погрешностью до ±35 кг/м3.

М.-ГППЧКЯ гралуиповки приборов ГГК-П в СО объемной пттотности и контроль

стабильности этих приборов на имитаторах плотности.

Процесс калибровки аппаратуры плотностного ГГК состоит из трех этапов: 1) градуировка аппаратуры ГГК в СО объемной плотности; 2) передача единицы плотности имитаторам плотности; 3) поверка (контроль стабильности) аппаратуры

ГГК на имитаторах плотности во времени.

Только построение индивидуальной ГХ в СО плотности позволит минимизировать погрешности измерений. После построения такой основной индивидуальной ГХ по ней могут быть определены индивидуальные значения плотности, имитируемые имитаторами плотности в виде полупластов для конкретного экземпляра аппаратуры для фиксированных (стандартных) значений диаметра скважины и плотности промывочной жидкости. Такой калиброванный имитатор плотности может быть использован для периодической поверки данного экземпляра аппаратуры ГГК-П, но не может быть использован для градуировки других экземпляров однотипной аппаратуры ГГК-П с низким уровнем стандартизации зондов. Схема передачи единицы плотности пород аппаратуре ГГК-П представлена на рис. 8.

Для градуировки аппаратуры ГГК-П методом прямых измерений применяют комплект СО пористости и плотности пород, пересеченных скважинами разного диаметра (124, 156 и 216 мм), и три бака с жидкостями различной плотности. ГХ в общем случае представляет собой зависимость объемной плотности от относительного выходного сигнала аппаратуры ГГК-П. Результатом градуировки являются коэффициенты а,, а2, Ь,, Ь2 для выражения (8).

Передачу единицы плотности имитаторам для использования с конкретным экземпляром аппаратуры ГТК производят сразу после градуировки аппаратуры. Используя ГХ для диаметра скважины 216 мм, определяют значения аЭ1, аЭ2, аэз, воспроизводимые имитаторами плотности, которые будут являться приписанными значениями плотности этих образцов для данного экземпляра аппаратуры. Периодически, используя ГХ для диаметра скважины 216 мм, заполненной водой, определяют измеренные значения атт, атт, <гизт трёх имитаторов плотности и сравнивают их с приписанными имитаторам значениями плотности . При превышении оцененной погрешности над её нормированными пределами прибор признается не годным и направляется на ремонт или на переградуировку.

Рис.8. Схема передачи единицы плотности пород аппаратуре ГГК-П.

В четвертой главе рассматриваются результаты практического применения разработанной методики градуировки аппаратуры плотностного ГТК с построением

ГХ в виде функции трёх переменных.

В таблице 1 приведены результаты измерений коэффициента пористости пластов методами ГГК-П и НГК для Усть-Кутского горизонта в скважинах №1

Санарской площади и №4 Западно-Чонской площади.

Сравнивая измеренные значения коэффициента пористости пластов по результатам косвенных измерений с использованием аппаратуры ГГК-2 без поправок и с поправками за влияние диаметра скважины и плотности промывочной жидкости с измеренными значениями коэффициента пористости методом НГК и по керну, можно видеть, что эти значения до введения поправок сильно различаются. Внесение в кривую плотности по методу ГГК-П поправок за влияние диаметра скважины и плотности промывочной жидкости делает результаты измерений коэффициента пористости методами ГГК-П сопоставимыми НГК и по керну.

Таблица 1 - Измеренные значения коэффициента пористости пластов методами НГК и ГГК-П (аппаратура ГГК-2 без учёта и с учётом поправок за диаметр скважины и плотность промывочной жидкости).

Скважи на Интервал исследования Литология Характер насыщен ия Коэффициент пористости, %

ГГК-П ГГК-П с поправк ой НГК По керну

№4 Санарск ая 1680,5- 1682,0 Доломит Нефть 14,3 16,6 15,7 18,5

1682,0- 1684 Доломит Нефть 14,9 16,5 17,1 18,5

1689,9- 1692,1 Доломит Нефть 10,0 13,7 13,6 13,2

1692,1 - 1695,1 Доломит Нефть 10,2 11,8 13,7 14,1

1695,1- 1697,8 Доломит Нефть 11,5 12,7 14,2 14,1

Х°1 Западно-Чонская 1645,9-1650,6 Доломит глинистый Нефть 9,0 14,5 14,0 14,2

1674,0- 1679,4 Доломит известковистый Нефть 8,5 13,4 14,7 14,1

1697,1 - 1700,3 Доломит известковистый Нефть 10,9 17,5 17,4 18,2

1700,3 - 1702,6 Доломит известковистый Нефть 8,3 12,7 12,3 12,6

1708,3-1710,0 Доломит известковистый Нефть 4,9 7,0 7,7 8,1

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1.На государственных СО плотности и пористости пород, пересеченных скважинами разного диаметра, изучено влияние газожидкостной среды в скважине на показания аппаратуры плотностного ГГК. Установлено, что влияние среды со

