Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Технология измерений содержания урана, тория и калия в разрезе нефтегазовых скважин и интерпретации результатов

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Технология измерений содержания урана, тория и калия в разрезе нефтегазовых скважин и интерпретации результатов"

НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ПО ГЕОФИЗИЧЕСКИМ РАБОТАМ, СТРОИТЕЛЬСТВУ И ЗАКАНЧИВАНИЮ СКВАЖИН (АООТ НПП "ГЕРС")

РГб ОД

1 2 ляг

На правах рукописи

УРМАНОВ ЭНГЕЛЬ ГАБДРАУФОВИЧ

ТЕХНОЛОГИЯ ИЗМЕРЕНИЙ СОДЕРЖАНИЯ УРАНА, ТОРИЯ И КАЛИЯ В РАЗРЕЗЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН И ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ

Специальность 04.00,12 - геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Тверь - 1996

Работа выполнена во Всероссийской научно-исследовательском и проектно-конструкторскоя институте геофизических методов исследований, испытания и контроля нефтегазоразведочных скважин (ВНИГНК) АООТ КПП -ГЕРС" г Научно-производственном центре •Тверьгеофизика *.

Официальные оппоненты: доктор фиэико-ндтенатнческнх наук,

профессор Лухминский Б.Е. доктор технических наук Блямеииев A.M. доктор геолого-нинералогнческих наук, профессор Фоменко В.Г.

Ведущая организация« Производственное объединение

"Татнефтегеофизика * Завлта диссертации состоится Z7. 09.0G «\ в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 169.13.01 в НПП 'ГЕРС* по адресу: 17ввв34. г.Тверь, проспект Чайковского, 28/2. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке АООТ -ГЕРС-

Автореферат разослан 1996г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор

физико-математических наук . доцент fft-jw Глуздовский В .В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

АКТУАЛЬНОСТЬ РАБОТЫ- Применяемый в России комплекс геофизических исследований нефтвгазораэведочных и эксплуатационных скважин (ГИС) недостаточно однозначно решает задачу выявления коллекторов и оценки их емкостных свойств в сложнопостроенных разрезах, к которым несомненно относятся и отложения с повышенной (Выше 4-5 мкР/А^ радиоак-ивностыо. К таким разрезан относятся доманнковые и верей-башкирские отложения в Волго-Уральской провинции , полимнктовые песчако-глинистые отложения (в особенности юрские.) в Западной Сибири, отложения ассельского и артинского горизонтов в Прикаспийской впадине и др. Неоднозначность решения задачи в этих отложениях связана в первую очередь с неточностью оценки глинистости по данным интегрального ганма-харотажа <ГЮ, а во-вторыхотсутствие« возможности учета минерального состава глин при определении пористости пород по данным ГИС.

Отсутствие в комплексе ГИС методов, чувствительных к изменению минерального состава глинистых породив настоящее время час-го восполняют использованием корреляционных связей между геофизическими и геологическими параметрами тика н

к и к « -Р(Н) (В.Х.Ахияров, 1980) и др. Но эти зависимости в ГЛ п

;вязи с их статистической природой не являются точными, следовательно характеристика отдельных пластов оценивается осредненно,

5ез учета таких факторов, как изменчивость минерального состава юрод, существенно влияющих на точность определения геологиче-

:ких параметров. В большинстве случаев в разрезах с повышенной

>адиоактиеностыо из-за сложности их вещественного состава и

'худшенной фильтрационной характеристики прямые качественные

|ризнакн выделения коллекторов не работают^ и для решения эада-

чи требуется обосновывать косвенные количественные критерии «коллекторские и геофизические; по испытанным пластан или выполнять геолого-геофизические исследования по специальным технологиям и программам (В.Г.Фоменко, И.В.Головацкая и др., 1990), что ведет к потере оперативности и удорожанию работ.

За рубежом для изучения разрезов с повышенной радиоактивностью с начала 80-х годов широко используются данные о содержании естественно-радиоактивных элементов <ЕРЭ; - спектрометрический гамма-карЬтаж (СГК>, который входит в обязательный комплекс ГИС нефтегазовых как бурящихся, так и обсаженных скважин всех категорий. Его данные - диаграммы массового содержания тория (Th>, урана (U) и калия (К) - используются в новейших системах обработки геофизической информации ¿типа GLOBAL, ELAN, PET-. СОМ и лр,;.

Метод СГК в нашей стране развивается с конца 50-х годов. Широкие возможности этого метода при решении разнообразных задач нефтепромысловой геолйгии Били показаны s работах Ф.А .Алексеева Д.И.Лейпунской, Р.П.Готтих, H.Л.Тихомировой, В.И.Пятахика, Д.В, Гусарова, Д.А.Кожевникова, В.В.Хабарова и др., позже - в- работах зарубежных исследователей - В.Фертла, О.Серра и др. Однако из-за отсутствия аппаратуры с приемлемыми для производственных условий технике-эксплуатационными и информационными характеристиками метод в нашей стране пока не нашел широкого применения при исследовании нефтегаэораэведочных и эксплуатационных, особенно глубоких, скважин. Небольшие по объему исследования нефте газовых скважин, в тон числе глубоких и сверхглубоких, выполнены либо экспериментальными образцами, либо приборами ограниченного объема (Индивидуального) производства. Эта аппаратура по

споим технико-эксплуатационным характеристикам ¿недостаточная термобаростойкость, невысокая чувствительность, ограничивающая скорость каротажа в пределах 120 я/ч, отсутствие автоматического контроля н регулировки режима измерений) нало пригодна для кассового исследования скважин. Отсутствие аппаратуры сдерживало и развитие методического и интерпретационного обеспечения иетода-

Настоящая работа направлена на ресэние проблемы повысэния однозначности выделения коллекторов нефти и газа и оценки их свойств в отложениях с повышенной радиоактивностью.

Целью работы являлась разработка технологии измерений содер-кания естественно-радиоактивных элементов - урана, тория и калия в разрезе нефтяных и газовых скважин и интерпретации результатов для использования в производственной режиме геофизических забот.

Для достижения этой цели предусматривалось репанив следующих основных задач*

1. На основе анализа rooлого-геофизической информация о зако-юмерностях распределения радиоактивных элементов в разрезах ■ефтегаэопродуктивных отложений и состояния алпаратуно-методнча— :кого обеспечения СГК нефтяных и газовых скважин—научное обосно->ание требований к измерительным, регистрирующин, обрабатывающим и интелретационным системам.

2. Исследование комплекса факторов, влияющих на технико-экс-1луатационные характеристики измерительных систем, выбор опти-|альных конструктивных и технологических решений, обеспечиваю-2их их высокую чувствительность и стабильность работы в услови-IX глубоких скважин, и разработка на этой основе термобаростой-

S

кой скважинноЯ аппаратуры СГК апя кассового применения.

3. Разработка технологии отбора и передачи инфорнации по геофизическому кабелю, ев регистрации и обработки с учетом влияния условий измерений в бурящихся и обсаженных эксплуатационной колонной скважинах.

4. Разработка методических основ интерпретации результатов измерений, в тон числе в комплексе с данными других методов ГИС.

5. Опробование разработанной технологии в различных геолого-технических условиях бурящихся и обсаженных скважин, анализ их результатов и выработка рекомендаций по использованию информации о содержании ЕРЭ в разрезе при решении задач нефтепромысло.-вой геологии.

Методы исследования включали;

а; физическое и математическое моделирование условий измерений в необсахенных и обсаженных скважинах и анализ их результатов ;

б) проектирование и пакетирование экспериментальных образцов измерительных систем и испытание их в лабораторных и натурных условиях I

в) опробование разработанной технологии при исследовании глубоких нефтагазоразведочных и эксплуатационных скважин, сопоставление полученных результатов с данными применяемого комплекса ГИС, керна и испытаний.

Достоверность полученных результатов исследований подтверждается совпадением основных выводов теоретического анализа и эксперимента, в том числе полученных при опробовании разработанной технологии в условиях глубоких нефтегазоразведочных и эксплуатационных скважин.

Научная новизна1

1. Разработана промышленная технология измерения содер&ания естественно-радиоактивных элементов - урана, тория и калия в разрезе нефтегазовых сквахнн, заключающаяся г

-В отборе сигналов детектора по амплитуде в энергетических окнах излучения 7/1, и я К в интервале энергия 0,8 - 2,9 МэВ в скважинном приборе при автоматической стабилизации скалы спектрометра с использованием репврного у-излучения/

-преобразовании информации в цифровой код и передачи ев по геофизическому кабелю;

-регистрации этой информации на носитель в цифровой форме о процессе каротажа;

-обработке зарегистрированной информации с использованием данных калибровки аппаратуры и с учетом влияния сквагинных условий для получения содержания ТЛ, и, К и относительных парамтров и/К, 77?/ и и ТЬ/ К и выдаче результатов в цифровой форне и твердой копии аналоговых диаграмм в принятых в международной практике форматах.

2.Предложена и разработана технологическая схена обработки и интерпретации полученных данных, состоящая из;

-блока определений глинистости и содержания органического материала в пластах исследуемого разреза ;

-блока определения минерального состава глин/ -блока определения водородного индекса, плотности, интервального времени и других параметров глинистого цемента;

-блока учета параметров глинистого цемента при комплексной интерпретации данных ГИС для определения емкостных и литологиче-ских характеристик пластов-коллекторов.