стороны защитного экрана обусловлено его недостаточной толщиной в аппаратуре диаметром 73 мм, приводящей к повышению погрешности измерений плотности пластов до ±120 кг/м3. Следовательно, применение имитаторов плотности в виде полу пластов для градуировки аппаратуры плотностного ГТК допустимо только для

зондов диаметром 90 мм и более.

2. Экспериментально изучено влияние диаметра скважины и плотности промывочной жидкости на показания аппаратуры плотностного ГГК диаметром 73 мм. Измерение плотности пород в скважинах малого диаметра с использованием ГХ, полученной в СО плотности, пересеченных скважиной большего диаметра, приводит к завышению измеряемой плотности пород более 100 кг/м3.

3. Установлена зависимость объемной плотности пород, измеренной аппаратурой ГГК-П малого диаметра, от относительного выходного сигнала, диаметра скважины и плотности промывочной жидкости.

4. Предложена математическая модель для учёта влияния глинистой корки на показания аппаратуры плотностного ГГК при неполной экранировке от влияния среды в скважине.

5. Разработана новая методика калибровки аппаратуры плотностного ГГК с учетом влияния диаметра скважины и плотности промывочной жидкости. Она внедрена в производственных условиях ОАО «Башнефтегеофизика», ОАО «Когалымнефтегеофизика» и ООО «ТНГ-АлГИС» для аппаратуры ГТК диаметром 73мм.

6. Применение методики измерений плотности методом ГТК-П с учетом влияния диаметра скважины и плотности промывочной жидкости показало, что результаты измерений коэффициента общей пористости методами ГТК-П становятся сопоставимыми с результатами измерений методом НГК и по керну в одних и тех же водонасьнценных пластах.

Основные положения диссертации опубликованы:

в изданиях, рекомендованных ВАК: 1. Миндияров С.Б. Новый подход к градуировке и калибровке аппаратуры плотностного гамма-гамма каротажа/ С.Б.Миндияров // НТВ «Каротажник».-

2011 .-№6.-С.85-91.

2. Миндияров С.Б. Использование имитаторов плотности для метрологического обеспечения аппаратуры плотностного гамма-гамма каротажа/ С.Б.Миндияров// НТВ «Каротажник».-2011 .-№6.-С. 105-107.

3. Лобанков В.М. Градуировка, калибровка и поверка геофизической аппаратуры/

B.МЛобанков, В.Д.Святохин, Н.Е.Григорьев, Р.В.Яхин, Д.А.Хисаева,

C.Б.Миндияров// НТВ «Каротажник».-2012.-№3.-С.92-99.

в других изданиях:

4. Лобанков В.М. Проблемы метрологического обеспечения аппаратуры плотностного гамма-гамма каротажа/ В.МЛобанков, С.Б.Миндияров// Ядерно-геофизические полевые, скважинные и аналитические методы при решении задач поиска, разведки и разработки месторождений твердых полезных ископаемых. Доклады международной научно-практической конференции,- М., 2009,- С.236-239.

5. Миндияров С.Б. О градуировке и поверке аппаратуры плотностного гамма-гамма каротажа/ С.Б.Миндияров// Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин. Тезисы докладов научно-практической конференции.-Уфа, 2011,- С.40-43.

6. Миндияров С.Б. Повышение точности метрологического обеспечения аппаратуры плотностного гамма-гамма каротажа/ С.Б.Миндияров// Промысловая геофизика: проблемы и перспективы. Сборник докладов научно-практической конференции.-Уфа, 2011,- С.54-57.

7. Миндияров С.Б. Влияние глинистой корки на показания аппаратуры плотностного гамма-гамма каротажа малого диаметра/ С.Б.Миндияров// Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин. Тезисы докладов научно-практической конференции. - Уфа, 2013,- С.96-104.