3- Обоснованы требования к технико-эксплуатациониын и метрологическим информационными характеристикам скважинкой аппаратуры и усовершенствованы узлы;

-детектирования для обеспечения необходимой термо-баропроч-ностн, концентрационной чувствительности и эксплуатационной надежности /

-Формирования каналов амплитудного анализатора К, U и Trt с использованием 3-х, 4-х и 5-и энергетических окон/

-стабилизации шкалы спектрометра с использованием двух пиков реперного излучателя №-22.

Практическая ценность работы состоит в том, что ев результаты явились основой для внедрения в производственную практику геофизических исследований глубоких скважин различного назначения метода спектрометрического ганна-каротажа. При этом;

1. Разработана аппаратура спектрометрического гаииа-карота-' жа <СГК> глубоких скважин с температурой на забое до 200°С и гидростатическим давление» до 120 МПа, позволяющая проводить исследования низкорадноактивньк осадочных отложений со скоростью каротажа не менее 200 -н.уч, в том числе в обсаженных эксплуатационной колонкой скважинах.

2. Создана промышленная технология измерения содержания урана , тория к калия в разрезах нефтегазовых скважин, оформленная в виде "Методических указаний по проведения спектрометрического гамма-каротажа аппаратурой СГК и обработке результатов изпере-

' ннй" с приложением пакета программ; -цифровой регистрации данных СГК/ -обработки результатов калибровки аппаратуры СГК/ -обработки результатов скважинных измерений и получения дна-

грани СГК в принятых в международной практике форнатах;

-расчета глинистости и содержания глинистых минералов;

3. В процессе опробования разработанной технологии;.

-впервые скважинными измерениями подтверждено, чтс) повышенная радиоактивность песчаников колг«некой толпи в Оренбуржье связана с торием ^содержание которого достигает до 7-9 10

а аргиллитов ассельосого и артинского горизонтов в Казахстане -ураном (га 6 íO~^X)t

-подтверждена связь ловывенной радиоактивности карбонатных отложений различного возраста с их битуминозностью, проявляеиых по данным СГК повышенный содержанием и 1до 28 Ю-4* в отлокэни-ях среднего карбона на Оренбургской плопади);

-установлено, что преимусественный состав глинистых минералов в отложениях девонского времени на плооади Колва /Тияано-Печорская провинция> связан с иллитон.

Защисаемыми полояениянн диссертации являются *

1. Технология отбора, обработки, передачи и регистрации сигналов детектора гамма-излучения э условиях глубоких нефтегазовых скважин;

2. Технологическая схема обработки и методика интерпретации результатов измерений содержания и, 77) и К в разрезе нефтегазовых скважин, в тон числе в комплексе с данными других методов ГИС ;

3- Результаты разработки тернобаростойкой аппаратуры СГК для массового применения пои исследовании нефтегазовых скважин;

4, Геологические результаты, полученные в процессе опробования и внедрения разработанной технологии в основных нефтегазодобывающих районах России, Казахстана и Республики Куба.

Внедрение результатов работы начато в Оренбуржье (МПП "Неоген *), Казахстане (АО Тео-Игилик-сервис •) , Тияаяо-Печорсков провинции (Поморская экспедиция ГНС.), Западной Сибири (ПО Сур-гутнефтегеофизика./ и Республике Куба ¡СЦВЫ-СЮ). Планируется поставка аппаратуры и методического обеспечения СГК в Якутию (Ленское ПГИС;, Узбекистан (ПО "Уэбекгеофизика") и Сахалин. В рамках специализированной русско-кубино-канадской фирмы СЦВДШО автор внедрил метод СГК в комплекс исследований обсаженных скважин Кубы с целью доразведки вышележащих от эксплуатируемых отложений.

Апробация теоретических и экспериментальных результатов работы осуществлена в процессе создания технологии во ВНИГИК, НПГП "ВНИИЯЯГГ " и ОКБ ГП, а также при исследовании нефтегазораэведоч-ных скважин Урало-Поволжья, Тинано-Печорской провинции, Западной Сибири, Казахстана и эксплуатационных скважин Республики Куба.

Основные научные положения диссертационной работы докладывались на;

Всесоюзном научном семинаре "Спектрометрический гамма-каротаж" (Геленджик, 1991);

конференции памяти П.С.Шимилевича " Ядерная геофизика при поисках, разведке и эксплуатации нефтегазовых месторождений и твердых полезных ископаемых" (Москва- Опалиха, 1992);

семинаре специалистов по геофизическим, исследованиям и работам в скважинах; "Определение параметров коллекторов и залежай нефти и газа по материалам ГИС " (Тверь, 17-21 июня 1992 г.);

совещании "Карбонатные коллектора. Проблемы геологии и неф-тегазоносности" (Киев, сентябрь 1992

международной научной Конференции Теофизика и современный

Ю

мир" (Москва , 9-13 августа 1993 г.)/

межгосударственной научной Конференции "Сцинтилляторы - 93" ¿Харьков, сентябрь 1993 г.).

научно-практической конференции "Компьютерные технологии ГИС" (Тверь, 27-30 мая 1996 г.).

Основные положения диссертации и полученные результаты исследований опубликованы в 22 научных статьях и сообщениях на научных конференциях, а также в описаниях 5 изобретений.

Отдельные результаты, связанные с разработкой аппаратуры и ев опробования для решения конкретных геологических задач отражены в отчетах ВНИГИК по госбюджетной тематике и договорным с геологическими организациями работах.

Диссертационная работа базируется на результатах исследований, выполненных авторон лично и при его непосредственном участии в 1988-1996 г.г. в отделе радиоактивного каротажа Всероссийского научно-исследовательского и проектно-коиструкторского института геофизических методов исследований, испытаний и контроля нефтегазоразведочных скважин ЙЗНИГИК; АО НПП ТЕРС" ¿ныне НПЦ "Тверьгеофизика ") и в научно-производственном государственном предприятии по геофизическим, геохимическим и геоэкологическим исследованиям НПГП "8НИИЯГГ В ней использованы также некоторые результаты ранее проведенных исследований автора.

Разработка аппаратуры СГК проводилась во ВНИГИК совместно с Киевским ОКБ ГП ¿Л.М.Гольдпггейн, В.В .Роговец.»,

Разработка термостатированного детекторного блока для аппаратуры СГК проводилась совместно с Институтом Монокристаллов АН Украины (Б.В.Гринев, В.Л.Янкелевич, А.М.Литичевский).

Разработка метрологического обеспечения измерений проводи-

лась совместно с метрологической лабораторией НПГП "ВНИИЯГГ" (В.Г.Цейтлин, В.С.Петренко, А.В.Зуев, В.И.Прилипухов.».

В процессе разработки методики СГК учитывались результаты теоретических н экспериментальных исследований, проведанных во ВНИИГеоснстен ГА .М.Блкменцев , А.П.Груибков , В.И.Пятахин, В.В.Миллер, Д.В.Гусаров, Б.Э.Мецгер; к ГАНГ СД .А.Кожевников).

Экспериментальные исследования и разработка аппаратуры проводились совместно с Г.Б.Варваринын, Г.К.Точиленко, С.Н.Зинчен-ко, А.И.Янтером, А.П.Глебовыи и С.В.Каркановык.

Теоретические расчеты, разработка методики обработки результатов скважинных измерений и обрабатывающих программ проводились совместно с С.Ю.Головаикни, В.А.Велижакинын, А.М.Жуковым, А.М.Фроловым, В.К.Горбачевым и Б.К.Журавлевый.

Опытно-промышленное опробование разработанной аппаратуры и методического обеспечения СГК проводилось при заинтересованном участии руководителей, н работников производственных организаций - Ухтинской геофизической экспемиинн Ы .Н .Хорянн , А .Л .Зуба рев,». Оренбургской экспедиции ГИС (В.П.Стенин;, ПО "Гатнефте-геофизиха " СЛ .Н.Воронко*, М.И.Мансуров, Н.П.Маринин;, Поморской геофизической , экспедиции /А.Л.Кисельнам;, Ахтюбинской ЗГИС ГА.И.Товкач;, КПП Неоген" <Н.Г.Забороиок, А.В.Савинков; и треста "Сургутнефтегеофизнка " (Я.О.Попов, В.Н.Расторгуев, Н.К.Глебн-чева;.

При постановке и проведении работ автор пользовался поддержкой и консультациями профессора П.А.Бродского, д.т.н. Р.Т.Ха-иатдиноза, д.т.н. Ф.Х.Еиикеевой, д.г.-к.н. Г.Г.Яценко, д.г.-м.н. А.В.Ручкииа, д.т.н. В.Ф.Козяра, д.т.н. Д.В.Белоконя, профессора Б.Е.Лухиинского, д.т.н. А.М.Блхменцева, профессора Я.Н.Васина,

иблюдаются против битуминозных отложений различного, возраста (Алексеев Ф.А. и Тихомирова Н.Л., 1974/ Хабаров В.В. и др.,1980,>. Осаждение солей U на ценентном камне и стенках обсадных труб наблюдается против продуктивных пластов при их обводнении в процессе разработки (ОСуснуллин М.Х., 1973).

Результаты слектронетрии гамма-излучения ЕРЭ - данные о кон-1ентрации элементов и их соотношения - дают однозначный ответ is многие вопросы, возникающие при геологических исследованиях разрезов глубоких разведочных скважин, в том числе осадочного »омплехса - основного резервуара скопления углеводородов» Они »ходят составной частью в геохимический каротаж (Hertzog R. et л1, 19В7), осуществляемый ядерными нетодами на основе определения элементного состава пород и их концентрации. Данные геохимического каротажа в свою очередь используются для определения минерального состава пород в скэажинах, где не отбирался керн, и, через минеральный состав, для оценки теплопроводности пород (Dove R.E.p Williams C.F., 19В?) - возможно важного для поисковых целей и оценки геологической обстановки параметра.

Во.второй главе анализируется состояние аппаратурно-методиче-ского обеспечения измерений содержания U, Th и К в нефтегазовых скважинах, формулируются основные требования к ее элементам.

Метод СГК в нашей стране развивается уже около 40 лет. Большой вклад в раэитие метода применительно к условиям нефтяных и газовых скважин внесли работы Ф.А.Алексеева, Д.И.Лейпунской, Р.П.Готтих, H .JÎ. Тихомировой/ аппаратуры и методики скважинных измерений - Д.Ф.Беспалова, А.П.Грумбкова, В.И.Пятахина, Д.З.Гусарова, Б.Э.Мецгер/ метрологического обеспечения - А.М.Блюнен-иева, Б.Ю.Мельчука, В.Г.Цейтлина. Однако серьезного продвиже-

имя в области промышленного использования при исследованиях нефтегазовых скважин, особенно глубоких, метод не получил, в основном из-за отсутствия серийно выпускаемой высокочувствительной и термобаростойкой аппаратуры. Скромные результаты в создании аппаратуры СГК глубоких скважин не способствовали также развитие его методического и интерпретационного обеспечения. Результаты опробования СГК в отдельных скважинах интерпретировались только на качественном уровне. Были предприняты отдельные попытки петрофизического обоснования информативности СГК (Хабаров В.В., Нелепченко О.П. и др., 1980; Мамятев В.Г., Никифррова Г.Ф. и др., 1988;, но они носили региональный характер и не подкреплялись результатами скважинных измерений.

За рубежом широкому использованию метода способствовали работы В.Фертла, О.Серра, Дж.Куирейна, Дж.Балдвина, Г.Матнса и др. Ведущие геофизические фирмы создали термобаростойкую автостаби-лизированную аппаратуру СГК, позволяющую проводить каротаж со скоростью 180-240 нЛ (ВаЧекеп ¿..1. аЬ л1, 1984; Б.*.,

а1, 1984), и стали проводить исследования практически во всех разведочных скважинах (Фертл В.Х., 1983>. Возможности СГК были широко использованы в новейших системах обработки геофизической информации Ок11ГВ1п ЛА. вЬ а1, 1981).

Широкие исследования возможностей создания термобаростойкой аппаратуры с автоматической стабилизацией работы спектрометра и методическо - интерпретационного обеспечения СГК глубоких скважин в нашей стране были начаты во второй половине 80-х годов во ВНИГИ (Куриленко Ф.А., Шадринов П.Н. и др.>, ВНИГИК ГВар-варин Г.Б., Зинченко С.Н., Точиленко Г.К., Ханатдинов Р.Т. и Урманов Э.Г„> МИНГ (Кожевников Д.А., 1986). В последние годы к ра-

ботам по совершенствованию аппаратуры и нетодики СГК нефегаэовых скважин подключился ВНИИГИС (Кучурин Е.С., Крысов к.к.} и вновь вернулся ВНИИГеосистем ¿Кадисов Е.М., Миллер В.В., Калмыков Г.А. и Кашина Н.Я.). В результате этих работ во ВНИГИ созданы образцы терностатированной аппаратуры СГК, концентрационная чувствительность которой позволяет проводить каротаж со скоростью порядка 120 450 м/ч, в МИН Г - методика алгоритмического учета сква-жииных условий в гамма-спектронетрии горных пород, а во ВНИГИК -весь конплекс аппаратурного С2,в,2&], методического Л.1,12,18.7 и интерпретационного 19,10,13,197 обеспечения СГК в нефтегазовых скважинах. Теи самым созданы условия для широкого использования СГК при исследовании глубоких скважин различного назначе-чения в производственных масштабах.

На основе проведенного анализа состояния аппаратурно-нетоди-ческого обеспечения измерений содержания ЕРЭ в разрезах нефтегазовых скважин определена структурная схема технологии и сформулированы требования к ев элементам, а также определены задачи исследований и перечень разработок. Они сводятся к следующему;

концентрационная чувствительность аппаратуы по и и 77» - не ненее 0,5 »кп/С/рра, по К - не менее 3,5 имп/с/Х; стабилизация энергетической шкалы - автоматическая в скважиннон приборе/ ан-плитудный анализ сигнала - в скважиннон приборе/ передача информации - по телеметрическому каналу связи; ударо- виброзащита детектора; конструкция скважинного прибора - проходной модуль; термоустойчивость - до 200°С в течение 5-6 часов;

стабильность метрологических характеристик аппаратуры в диапазоне рабочих температур не хуже 3 X и она должна контролироваться во время каротажа; обеспеченность средствами и методикой

калибровки аппаратуры как на базе, так ив полевых условиях (д о и после каротажа.;; возможность оперативной оценки качества спек-троиетра по результатам его калибровки; обеспеченность программой обработки результатов измерений при калибровке аппаратуры/

возможность аналоговой и цифровой регистрации данных, обеспеченность методикой и программными средствами регистрации и первичной обработки ;

обеспеченность палеточными материалами и методикой учета сква-жинных условий, алгоритмами и программами расчета содержаний ЕРЭ и других параметров СГК по результатам измерений в открытом стволе и в обсаженных скважинах и выдачи результатов в принятых в международной практике форматах;

методика качественной и количественной интерпретации, алгоритмы и технологическая схема расчета геологических параметров;

методика и алгоритмы использования данных СГК при комплексной интерпретации данных ГИС, рекомендации по использованию СГК при изучении разрезов нефтегазовых скважин в различный период их фут нкционировакия.

В третьей главе приводятся результаты исследований по совершенствованию систем измерения применительно к условиям массовых исследований нефтяных и газовых скважин.

Технике-эксплуатационные и петрологические (Информационные> характеристики систем измерения содержания ЕРЭ в скважинах определяются ;

-свойствами выбранного детектора; -эффективностью стабилизации шкалы спектрометра; -принципами построения анализатора импульсов и его настройки, а также системы передачи информации;

-конструктивным исполнением основных узлов скважинного прибора, обеспечивающин его тепло-, баро- и ударопрочность при сохранении максимальной "прозрачности " корпуса для ганна-квантов не только высоких, но и низких энергий.

Основными требованиями, предъявляемыми к детекторам для сква-жинных измерительных систем содержания ЕРЭ являются; относительно высокое ¿Не хуже 20 X по линии Св-137; энергетическое разрешение, высокая эффективность регистрации гамма-квантов ¿до энергии 3,0 МэВ;, стабильность характеристик преобразования сигнала в широкон диапазоне температур ¿от минус 50°С до плюс 200°С.>, механическая прочность и негигроскопичность.

Анализ характеристик современных детекторов, используемых в аппаратуре СГК, показывает, что в условиях скважинных измерений ¿ограниченное пространство скважинного прибора, большой диапазон иэненения тенпературы окружающей среды, ударные и вибрационные нагрузки ) ни один из известных детекторов в полной мере не удовлетворяет всем вышеперечисленным требованиям. Полупроводниковые детекторы обладают высоким энергетический разрешением, но ниэкоэф-фективны и часть из них работает только в условиях низких температур. Разрабатываемые газовые детекторы на основе сжатого ксенона также недостаточно эффективны. Кроме того их рабочий диапазон ограничен температурой сжижения ксенона ¿10°С при давлении 6 МПа^.

Наиболее полно, несмотря на относительно низкое энергетическое разрешение, вышеперечисленным требованиям удовлетворяют неорганические сцинтилляционные детекторы.

По энергетическому разрешению и свеговыходу при высокой эффективности регистрации ¿до 502; наиболее приемлемыми для СГК являются сцинтилляторы НаЛТ1) и CsJ¿Л/a^. Однако по эффективности они уступают германату висмута (ВБО) и вольфронату кадмия. Послед-

кие в силу высокой плотности <сг) и большого 2^ представляют значительный практический интерес, особенно для скважинных приборов малого диаметра, так как имеют ббльшую эффективность. Также перспективным является применение детекторов на основе ортосиликата редкоземельных элементов - гадолиния (Stroa&tiold et al, 19В6) и лютеция tMelcher C.L., Schueitzer J.S., 1992), активированного церием (GSO, LSO). Однако каждый из них имеет свои недостатки; ВСО -высокую температурную зависимость световыхода, вольфромат кадмия -большое время высвечивания, GSO и LSO - очень хрупкие, ограничивающие их применение,в скважинкой аппаратуре.

На основе анализа технико-эксплуатационных характеристик неорганических сцинтилляторов при разработке аппаратуры СГК были выбраны детекторы на кристаллах больших размеров (S0x250 им) из NaJ(TI) и CsJ(Na) состыкованные с ФЭУН51 в единый герметичный сцинтиблок без промежуточного стекляного окна между фотокатодон ФЭУ и сцннтнлляторон Мри Е.М. и др., 1981; Андрюцемко Л.А., Гринев Б.В. и др., 1989J. Такое исполнение позволяет получить лучшее, энергетическое разрешение Сдо 10-12 Z по линии Cs-137 для NaJ(Tl). и оптимальное соотношение между комптоновским рассеянием и пиком полного поглощения.