8. М7.5.1-413-001-12 Методика калибровки аппаратуры плотностного гамма-гамма каротажа типа ГГК-2(МАРК-1) диаметром 73 мм. Уфа: ОАО «Башнефтегеофизика», 2012,- 22с.

Подписано в печать 02.11.2013. Формат 60x84 1/16. Бумага писчая. Гарншура «Тайме». Усл. печ. л. 1,4. Уч.-изд. л. 1,75. Тираж 100 экз. Заказ № 121.

Отпечатано с готовых авторских оригиналов на ризографе в редакционно-издательском отделе Уфимского государственного университета экономики и сервиса 450078, г. Уфа, ул. Чернышевского, 145, к. 227; тел. (347) 241-69-85.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Миндияров, Сергей Борисович, Уфа

ОАО «Башнефтегеофгоика»

На правах} гукописи

04201452067

Миндияров Сергей Борисович

Совершенствование системы метрологического обеспечения измерений плотности горных пород

гамма-гамма методом

25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель,

доктор технических наук Лобанков В.М.

Уфа-2013

Оглавление.

Введение 4

1. Обзор метрологического обеспечения аппаратуры ГГК. Постановка задач исследования. 10

1.1 Обзор аппаратуры ГГК-П. 10

1.2 Обзор методик измерения плотности горных пород. 12

1.3 Обзор метрологического обеспечения аппаратуры ГГК-П. 15

1.4 Выводы по главе 1 и постановка задач исследования. 24

2. Метрологические исследования стандартных образцов объемной плотности горных пород, пересеченных скважиной, и имитаторов плотности. 27

2.1 Метрологические исследования стандартных образцов плотности горных пород. 28

2.2 Метрологические исследования имитаторов плотности горных пород 37

2.3 Выводы по главе 2. 43

3. Теоретические и экспериментальные исследования факторов, влияющих на показания плотностного ГГК. 45

3.1 Физические основы метода ГГК. 45

3.2 Факторы, влияющие на показания аппаратуры плотностного ГГК. 47

3.3 Теоретические и экспериментальные исследования факторов, влияющих на показания аппаратуры плотностного ГГК с недостаточной экранировкой. 53

3.3.1 Учет влияния диаметра скважины. 53

3.3.2 Учет влияния плотности промывочной жидкости. 62

3.3.3 Учет влияния глинистой корки 67

3.3.4 Учет влияния литологии пород. 84

3.4 Обоснование и разработка методики градуировки аппаратуры плотностного ГТК в стандартных образцах объемной плотности и поверки в имитаторах плотности. 86

3.5 Выводы по главе 3 90

4. Практическое применение методики градуировки приборов ГТК в стандартных образцах объемной плотности и поверки в имитаторах плотности. 91 Основные выводы. 100

5. Список использованных источников. 102 Приложения. 114

Приложение А - Протоколы градуировки аппаратуры плотностного гамма-гамма каротажа типа ГПС-2(МАРК-1) диаметром 73 мм. 115

Приложение Б - Методика калибровки аппаратуры плотностного гамма-гамма каротажа типа ГТК-2 (МАРК-1) диметром 73 мм. 155

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Нефть и газ - главные энергетические и сырьевые ресурсы России. Коэффициент пористости пласта — один из основных подсчетных параметров запасов нефти и газа. От погрешности измерений этого параметра зависят погрешности измерений запасов углеводородного сырья на нефтегазовых месторождениях в целом. Одним из методов скважинных измерений коэффициента общей пористости пластов является метод косвенных измерений, выполняемых аппаратурой плотностного гамма-гамма-каротаж (ГГК-П), на основе использования измеренного значения объёмной плотности и известных плотностей скелета породы и заполнителя порового пространства.

Для калибровки аппаратуры ГТК применяются имитаторы плотности в виде полупластов, изготовленные из материалов на основе химических элементов с малым атомным номером и с нулевым содержанием атомов водорода. Они были внесены в Государственный реестр средств измерений СССР как государственные стандартные образцы (СО) плотности для аппаратуры ГТК диаметром более 90 мм. Однако реальные условия измерений плотности горных пород аппаратурой ГТК в скважинах существенно отличаются от условий ее градуировки на полупластах из металлов, что вызывает грубые погрешности при измерениях объемной плотности горных пород приборами ГТК диаметром менее 90 мм, которые получили широкое применение при каротаже через бурильные трубы. Наблюдается также большой разброс показаний разных экземпляров такой аппаратуры ГТК в одних и тех же полупластах.