Результаты экспериментальных исследований характеристик детекторов на базе NaJ(Tl) и CsJ(Na) показали, что эффективность CsJ(Na) в области энергий фотопиков U и Th <1,46; 1,76 н 2,62 МэВ, соответственно; в 1,7-1,9 раза выше чем у NaJ(Tl).

При повышении температуры примерно до 70°С амплитуда импульсов и энергетическое разрешение этих сцинтиблоков практически не изменяются. При дальнейшей повышении температуры энергетическое разрешение у обоих детекторов ухудшается и при температуре 120°С падает в 1,15 раза. В то же время амплитуда импульсов растет, дости-

гая максиьуиа при 100°С, * затем бистро падает.

Таким образом, до 70°С эти сцинтиблоки . могут использоваться баз дополнительных средств стабилизации. При более высоких температурах необходимо применять теряостатирование сцинтиблоков и систему автостабилизаиии спектрометра à целом по реперному фотопику. При этом диапазон изменения коэффициента усиления усилителя системы автостабмлизаиии вполне укладывается в пределах 1-4. На основе результатов экспериментальных исследований характеристик сцинтиблоков Î15J при разработке аппаратуры в варианте термостойкостью до 150°С fr.е. без терпостатирования детектора; в качестве детектора был выбран сцинтиблок на базе Na7<71), а для варианта термостойкостью до 200°С был разработан специальный терностатированный сцинтиблок на основе CsJtUa) С7 3. Последний отличается от известных ресэннй (Куриленко Ô.A. н др., 1984; тем, что корпусом блока является сан металлический терностат Î5J. Это позволило более эффективно использовать стесненный объвм термостата Ca значит и сква-гиннного прибора; для размещения кристалла увеличенного, объёма <54x250 мм; и при этом сократить количество слоев, поглооаюдох гамма-излучение. Блок сохраняет работоспособность в течение 5 часов при температуре окружающей среды 260°С. В нем имеется встроенный реперный источник. Активность источника подбиралась с учетом необходимой статистики для работы системы автостабилизации спектрометра и минимального вклада реперного излучения в измерительные каналы (в основном К;.

Стабилизацию работы спектрометров обычно производят по фотопнку реперного гамма-излучения ¿Брагин к.К., 1970/ Rabbins С.A., 1981t. При этом в качестве реперного источника применяют моноэнергетические гамма-излучатели низкой rtO-lOO КэВ; или средней Я.00-1ООО КэВ; энергии с достаточно большим по сравнению со сроком службы

аппаратуры периодом полураспада, например, йа-241 <59,5 КэВ; 433 года; или Св--137 <662 КэВ; 30 лет;. Поскольку линия излучения йт-241 находится в начальной части энергетической шкалы, стабилизация работы спектронетра при его использовании в качестве реперного излучателя относительно не высока и составляет около 5ДГ (Беетап В., 1981;. Поэтону при разработке аппаратуры ОГК нани выбор был остановлен на Св-137. При этом были приняты специальные меры для повышения точности и стабильности работы системы, такйе как; вычитание 'пьедестала" под реперным фотопиком (Варварин Г.Б., Гулин.Ю.А. и др., 1986;, двойная система регулировки работы спектрометрического тракта - путём изменения порогов дискриминации анализатора и плавной регулировки коэффициента усиления усилителя ¿Варварин Г.Б., То-чилеико Г.К., Хаматдинов Р.Т. и др., 1982;.

Дальнейшее повышение точности стабилизации энергетической шкалы спектрометра может быть достигнуто на основе использования несколь ких реперных фотопиков гамма-излучения и корректировки её как в о' ласти низких, так и высоких энергий.

Автором совнестно с Г.Б.Варвариным и А.И.Янтером исследован* возможность использования изотопа ЛЬ-22 в качестве реперного гак ма-излучателя для двойной стабилизации шкалы спектрометра и прел ложена схема разделения реперного и информационного излучений СЗJ Для реализации этой схены по составленным автором техническим требованиям во ВНИИМонокристаллов <Б.В.Гринев, А.В.Тарасов; был изготовлен бета-детектор из паратерфинила с встроенным в его тело изотопом ЛЬ-22. Паратерфинил в качестве бета-детектора был выбран потому, что он по своим температурным характеристикам близок к ЫаЛТ1), основного детектора спектрометра, и обладает высокой эффективность» регистрации бета-излучения. Геометрические размеры детектора выбирались таким образом, чтобы все образуемые при рас-

пале Лё-22 бета-частицы регистрировались, а сопровождающее гамма-излучение ослаблялось минимально. При изнерениях основной и вспомогательный детекторы располагались торец в торец. В качестве основного детектора использовался сцинтиблок на основе №J(T1) размерами 50x250 мм, а бета-детектор сочленялся с термостойким ФЭУ-102. Результаты измерений показали, что после разделения реперно-го и информационного излучений в спектре информационного излучения (В данной случае Cs-137.» под пиком 1,27 МэВ остается Фон от излучения Лё-22 интенсивностью порядка 12-13 Z от интенсивности фотопика, связанный с излучением при к-захвате. Поэтому этот фон не может быть устранен. Но, поскольку в качестве репера используется излучатель небольшой активности - порядка нескольких . единиц КБк, интенсивность этого фона невелика и постоянна и, следовательно, может быть учтена при обработке результатов иэнерений.

Разделение реперного и информационных сигналов Дает возможность проводить измерения во всем диапазоне энергетического спектра гамма-излучения ЕРЭ. Однако для этого необходимо обеспечить максимальную "прозрачность " корпуса сквахинного прибора для гамма-излучения в низкой области энергий при сохранении его баропрочности. Для уменьшения ослабления гамма-излучения ЕРЭ охранный кожух скважинно-го гамма-спектрометра изготавливают из сплавов легких металлов, например, титана (Gadeken L.L. &t al, 1984.», бериллия и меди (Jan Jih Mirt, Harrel J.W., 1937) или из составных элементов, например, алюминия и углерода с эпоксидными компаундами (Smith H.D., 1982).

Нани исследованы возможности использования в качестве конструктивных элементов корпуса выпускаемых промышленностью керамиче-:ких цилиндров марки 22ХС, которые при одинаковой толщине стенок |римерно в два раза больше выдерживают давление, чем сталь Лсоэф-1ициент прочности на сжатие у керамического цилиндра (16-24; 10*

кг/Ьн2, а у стали - (8-10; 10*кгуЬма;. Керамика ввиду ев невысокой плотности Лг=<3,7 г/см ) и'эффективного атомного номера гг^^П; отличается и малым, по сравнению со сталью <И даже с титаном;, линейным коэффициентом поглощения гамма-квантов. Так, для гамма-квантов с энергией около 2,0 МэВ ^22ХС'Ю,16; 0,333; 0,19

см"1. Конструктивно корпус спектрометра против детектора гамма-квантов выполнен из составных трубчатых элементов - внутри стальной трубыетолщиной стенок 3 мм расположена вторая труба, собранная из керамических цилиндров с внешним диаметром 96 им и толщиной стенок 5 мм. Охранный кожух такой конструкции испытывался в гидрокамере на 80 МПа. Разрушений тг.убчатых элементов и проникновения жидкости в корпус не было.

Результаты сравнительных оценок ослабляющих гакна-иэлучение характеристик составного корпуса и стальногостолщиной стенок 10 мм показали, что последний ослабляет гямиа-излучение в области энергий 2,0-2,5 МэВ на 8,5 X; 1,6-2,0 МэВ - 12,6 X; 1,3-1,6 Мэв - 14,2 X; 1,0-1,3 МэВ - 16,1 X! 0,8-1,0 МэВ - 18 X; 0,166 МэВ - 3,2 раэа; 0,125 МэВ - 5,4 раза сильнее; а в области 0,06 Мэв ¿излучения Ая-241; практически полностью его поглощает, в то время как составной корпус достаточно большую часть излучения пропускает. Последнее обстоятельство при использовании описанной выше систены вычитания спектра реперного излучения дает воэножность проводить измерения не только в области комптоновского рассеяния, но н в области полного фотопоглощения, т.е. определения эффективного атонного номера ¿^ф¿Или сечения фотоэлектрического поглощения - Ре; среды излучения ¿Горных пород; при спектрометрическом гамма-каротаже П 7. Кроме того, при использовании составного корпуса и 5-и пик на спектре ЕРЭ [2Ь] концентрационная чувствительность спектрометра повышается; по Г/> и и на 16,2 ¿. и К на 14 X.

Информационные каналы спектрометра формируются при настройке энергетических окон анализатора импульсов. От настройки энергетических каналов спектрометра зависит точность определения содержаний ЕРЭ. Она производится с использованием образцовых гамма-излучателей (ОСГИ; или комплекта полевого калибровочного устройства (ПКУ;, содержащего естественно-радиоактивные элементы - К, и, Т/>, а также многоканального анплитудного анализатора импульсов. Настройка заключается в установлении границ энергетических каналов (окон) анализаторов реперного излучения Сэ и К, и, ТЛ. Существует два подхода при настройке спектрометра. Первый подход - настройка каналов на регистрацию счета под пиками полного поглощения в области энергий 1,46 (Ю, 1,76 (Ц) и 2,62 аь> МэВ. Ширина каналов устанавливается еестко (1,3 - 1,6 МэВ для К-401,66 - 1,9 МэВ для и 2,4 - 2,9 МэВ для Т 1С)

(Арм Е.М., Гусаров Д,В. и др., 1988; или подбирается в зависимости от энергетического разрешения детектора.

Второй подход предусматривает установление каналов без промежутков , включая в ториевый канал и пик вылета одного гамма-кванта (2,62-0,51 МэВ;. При этой границы энергетических каналов устанавливаются; (1,1-1,6;; (1,6-2,0.»; (2,0-3,0; МэВ (ВеетапВ.К При первом варианте настройки спектрометра обусловленность ре-тения натричного уравнения при определении содержания ЕРЭ лучше, чем при втором. Однако первый вариант применим только в случае эысоксго (лучше чем 10 Х> и стабильного во времени энергетическо--о разрешения детектора. На практике же, когда в качестве детекторов применяются кристаллы большого объёма, энергетическое разрешение которых часто не лучше 13-14 X по линии Сэ-137 и в про-дессе эксплуатации ухудшается, в "узких" энеретических каналах 1роисходит значительная потеря в счете, особенно в канале ТЛ, т.е.

возрастают статистические погрешности измерений, что в конечном счете ведет к снижений скорости каротажа.

Второй вариант настройки менее критичен и точность определения содержаний ЕРЭ меньше зависит от величины и временной нестабильности энергетического разрешения детектора. Как показывают результаты оценки основных относительных погрешностей определения содержаний ЕРЭ в смешанной модели, в первом случае погрешность определения содержания Th в 1,5 раза выше, чем во втором. Это дает основание для настройки аппаратуры с использованием принципа смежных окон. При этом нет необходимости установления жестких границ. Поскольку энергетическое разрешение детекторов различное и меняется в процессе эксплуатации, настройка каналов анализатора производится индивидуально путем установления границ в точках минимума между пиками полного поглощения излучения на спектре ЕРЭ.

Одним из эксплуатационных недостатков ранее разработанных образцов скважинной аппаратуры спектрометрического ганна-каротажа являлась недолговечность блока детектирования из-за отсутствия эффективной амортизирующей системы большой массы хрупкого монокристалла и не менее хрупкого фотоэлектронного умножителя в корпусе скважинного прибора. Для устранения этого недостатка автором совместно с C.B. Кармановым, А.П. Глебовым и Р.Т.Хаматдино-вым предложена Г4 3 и разработана конструкция подвески блока детектирования с использованием комбинации мягкого Саля защиты от вибрации; и жесткого (противоударного; амортизаторов.

Полученные результаты исследований и анализа технических требований были использованы при разработке аппаратуры СГК для кассовых исследований глубоких нефтегазовых скважин [9 3.

В состав аппаратуры входят; скважинный прибор, пульт управле-

2В

ния и комплект полевого калибровочного устройства ¿ПКУ;.

Функционально скважинный прибор состоит из сцинтнлляционного блока детектирования гамма-квантов, усилителя с плавной регулировкой коэффициента усиления, схемы поиска реперного фотопнка, анализатора импульсов от излучения К, и и ТЛ, анализатора импульсов от реперного излучения, теленетрической системы и блока питания.

Поток электрических импульсов, амплитуда которых пропорциональна энергии поглощенных в детекторе гамма-квантов, поступает на вход усилителя. При включении прибора коэффициент усиления усилителя устанавливается в определенное ¿начальное) значение. Усиленный сигнал с выхода усилителя поступает на входы амплитудных анализаторов. Анализаторы инпульсный поток разделяют по каналам К, и, ГЛ, интегрального ¿суммарного; и реперного <Сз-137; излучений. Выделенные импульсные потоки затем поступают в телеметрическую сис-тену, где преобразовываются в телеметрический сигнал для передачи по кабелю.

В приборе предусмотрена упомянутая выше двойная регулировка паранетров спектрометра. Грубая регулировка осуществляется

во время поиска реперного фотопика изменением порога дискриминаторов амплитудных анализаторов, а плавная регулировка — изменением коэффициента усиления входного усилителя в момент воздействия дестабилизирующих факторов, таких как иэненение температуры окружающей среды, напряжения питания и т.п.

Динамический диапазон усилителя обеспечивает непрерывную ¿без переключения порогов дискриминации; работу схемы спектрометра во всем диапазоне рабочих температур.

Конструктивно скважинныР прибор состоит из двух блоков - электронного и детекторного.

В электронном блоке внутри металлического термостата типа ТМС-

1 расположена электронная схема спектрометра и телеизмерительной системы.

Блок детектирования исполнен в двух вариантах, в зависимости от которых обеспечивается работоспособность аппаратуры при температуре окружающей среды до 150°С к до 20Г)°С.

В первом варианте в качестве детектора используется сцинти-блок СБН-05 на основе монокристалла !ЯаЗ(71) размером 50x250 мн и ФЭУ-151, который в корпусе детекторного блока подвешивается с помощью упомянутой выше амортизационной системы.

Во втором варианте используется описанный выше термостатированный сцннтиблок СБН 10.54.250 на основе сцинтиллятора С&ЛЫа) размером 54x250 мм и термостойкого фотоэлектронного умножителя "Уренгой -2". Блок является проходным и обеспечивает использование сква-жинного прибора в качестве модуля, присоединяемого к скважинным приборам других методов каротажа.

В аппаратуре СГК использована пятиканальная телеизмерительная систена модульной аппаратуры радиоактивного каротажа РК-П (руководитель разработки Хаматдинов Р.Т.; и, соответственно, для питания скважинного прибора и разделения информационных снгна лов -ев наземный пульт. В наземном пульте предусмотрена возможность регистрации поступающей со скважинного прибора информации в аналоговой (с помощью серийных каротажных осциллографов; и в цифровой (без преобразования частоты импульсов в аналоговый сигнал; форме на магнитный носитель при наличии соответствующих регистраторов.

При использовании других типов телеметрических систем цифровых станций необходимость в пульте управления аппаратуры РК-П отпадает.

Конплект ПКУ-ЕРЭ используется для калибровки аппаратуры и контроля ей метрологических характеристик до и после скважинных

изменерений. Он состоит из трёх цилиндрических моделей пластов; ПКУ-ТЛ, ПКУ-К и ПКУ-и. Содержание ЕРЭ в ПКУ является индивидуальным и определяется при их аттестации в установленном в РД 4106-124-90 порядке.

Техническая характеристика аппаратуры СГК

-4

Диапазон измерения массовой доли,* U и Th: (0,5-200) х10

К: 0,1-20

Концентрационная чувствительность с блоком детектирования ;

Na J (TI) CsJ(Na) qTh, имп / с / Ю~* X 0,4 O, ó

qU, -»-"-"-«-"-»- o.5 0,9

qK, имп /с / i 3,7 6,8

Предел основной относительной погрешности определения массовой доли ЕРЭ в начальной части диапазона измерений, X, не более Диапазон рабочих температур окружающей среды i°С> для скважинно-го прибора с нетермостатированным блоком детектора -2 0 ; 150 термостатированным -20 ; 200

Рабочее гидростатическое давление (МПа; для скважинного прибора с нетермостатированным блоком детектирования ло 100

термостатированным до 120

Время работы скважинного прибора при температуре окружающей сред ы 200°С, ч до 4 Диаметр исследуемых скважин, мм 127-300 Конструкция скважин любая Гобсаженная , необсаженная). Тип промывочной жидкости - любой, в том числе утяжеленный добавлениями барита или гематита

Масса скважинного прибора, кг, не более loi

Габариты скважинного прибора, им диаметр <Т.о блоку детектурсва-

ния; 89 и 102

длина 3320

Максимальная скорость каротажа в масштабе глубин 1/200 - 220 M/S

Повышение .концентрационной чувствительности разработанной аппаратуры СГК связано с использованием дополнительных линий излучения естественно-радиоактивных элементов ¿ЕРЭ; в области 1,12 МэВ ¿Продуктов распада урана; и 0,9 МэВ ¿продуктов распада тория;. Как показали результаты калибровки экспериментального образца усовершенствованной пятикакальной аппаратуры СГК на моделях пласта с известным содержанием ЕРЭ, концентрационная чувствительность аппаратуры повышается; по Т/7 - в 3,2 раза, по U - в 2,9 раза при неизменной чувствите^ности по К ¿26 J.

Разработка многоканальных цифровых телеметрических систем ¿Бе-локонь Д.В., Груэомецкий Коэяр B.C. и др., 1996; и компью-

теризованных регистраторов данных ГИС ¿Ханатдинов Р.Т., Велижа-нин В-А., Веселков A.A. и др., 1995; дала возможность упрощения анализатора амплитуды импульсов в скважиннои приборе i26J, передав часть функций, например вычитания одной интенсивности от другой для образования потока импульсов в выделенной эенргетической области спектра, на компьютер поверхностной регистрирующей системы, что повышает эксплуатационную надежность аппаратуры. При использовании 5 пиков полного поглощения гамма-излучения ЕРЭ на аппаратурном спектре информационные сигналы в цифровой форме со скважинного прибора на поверхность передаются от 6-ти дискринина-торов. Дополнительно к ним для контроля работы системы стабилизации энергетической шкалы спектроиетра на поверхность передается информация об интенсивности регистрируемого реперного излучения (в данном конкретном случае Cs-137). Таким образом в канале телеметрической системы связи для скважинного гамма-спектрометра при каждом опросе ¿шаге квантования по глубине; используются 7 слов

S2

инфорфорнационных сообщений. На ловерхности программное обеспечение системы регистрации образует 5 сигналов, соответствующих количеству импульсов за шаг квантования по глубине под пиками в области 0,9; 1,12; 1,46; 1,76 и 2,62 МэВ, и интегральному счету выше энергии 0,8 МэВ. Эти сигналы в дальнейшем обрабатываются с учетом скважинных условий и матрицы спектральных коэффициентов для получения диаграмм СГК - концентрации ЕРЭ - ТЛ, U и К; кривых отношения - "Íh/U, tí/K и Тh/K; а также интегральной (суммарной; кривой ГК и кривой ГК с вычетом урановой конпоненты. Репер-чый сигнал проходит без обработки и регистрируется как контрольный параметр стабильности работы аппаратуры.