Исходные эталоны коэффициента пористости пластов, созданные в 1981 г. во ВНИИЯГГе, ВНИИнефтепромгеофизике и ВНИИГИСе для градуировки аппаратуры нейтронного каротажа (НК) в виде государственных стандартных образцов (ГСО) пористости карбонатных пород, пересеченных скважиной, не были предназначены для градуировки аппаратуры плотностного ГТК, так как в них имитаторы скважины были изготовлены из нержавеющей стали. В

последние годы на ряде геофизических предприятий построены СО пористости и плотности песчаных и кальцитовых пород насыпного типа, имитаторы скважин в которых изготовлены из дюралюминия.

Поэтому актуальной является задача совершенствования системы передачи единиц плотности пластов горных пород, пересеченных скважиной, аппаратуре плотностного ГГК малого диаметра на основе СО пористости и плотности с учетом разных геолого-технических условий и аномальных свойств атомов водорода.

Цель диссертационной работы

Повышение точности скважинных измерений плотности и коэффициента пористости нефтегазовых пластов аппаратурой ГТК-П в различных геолого-технических условиях путем совершенствования системы метрологического обеспечения измерений плотности гамма-гамма методом.

Объект исследования — скважинные средства измерений плотности гамма-гамма методом.

Предмет исследования — метрологические характеристики аппаратуры плотностного гамма-гамма каротажа при измерениях в нефтегазовых скважинах.

Основные задачи исследования

1. Анализ источников погрешности измерений плотности и коэффициента пористости горных пород аппаратурой плотностного ГГК малого диаметра в зависимости от условий измерений в скважинах и калибровки.

2. Проведение экспериментальных исследований по выявлению факторов, влияющих на показания аппаратуры плотностного ГГК диаметром 73 мм в различных условиях измерений.

3. Выявление зависимости измеренной плотности пород от изменения факторов, влияющих на показания аппаратуры плотностного ГГК малого диаметра, и оценка возможности её использования в качестве градуировочной характеристики в виде функции двух и более переменных.

4. Математическое моделирование влияния глинистой корки на показания

аппаратуры плотностного ГТК в условиях недостаточной экранировки зонда от скважины.

5. Разработка новой методики калибровки аппаратуры плотностного ГТК с использованием эталонов плотности в виде СО пористости и плотности пород, пересеченных скважиной, её опробование в производственных условиях ОАО «Башнефтегеофизика» и ОАО «Когалымнефтегеофизика».

6. Опробование методики измерений плотности и коэффициента пористости пластов гамма-гамма методом с учетом влияния ранее не учитываемых факторов.

Методы исследования

Метрологический анализ методов и средств измерений плотности пород геофизическими методами. Функциональный анализ градуировочных характеристик с несколькими переменными. Экспериментальные метрологические исследования стандартных образцов плотности, имитаторов плотности и различных типов аппаратуры ГТК, статистические методы обработки экспериментальных данных.

Научная новизна работы

1. Впервые установлена степень влияния изменений диаметра скважины и плотности промывочной жидкости на погрешность измерений плотности аппаратурой плотностного ГТК малого диаметра.

2. Установлена зависимость объемной плотности пород, измеренной аппаратурой ГГК-П малого диаметра, от относительного выходного сигнала, диаметра скважины и плотности промывочной жидкости.

3. Предложена математическая модель для учёта влияния глинистой корки на показания аппаратуры плотностного П К при неполной экранировке от влияния среды в скважине.

Основные защищаемые научные положения

1. Выполнение измерений плотности пород с основной абсолютной погрешностью ±50 кг/м при применении имитаторов плотности в виде полупластов для индивидуальной градуировки аппаратуры плотностного ГТК с

недостаточной экранировкой от влияния газожидкостной среды в скважине не представляется возможным.

2. Использование индивидуальных градуировочных характеристик разнотипной аппаратуры ГГК-П, построенных в виде функции плотности от трех переменных (относительного выходного сигнала, диаметра скважины и плотности промывочной жидкости), позволяет уменьшить абсолютную погрешность измерений плотности горных пород до ±35 кг/м3.

Теоретическая значимость работы заключается в обосновании градуировочных характеристик аппаратуры плотности ого ГТК в виде нелинейной функции трёх переменных.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечивается выполнением экспериментальных исследований серийной аппаратурой в аттестованных ГСО плотности пород с параметрами, максимально приближенными к параметрам, отражающим реальные скважинные условия.