Матрица спектральных коэффициентов определяется по результатам калибровки аппаратуры на моделях пластов с известным содержанием ЕРЭ. При э.том, поскольку количество измеряемых параметров превышает количество ЕРЭ, матрица получается неквадратной ("3x5;, которая рассчитывается каким либо методом приближения, например, методом наименьших квадратов. Разработанная нами програмна обработки данных калибровки аппаратуры СГК обеспечивает получение матриц спектральных коэффициентов по измерениям в 5-ти, 4-х и 3-х энергетических каналах и коэффициента качества спектрометра - г).

Спектронетрические качества аппаратуры считаются удовлетворительными, если отношение сунны положительных членов определителя матрицы ( ¿¡j) к сумме отрицательных больше 2,5 (Новиков Г.Ф., 1986;. Этот параметр зависит как от энергетического разрешения детектора, так и от настройки энергетических окон (Каналов; спектрометра. Так, для.аппаратуры с энергетическим разрешением детектора /?=15Z по линии Cs-137, настроенной по схеме "Смежных" окон, V =3,3 , а при /7=202 значение 7) снижается до 2,7.

В четвертой главе рассматриваются eonpoci- метрологического

~зз"

обеспечения и контроля качества измерений содержания ¿/,77)« К.

Метрологическое обеспечение измерений содержания ЕРЭ в разрезе скважин осуществляется в соотвествии с требованиями ведомственной поверочной схемы (РД 41-05424-90;. Оно включает* калибровку ¿градуировку.*, аттестацию ¿путем оценки основных относительных погреп-ностей- определения массовых долей ЕРЭ в диапазоне измерений; м контроль метрологических характеристик аппаратуры.

Калибровка аппаратуры СГК производится путем измерений на аттестованных в установленном порядке стандартных образцах• (Моделях пласта; или с помощью ПКУ с известным содержанием ЕРЭ. Калибровка аппаратуры заключается в определении матрицы коэффициентов на основе ревения матричного уравнения ¿1) или обратной ей матрицы спектральных коэффициентов С ЬJ¡J = Г свяэываюпжх измеряемые при СГК скорости счета с массовым содержанием ЕРЭ в пересе-сеченных скважиной горных породах.

Если количество каналов спектрометра совпадает с количеством определяемых ЕРЭ (Т.е равно 3;, то все матрицы уравнения Л) будут квадратными. Если же количество СО превышает количество ЕРЭ, то уравнение (1 ) получается переопределенной и решение его ведется методом наименьших квадратов (МНХ; Л 1.7.

Проверка метрологических характеристик аппаратуры производится путбм оценки средней относительной погрешности определения содержаний ЕРЭ по результатам измерений на СО с известным содержанием ЕРЭ.

Таблица 1

Погрешности определения содержаний ЕРЭ при различных их концентрациях.

Модель ¿сгл, X 6Си' * *СК, X

II 3=4 | З^Б | >=4 | Зж5 >=5 I | з=5

СИеш. 6,6 5,0 5,0 1,8 1,4 1,4 0,3 1,0 1 ,0 Фон 12,2 15,0 15,0 10,9 12,3 12,3 2,0 2,0 2,0

Результаты калибровки экспериментального образца аппаратуры на ГСО-ЕРЭ НПГП "ВНИИЯГГ" (Табл. показывают, что с увеличением количества моделей (j) погрешности определения содержания ТА и и в снешанной модели уменьшаются примерно на 30 X. При низких содержаниях ЕРЭ Л» фоновой модели; погрешности выше, чем при средних Св смешанной модели;, что связано с увеличением статистических погрешностей изнерения. Увеличение количества моделей не уменьшает, а увеличивает погрешность определения содержаний ЕРЭ при низких их значениях, что связано с применением метода приблежения - МНК при обработке результатов иэнерений. При дополнении измерительных каналов линиями 1,12 <и) и 0,9 (ТЬ> МэВ концентрационная чувствительность спектрометра по и к ТЛ повышается примерно в 3 раза.

При лабораторных испытаниях аппаратуры на стабильность параметров в течение 4,5 часов непрерывной работы среднеквадратичное отклонение скоростей счета в репернон ханале составило не более +1,5X Гчто соответствует нестабильности энергетической шкалы спектрометра Д£= + 17,3 КэВ или 2,6 X) при статистической погрешности счета о = 1,3 X, в ториевом канале - + 0,8 2 при а = 0,82. ст — ст

Температурные уходы скоростей счета при прогреве детектора и электронной схемы спектрометра до 130°С составили : 6(Ы^еп-> - не более £ 2,9 X СДЕ = + 24 КэВ или 3,6 X) при "ст= 2,4 X6 = 4,1 X при огст» 1,3 X; 4(у= 8,3 X при а^- 1,65 X; 6(^^=4.0,1 X при сстж1,9 х. Среднеквадратичные отклонения скоростей счета при этом составили.- о- (Ы^) * 1,7 X} оШц> = 2, В X и а » 3,4 X .

Экспериментальным и опытными образцами аппаратуры проведены исследования в полигонной скважине на Украине и в разведочных и эксплуатационных скважинах Татарии <3 скв.;, Оренбуржья ¿4 ска.;, Севера Коми республики <3 скв.; и Казахстана (3 скв.;. В этих скважинах исследовались от 300 до 2100 н разреза при забоях от 1200 до

5500 и. При этой продолжительность непрерывной работы аппаратуры достигала от 5 до 17 часов. Стабильность работы аппаратуры контролировалась по скорости счета в репернон канале, среднеквадратичное отклонение которой обычно не превышало +52.

При проведении скважинных замеров данные СГК регистрировались как в виде аналоговых диаграмм на каротажном фоторегистраторе, так и в цифровой форме на магнитный носитель цифровых станций "Пласт", КИУ, "Карат" и ПВК. При этом цифровая информация регистрировалась путем аналого-цифрового преобразования выходного сигнала интегратора пульта РК-П и прямого накопления счета по каналам за шаг квантования по глубине.

Стабильность метрологических характеристик аппаратуры во времени и при воздействии динамических нагрузок <перевозка аппаратуры на скважину, спуск прибора в скважину и его подъен, изменение температуры окружающей среды; проверялась путем оценки содержания ЕРЭ в ПКУ по результатам измерений на базе, на скважине до и после каротажа. Среднеквадратичное отклонение трех измерений аппаратурой с нетермостатированным детектором составило; стьв 4, 7 2 , 2, О X и ск= 3,9 X ; аппаратурой с термостатированным

детектором - <г_ = 1,2 X , о_= 1,5 X и о> - 2,0 X.

тп О К

В пятой главе приводятся результаты разработки методики сква-жинных измерений и обработки получаемых при СГК материалов, формулируются требования к технологическим операциям, регистрации данных в аналоговой и цифроой форме, оформлению материалов и оценке их качества.

Поскольку аппаратура СГК является полностью автоматизированной системой, то перед проведением скважинных измерений не требуется никакая настройка на режим измерения, что делает методику работ очень простой, а результаты изнерений - независимыми от квалифика-

ции оператора. Последнее является важным условием для обеспечения массовых измерений и использования метода СГК.

При спектрометрическом ганма-каротаже с аппаратурой СГК регистрируемыми параметрами являются интенсивности ¿скорости отчета в инп/Мим; в каналах тория - J' , урана - J^, калия - J^. суммарного гамма-излучения с энергией выше 1.3 МэВ - J^, а также репер-ного гамма-иэлучеиия ^рвп» Первые четыре параметра являются информационными . по которым расчитываются кассовые содержания ЕРЭ и другие диаграммы СГК (SGR, CGR, lff>RA, TURA, TPRA в формате API), а последний параметр является технологическим, т.е. контрольным, характеризуюсь» правильность работы спектрометра.

Полученные при каротаже скорости счета затем корректируются Яа влияние сквагынных условий и используются для расчета массовых содержаний ЕРЭ. В зависимости от формы (аналоговая или цифровая; зарегистрированных данных СГК расчет содержаний ЕРЭ может производиться по пластам или поточечно. При этом в зависимости от имеющихся средств ¿компьютеры, программное обеспечение; может применяться способ обработки путем выделения пластов и последовательного введения поправок на влияние скважинных условий и затем расчета содержания ЕРЭ с использованием матрицы спектральных коэфФициентов, полученной в результате калибровки аппаратуры на ГСО ЕРЭ (либо на ПКУ;, или расчета содержаний ЕРЭ с последующим или Одновременным учетон скважинных условий. Первый вариант требует предварительную обработку зарегистрированных данных, второй - нет.

Скважинные условия Сдиаметр скважины, плотность и радиоактивность промывочной жидкости} практически всегда отличаются от условий. при которых производилась калибровка аппретуры. Поэтому результаты скважинных измерений необходимо привести к стандартным условиям. Это производится путем введения поправок в регистрируе-

ные скорости счета, или в расчетные параметры - концентрации ЕРЭ. В работе описывается методика введения поправок, приводятся полученные экспериментальным и расчетный путем графики для определения поправочных коэффициентов, а также алгоритмы программ обработки данных СГК в обсаженных /18} й необсаженных скважинах ¿12.7.

Оценка качества получаемых материалов производится по стабильности скорости счета в репернон канале в процессе каротажа и повторяемости диаграмм СГК. Как показывают результаты измерений в пяти обсаженных скважинах (самые тяжелые условия для СГК>, относительное отклонение от среднего диагранн основного и повторного замера, а также диаграмм разн&лневных замеров, с разными образцами аппаратуры и с изменением параметров заполняющей скважину

жидкости не превышает (X): 17 „-0,4; Я - 3; J - 3; О - 7/ J - в/

реп £ к и ть

ББК - 1} Свк - 3; 7НИ?, ШЙЫ, РОГА — 4.

Результаты сопоставления данных СГК и лабораторных измерений на керновом материале и параллельных с аппаратурой фирмы Шлюмбер-же измерений в бурящихся и эксплуатационных скважинах показывают их хорошую сходимость, что доказывает правильность физико-технических и геологических предпосылок выполненных аппаратурных и методических разработок.

В шестойтой главе приводятся результаты разработки методических основ интерпретации данных измерений содержания и, 1Л и К. Рассматриваются вопросы качественной и количественной интерпретации данных измерений, а также технологическая схема обработки и интерпретации зарегистрированных на скважине материалов.

Основой для интерпретации данных СГК являются различия в содержании ЕРЭ в горных породах и минералах, а также эакононернос-ти их распределения, включая характер и-менения их соотношения в зависимости от условий осадконакопления.

Качественно данные о содержании ЕРЭ используются для диалогического расчленения разреза, определении коллекторских свойств пластов, выделении обводняющихся зон и уточнении характеристик невскрытых перфорацией пластов в эксплуатационных скважинах, корреляции разреза и решении других задач.

Данные СГК в первую очередь позволяют определить природу повышенной радиоактивности исследуемых пород, что облегчает задачу литологического расчленения разреза. Так, например, по данным СГК повышенная радиоактивность песчаников колганской толщи в Оренбуржье связана с высоким (до 9 10 " X) содержанием ТЬ, аргиллитов ас-сельского и артинского горизонтов восточного борта Прикаспия и ба-женовской свиты в Западной Сибири - повышенным Сдо 8 10*2; содержанием и. Повышенное содержание и Сот 1 до 3 10~" X) встречается в карбонатных отложениях сакмарского горизонта в Оренбуржье и доманиковых отложениях Урало-Поволжья. Повышенным содержанием Ц характеризуются также продуктивные отложения Карачаганакского неф-тегазоконденсатного месторождения. Радиоактивность полимиктовых песчаников в Западной Сибири в основном связана с повышенным содержанием К. В работе приводятся примеры выделения таких пластов. На материалах скважинных измерений в различных регионах страны и за рубежом анализируются результаты опробования СГК при изучении разрезов бурящихся и эксплуатационных скажин, даются рекомендации по эффективному использованию данных СГК при литологическом расчленении сложнопостроенных разрезов. В частности, на материалах исследований продуктивных отложений Сургутского свода в Западной Сибири показано, что литологическое расчленение разреза, сложенного песчано-алевролитовыни породами полиниктовогс состава,может производиться по диаграммам содержания 7/> и отношения содержания 7/» к содержанию К {ТРЙА>. Коэффициент дифференциации этих пара-

метров, определяемый как отношение показаний против пластов глин к показаниям против песчаников, для условий продуктивных отложений мелового.возраста доходит до 2,5. В то же время диаграммы содержания и и К слабо коррелирутся с литологией разреза и мало дифференцированы. Последнее подтверждает установленный многими исследователями факт, что содержание и не связано с минеральной глинистостью, а снижение содержания К в связи с уменьшением глинистости против песчаников компенсируется повышенным содержанием К в полевых шпатах, содержащихся в скелете породы. Дифференциация диаграммы ТРЙА показывает, что минеральный состав глинистого цемента коллекторов и вмешаюших^глинистых пластов различаются. Следовательно это различие должно быть учтено при исправлении кривых пористости по данным НК, АК и ГГК на глинистость.

Количественная интерпретация данных СГК в нефтегазовых скважинах прежде всего связана с определением глинистости и минерального состава пород, в том числе содержания органического материала, по установленным петрофизическим связян.

При изучении осадочных отложений, где находятся основные коллекторы нефти и газа, большой интерес представляет возможность более точной, чем при использовании интегрального ГК, оценки глинистости. Данные СГК предоставляют такую возможность ¿Гуров П.Н. и др., 1979; Матчинова Г.П., 1984? Ои1ге1П 1.Й. í>t а1, 1981;.

Наиболее тесные и близкие к линейной связи с глиностостью установлены для СтЬ и «7тК<1С ¿суммарная кривая ГК за вычетом урановой компоненты;. Связь между С^ и глинистостью намного слабее и существенно отличается от линейкой ¿Матчинова Г.П., 1984;. Сц отражает глинистость лишь в пластах отдельных горизонтов террнгенных отложений ¿Гуров П.Н. и др. 1979;. В обшем случае Сц в осадочных отложениях больше связано с наличием органического материала

(•Алексеев 9.К. и др., 1978; и вторичными процессами, происходящими в карбонатных отложениях (Фертл В.Х., 19837. Поэтому использование этого параметра как индикатора глинистости может привести к ошибочным результатам.

При оценке глинистости карбонатных отложений лучшие результаты

дает индикатор С . так как содержание Th не зависит от происхож-tb

лення карбонатных пород, а содержание X связано не только с глинистостью, но и карбонатами морского происхождения (Natural gamma-ray spectrometry, Schluab&rger Ltd., 1994).

Индикатор J зависит как от содержания Th, так и К. Посколь-

Th

ку характер распределения Th и К в глинистых минералах такой, что в минералах с большим содержанием Th меньше содержится К и наоборот - с большим содержанием К меньше Th, то глинистость, оцениваемая по этому индикатору, меньше зависит от изменчивости минерального состава глин. Поэтому этот индикатор широко используется при оценке глинистости пород, что подтверждается результатами параллельных с фирмой Щлюмберже работ в одной из разведочных скважин Тимано-Печорской провинции и совместных с фирмой СNM работ на Кубе.

Как известно, для выделения коллекторов в меловых отложениях Западной Сибири и оценки их фильтрационных свойств Св том числе для оценки глинистости пластов; широко и успешно исполэуется кривая ПС 1Яелепченко О.М., Лхияров В.Х., Басин Я.Н., 1976). В связи с этим нами проведено сопоставление индикаторов глинистости СГК - содержания ЕРЭ, снятых с диаграмм СГК против продуктивных пластов в исследованных эксплуатационных скважинах Федоровского , Быстринсхого и Западно-Сургутского месторождений с данными ПС <'0,пс-' £27 J. На первый взгляд между содержанием ЕРЭ и апс в коллекторах корреляционная связь отсутствует. Однако, если распределение разбить на зоны с преимущественный содержанием тех или

других минералов, которые по содержании отдельных радиоактивных элементов сильно различаются, и исключить их из выборки, появляется довольно тесная, близкая к линейной, зависимость между а и

ПС

содержанием всех по отдельности ЕРЭ н, даже, суммарным содержанием Th и К.

Зависимость нежду с«пс и К расходится за счет довольно большого содержания калиевых полевых шпатов в скелете породы (в преде" лах 10-192 от объема породы, если считать, что содержание К в чистых коллекторах связано только с полевыми шпатами;.

Связь между и содержанием U явно расходится за счет повышенного содержания Ü в органиче .ком материале, содержащегося в отдельных пластах. Меньшее содержание U в некоторых пластах по-видиному связано с замещением глинистого материала карбонатным цементом. Корреляция между и содержанием U, если отделить упомянутые зоны, отражает наличие адсорбированного на пелитовой Фракции породаобраэуюшего материала U СРучкии A.B., Фоменко В.Г., Головацкая И.В. и др., 1988;.

' В распределении содержания Th в пластах в зависимости от опс также выделяются две зоны, образующиеся за счет преобладания в глинистом материале минералов с повышенным Ссмешаннослойные образования типа нонтнорнллокнт - гкдр?с.и*Д2-> к ясккнеккк*. <ч основном гидрослюда и хлориты; содержанием Th. Проявляющаяся после разделения распределения на зоны зависимость между о>пс и содержанием Th повидимону также связана с пелитовой фракцией порода-образующего материала.

В распределении опс и СО? также выделяются зоны с повышенной £эа счет преобладания смешаннослойных образований с повышенным содержанием Th в монтмориллоните и К в гидрослюде; и пониженной Сза

счет преобладания минералов с меньшим содержанием радиоактивных элементов, например, хлориты/ радиоактивностью. Проявляющаяся после разделения распределения на зоны зависимость характеризует корреляцию кривой Т1г+К с глинистостью Спелитовой фракцией породы и, возможно, минеральной, связанной в основном с каолинитом/.