Практическая значимость и реализация результатов работы

Разработанная методика градуировки аппаратуры плотностного ГТК в СО объемной плотности позволяет учитывать факторы, влияющие на показания плотностного ГТК, что, в свою очередь, обеспечивает существенное повышение показателей точности измерений плотности горных пород и, соответственно, коэффициента их общей пористости.

Методика градуировки аппаратуры плотностного ГТК с использованием СО плотности и калибровки в имитаторах плотности внедрена в метрологических службах ОАО «Башнефтегеофизика», ОАО «Когалымнефтегеофизика» и ООО «ТНГ-АлГИС».

Личный вклад автора

В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные лично автором в ОАО «Башнефтегеофизика». Автором проведены измерения аппаратурой ГТК в процессе исследований и обработка результатов выполненных измерений. Основные результаты, представленные в работе и

имеющие научную и практическую ценность, получены лично автором: анализ факторов, влияющих на погрешность измерений плотности пластов аппаратурой плотностного ГТК; зависимость измеренной плотности от факторов, влияющих на показания плотностного ГТК; методика градуировки аппаратуры ГГК-П на СО пористости и плотности пород и ее поверки с использованием имитаторов плотности; градуировочные характеристики аппаратуры плотностного ГТК, позволяющие учитывать изменение диаметра скважины и плотности промывочной жидкости.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

- международной научно-практической конференции «Ядерно-геофизические полевые скважинные и аналитические методы при решении задач поиска, разведки и разработки месторождений твердых полезных ископаемых» (г. Октябрьский, 2009);

- научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» (г. Уфа, 2011);

- V молодежной научно-практической конференции «Промысловая геофизика: проблемы и перспективы» (г. Уфа, 2011);

- XIX научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» (г. Уфа, 2013);

- на семинарах в ОАО НПФ «Геофизика» и ОАО «Башнефтегеофизика».

Публикации

Основные научные положения и практические результаты диссертационной работы опубликованы в 8 печатных работах, в том числе три — в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ, две из которых опубликованы без соавторов.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Общий объем работы, включая 34 рисунка, 17 таблиц, 2 приложения и список использованных источников из 118 наименований, составляет 173 страницы.

Автор признателен научному руководителю В.М. Лобанкову за помощь в постановке задач исследований и общее руководство работой, а также коллегам по работе за помощь в выполнении экспериментальных исследований аппаратуры ГГК с использованием СО плотности и пористости и имитаторов плотности.

ГЛАВА 1. ОБЗОР МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ АППАРАТУРЫ ГГК. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1 Обзор аппаратуры ГТК-П.

Изучение плотности горных пород по разрезу скважин методом рассеянного гамма-излучения позволяет решать в комплексе с другими методами промысловой геофизики задачу определения коэффициента пористости коллекторов, используемого для подсчёта запасов нефти и газа.

Первая теоретическая работа по плотностному гамма-гамма каротажу была выполнена И.Г.Дядькиным [25]. Первые практические результаты применения ГТК-П на нефтяных месторождениях получены Ю.А.Гулиным [1921]. В развитии теории плотностного гамма-гамма каротажа большую роль сыграли работы В.Л.Арцыбашева, Ф.Г.Баембитова, Ю.И.Белоцерковец, Д.А.Бернштейна, А.М.Блюменцева, Ю.П.Булашевича, Г.М.Воскобойникова, Г.Б.Варварина, Д.К.Галимбекова, В.В.Гречухина, А.П.Грумбкова, Ю.А.Гулина, И.В.Головацкой, Л.М.Гольдштейна, И.Г.Дядькина, И.А.Дунченко, В.Ю.Зайченко, А.А.Коржева, Д.А.Кожевникова, Ф.А.Куриленко, Б.Е.Лухминского, А.П.Очкур, Г.А.Пшеничного, Р.А.Резванова, Е.В.Семёнова, В.В.Труфанова, Р.Т.Хаматдинова, А.И.Хисамутдинова, Е.М. Филиппова, В.И.Уткина и др. [1-7,9,10,11,18,25,38,40,41,82,86,89,90,93-102]. Особенно крупный вклад в исследование и внедрение плотностного гамма-гамма каротажа для целей использования в нефтегазопромысловой геологии внесён Ю.А.Гулиным [19-21]. Среди зарубежных ученых известны Дж. Титгман, А. Юманс, Дж. Булл, Я.АЛубек и другие [108-117].

Исследования разрезов нефтяных и газовых скважин методом плотностного гамма-гамма каротажа до 1963 г. за рубежом и до 1969 г. в СССР проводились прижимными однозондовыми приборами, которые не позволяли исключить влияние промежуточной среды (глинистая корка, микрокаверны) на результаты измерений. Однозондовые варианты аппаратуры ГГК-П разработки 1960 — 1970 г.г. [4,19,94] обеспечивали регистрацию в скважине интенсивности

и

гамма-квантов, рассеянных в веществе горной породы от источника радиоактивного излучения. Определение плотности было основано на использовании вручную палеточных зависимостей, полученных измерениями на физических моделях скважин [3,19,20,23,46,94].

Первый вариант двухзондовой аппаратуры плотностного гамма-гамма каротажа РГП-1 был создан в 1969 г. во ВНИИГИСе под руководством Ю.А.Гулина [19]. Ее недостатками были необходимость ручной интерпретации и несовершенство методики калибровки [1]. Более совершенная модификация этой аппаратуры РГП-2 была разработана в 1973-1976 г.г. во ВНИИГИСе (Ю.А.Гулин, Р.Т.Хаматдинов, Г.Б.Варварин и др.). Аппаратура имела более совершенную геометрию измерительной установки, метрологическое обеспечение и позволяла автоматизировать обработку показаний двух зондов ГГК-П в процессе каротажа [97].

Параллельно в 1973-1976 гг. во ВНИИнефтепромгеофизике была разработана аппаратура плотностного гамма-гамма каротажа типа РКС-1 (Е.В.Семёнов, В.Я.Иванов), обладающая примерно такими же, что и РГП-2, метрологическими характеристиками. Разработанный алгоритм определения плотности по данным двух зондов ГГК-П обеспечивал для аппаратуры РКС-1 исключение влияния индивидуального разброса градуировочных характеристик зондов и идентификацию аппаратуры по конечному результату определения плотности. Алгоритм основан на применении автоматически выбираемых в зависимости от условий измерений коэффициентов передачи, что обеспечивает исключение искажающего влияния глинистой корки на стенке скважины толщиной до 3,3 см в пористых интервалах [97].

В 1991 г. Р.Т.Хаматдиновым была создана интегральная модификация аппаратуры литоплотностного каротажа, которая позволяла проводить измерения объемной плотности горных пород в пределах 1700 - 3000 кг/и3 и эффективного атомного номера от 7 до 17 З^ф. В 1995 г. была разработана спектрометрическая модификация двухзондовой аппаратуры литоплотностного

гамма-гамма каротажа СГПЛ. В 1999 г. была реализована цифровая модификация этой аппаратуры.

В период с 1998 по 2000 г.г. А.И.Лысенковым (ОАО НЛП «ВНИИГИС», г. Октябрьский) была разработана цифровая модификация аппаратуры литоплотностного гамма-гамма каротажа ЛПК-Ц. В ОАО НПФ «Геофизика» был разработан модуль литоплотностного каротажа ГГК-ЛП.

В 90-х годах сложные геолого-технические условия на месторождениях Западной Сибири (осыпание стенок скважин, опасность прихватов) потребовало создания аппаратуры уменьшенных габаритов для проведения ГИС через бурильный инструмент. В эти годы многие производители аппаратуры плотностного ГТК освоили выпуск приборов диаметром менее 90 мм: СГП-73, 2ГТКП, ГГКЛП (ООО «Нефтегазгеофизика»); ГТК-2, ГГК-ЛП (ОАО НПФ «Геофизика»); ЦСП-ЛПК-76 (ОАО НПП ВНИИГИС).

Работы по разработке аппаратуры плотностного гамма-гамма каротажа за рубежом проводились следующими исследователями: Р.Дебранд, А.Юманс, Б.Вильсон, Янсон и др. [24,107-113].

1.2 Обзор методик измерения плотности горных пород.

С появлением двухзондовой аппаратуры ГГК-П в 70-х годах актуальной стала проблема автоматизации показаний двух зондов с целью представления окончательного результата измерений в виде кривой плотности с максимальным исключением влияния мешающих факторов. При автоматизации процесса измерений использовали вычислительные устройства на основе функциональ