Оценка глинистости по индикаторам С , и при отсутствии

Тп Тг*>К

установленных для конкретных отложений корреляционных связей может производиться в линейном приближении по методике двух опорных пластов, При этом в качестве опорных необходимо выбирать пласты с известными характеристиками. Если характеристики пластов, которые в разрезе могут служить опорными, недостаточно изучены, то их глинистость может оцениваться по С^. Для наиболее выдержанных отложений глин кыновского (Нижний девон/ и тульского (Каменноугольная система/ горизонтов Волго-Уральского региона значение Сть» как показывают результаты СГК, достигает 24-29 хЮ-** и 18-19 х10~*.2, соотв.

Известно, что глинистые минералы существенно различаются по содержанию связанной воды. Например, смектитовая группа глин содержит намного больший объем связанной воды, чек иллитовая. В связи с этим определение минерального состава глин имеет большое значение при обработке конплекса геофизических материалов и оценке по нин коллекторских свойств объекта.

Минеральный состав глин по данным СГК достаточно уверенно определяется за счет различного содержания в них ТЬ и К. Для этих целей используются СуЛ-* С^ кроссплоты и величина отношения содержаний 771 и К. 8 общем случае минеральный состав полиминеральных глинистых пород и их объемное содержание определяется расчетным путем Л 3.7. При этом интерпретационная модель (Предполагаемый состав пород и содержание в них ЕРЭ/ выбирается на основе керновых данных

конкретного разреза. Для выбранной модели составляется система

уравнений следующего вида г

С ' = ♦ С

гл яп па

Ст = ) С + (С

'ГЛ

ГЛ яп яп ГЛ по пш ГЛ ск ск

с.,= ) гс.^ с с ^ с а.)

К £. К яп тп л пш пш Га ск

5

1-Ус * с + с ♦ с

ал па ск он где С' » кажущаяся глинистость, включающая кроме г лини

ГЛ Т п ч£

стых минералов и полевые шпаты; Сом= С' ) - содержание органического материала (связь его с содержанием урана для рассматриваемых отложений должна быть установлена по керновын данным;; С ,

ЛП ■

С„ш'» С^-массовые содержания пЭтинистых минералов, полевого шпата и скелета ¿здесь принимается, что С = С *■ С С. . по* ск песч изв фл

скольку флюиды и чистые песчаники и известняки по содержанию ГЛ

и К мало отличаются друг от друга;; ( С..; - содержа-

Тп К яп,по,ск

ние Т/>и К в этих минералах, значения которых для рассматриваемых

отложений также необходимо определить по керну. При о = а

г гл породы

С' численно равно С - объемному содержанию глинистых минера-

о

лов. В общем случае С = I/ --- .

гл гл с

породы

В работе приводятся алгоритмы обработки данных СГК и блок-схема программы, реализующей данные алгоритмы, а также примеры определения объемного содержания.глинистых минералов в терригенных от ложениях ассельского и артинского горизонтов восточного борта При каспийской впадины, результаты которого согласуются с данными рентгеноструктурного анализа керна, и песчано-глинистых продуктив ных отложениях мелового возраста Западной Сибири. Показано, что значение водородного индекса глинистого цемента коллекторов изменяется в пределах 0,307 - 0.314 (в долях единицы;. а вмещающих пластов глин - доходит до 0.375. Приведен также пример оценки со-

дергания органического материала в пластах баженовской свиты, значения которого на Быстринском месторождении нефти достигает 14,32.

В седьмой главе рассматривается методика использования данных

о содержании ЕРЭ при комплексной интерпретации материалов ГИС, Приводятся алгоритмы их совместной обработки и примеры решения геологических задач на основе конплексной интерпретации данных исследований в различных геолого-технических условиях.

Данныэ СГК при конплексной интерпретации материалов ГИС могут использоваться для учета влияния глинистости и минерального состава глин на показания отдельныых методов ГИС, или использоваться совместно с ними при определении пористости пластов > и литологии.

Учет глинистости и минерального состава глин при определении пористости песчано-глинистых отложений по данным нейтронного каротажа производится по формуле:

_ * -*ск - '"гл - »СК> "гл

—————— . с о э

*фЛ - "ск

где И— кажущееся водородосодержание пород по данным НК;

-I) и V I / V__; и - водородосодераамне глинистых мине-

Ч* л V ' ГЛ мi

ралов; V = С о ' / <г — объемное содержание глинистых минем 1 и ^ породы м .

ралов; 1-1.2.3.....- соответствует количеству глинистых минералов; водородосодержание флюида, приведенное с пластовым

условиям; V * С о______ У о-, С глинистость, определенная

гл гл породы ГЛ гл

по кривой а ; Н__- водородосодержанне скеязта породы.

тгнк ск

Если разрез исследовал кояпдексоя НК и ГТК-П. пористость определяется по формуле:

сг — — с <7 Э и К - -«-Е5-гл . С4Э

л °"сК - °фл

где а

фл

аСи.-и)-с-__С Ы -*£> * [а С Ы. -Ш Э-о- С Ш. -Ы Г> ] V

фл ск ск фл СК фл гл гл фл ск гл

-ц—ЦГ---

ск

Т5-="тг—5—V"

гл ск гл

кажущаяся плотность флюида; <'ск~ плотность скелета; о - текущее

значение плотности по данным ГГК ; о

п гл

С Е с,

V .) ✓ У * I "а и 1

- плотность глинистых минералов.

1

Если разрез представлен чередованием террнгеннмх и карбонатных пород, или их смесью, например, скелет - песчаником, а це-. мент - известняком, пористость таких пород может определяться путем решения системы уравнений:

Г Ы ~ Ы

V * и я я » 11 2

V

Е

1

и. к фл п

У V * о а я я 11 <

1-1/

* Е

м ^м . 4 V

11 л

п

С5Э

где Ы

1 * 1 1

- водородосодерканме и плотность минералов.

составляющих скелет породы; V и V - объемное содержание этих

я я

1 а

минералов.

Подобным же образом определяется пористость и минеральный срстав пород по данным комплекса СГК, НК и АК или СГК, Г"Г"Кп и АК.

В полиминеральных карбонатных отложениях данные СГК и комплекса объемных методов ГИС- НК, АК и ГГКП> показания которых зависят от коллекторских свойств пород и литологии, ногут обрабатываться

совнестно путем решения матричного уравнения; .7,

ТП+К

С

и

Стк

С к

о-ГГК Д£—АК 1

'"гл3 "он5 ССтьЭм

с'п ^

к и .

с^нкэ;'

м . 1

м .

С6Э

где /С Vr Э - функция связи показания СПС. капгинег, гсппенсиро-ванной за влияние урановой коппокен-ы гривсй ГК tJ ^ J. с глинистостью пород; /С V Э - фунхция связи содержания урана с содержанием органического материала; С С Э . СО - содержание

т h и ^ к и ^

Th и AT в минералах исследуемой породы - петрофиэические данные

СконстантыЭ; CAf-НКЭ , с , At - кажущееся водородосодержание. i i i

плотность н интервальное время входящих в состав породы нинера-

ралов - тоже петрофиэические данные СконстантыЭ; , V - объ-

i

емное содержание органического материала и минералов; в - погрешность определения искомых параметров, связанная с погрешностями регистрации геофизических параметров, определения содержания ЕРЭ и неточностями потрофиэических зависимостей и констант; м - здесь обозначает все породообразующие минералы.

При наличии данных литологической модификации ГГК или импульсного нейтронного каротажа А обсаженных скважинах; система уравнений <Ь) дополняется соответствую®!* уравнением связи. 3 последнем случае она решается относительно неизвестных V . V , к и

' ом м п

кнг - коэффициента нефтегазонасыпенности.

В работе приводятся примеры определения пористости и минерального состава пород по различным комплексам ГНС, включающим СГК. На примере комплексной обработки материалов ГИС скв.283 Репинской пл. (Оренбуржье; показано, что за счет более точного определения глинистости и минерального состава глин по данным СГК определяемый коэффициент пористости отдельных пластов изменяется в сторону повышения от одного до 7 ед. пористости. До привлечения данных СГК при интерпретации материалов стандартного комплекса ГИС отдельные интервалы разреза Псолганской толп»; исключались из рассмотрения в качестве возможных коллекторов из-эа их высокой радиоактивности.

Описанные здесь способы обработки данных СГК в комплексе с другими методами ГКС не являются исчерпывающими, они лив» иллюстрируют принципы их использования. Для комплексной обработки этих данных ногут использоваться и более совершенные с точки зрения математической обусловленности решения системы на основе кластерного ¿напринер, LOG TOOLS - Куравлев E.K.J или других методов анализа.

Распознование природы радиоактивности пород позволяет также более точно определить их глинистость и тем самым и коллекторские свойства пластов, более надежно выделить пласты-покрышки. Приведены примеры полного литологического анализа разреза пород сложного минерального состава при определении их пористости по комплексу СГК, НК, ГГК-П н АК.

На принерах исследований эксплуатационных скважин Татарстана и Республики Куба показана эффективность применения СГК при решении задач контроля за разработкой месторождений нефти и дораэвед-ки недостаточно полно изученных при бурении отложений н вышележащих от эксплуатируемых пластов H9J.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенных исследований, опытно-методических и и конструкторских разработок создана промышленная технология измерений содержания естественно-радиоактивных элементов - урана, тория и калия в разрезе нефтяных и газовых скважин и интерпретации результатов. При этом;

1. Обоснованы пути и предложены конструктивные и технические решения для повышения концентрационной чувствительности, стабильности и эксплуатационной надежности измерительных систем применительно к условиям массовых исследований нефтегазовых скважин.