Контроль/настройка аппаратуры выполняется на базе геофизического предприятия и включает:

• 
  контроль/выставление энергетической шкалы;
  
• 
  контроль/настройку выхода генератора нейтронов;
  
• 
  регистрацию опорных спектров в калибровочной установке с известными характеристиками;
  
• 
  контроль линейности шкалы энергий и разрешения аппаратуры;
  
• 
  контроль чувствительности аппаратуры.
  

Этап проведения измерений на скважине включает операции:

• 
  выставление энергетической шкалы в соответствии с энергетической шкалой при настройке аппаратуры;
  
• 
  регистрацию энергетически-временных спектров гамма-квантов;
  
• 
  контроль стабильности и удержание текущей энергетической шкалы аппаратуры в соответствии с энергетической шкалой при выполнении настройки.
  

Этап обработки измерений включает:

• 
  точную привязку энергетической шкалы зарегистрированных спектров к энергетической шкале опорных спектров;
  
• 
  выделение гамма-спектров неупругого рассеяния и радиационного захвата нейтронов, очищенных от взаимного наложения;
  

Основными элементами прибора являются: головка прибора, охранный кожух блока электроники, охранный кожух блока генератора нейтронов и блока детектирования, блок генератора нейтронов, блок детектирования, блок электроники, соединительная муфта, защита от прямого излучения. Охранный кожух блока электроники изготавливается из сплава титана, охранный кожух блока детектирования и генератора - из сплава циркония. Блок детектирования скважинного прибора АИМС-СП, состоящий из кристалла BGO и ФЭУ с делителем, размещается в металлическом термостате.



Рис. 4. Общий вид скважинного прибора АИМС-СП

3. 
   ФАКТОРЫ ИСКАЖАЮЩИЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПО ДАННЫМ ИНГК-С
   

1. 
   Влияние технологических факторов
   

В результате влияния технологических факторов, возникают погрешности, обусловленные:

• 
  вычитанием фонового спектра из суммарного зарегистрированного спектра;
  
• 
  нестабильностью энергетической шкалы спектрометрического тракта,
  
• 
  нестабильностью энергетического разрешения и неточного определения положения спектра на энергетической шкале;
  
• 
  влиянием изменения нейтронного выхода генератора;
  
• 
  влиянием неточного определения технологических параметров ближней зоны (диаметра скважины, плотности и состава цемента и др.);
  

---

влиянием ошибок определения геологических характеристик пласта (минерализации пластовых вод, пористости и др.)

Ошибки, связанные с вычитанием фонового спектра

Спектры ГИНР, являющиеся основой расчета нефтенасыщенности, не регистрируются непосредственно скважинной аппаратурой – их рассчитывают вычитанием из спектров, зарегистрированных в момент излучения генератора нейтронов, фоновых спектров. Корректность проводимых операций влияет на точность определения нефтенасыщенности. На рис. 5 приведены спектры ГИРЗ, зарегистрированные в терригенном коллекторе в обсаженной скважине во временных окнах по 20 мкс с задержкой после нейтронной вспышки Т1=20 мкс и Т2=60 мкс. Видно, что отношение интенсивности ГИРЗ в пиках полного поглощения от ядер железа (7,63 и 7,65 МэВ) и водорода (2,23 МэВ) со временем изменилось.



Рис. 5. Пример изменения относительной интенсивности ГИРЗ тепловых нейтронов на различных временных задержках от момента окончания нейтронного импульса

Различие спектров обусловлено тем, что “эффективные” зоны нахождения излучающих ядер железа и водорода расположены на различных расстояниях от зонда прибора. Железо содержится в расположенной в непосредственной близости стальной обсадной колонне, водород, благодаря вытеснению скважинной жидкости в основном находится в исследуемом пласте. В ходе диффузии тепловых нейтронов и их поглощения ядрами окружающей среды, вклад в регистрируемый спектр ГИРЗ от ближней и дальней зон изменяется. Выбор временного окна фонового спектра при прочих равных условиях способен внести изменения в конечный результат определения нефтенасыщенности.

В табл. 1 приведено влияние точности вычитания захватного спектра на погрешность определения нефтенасыщенности песчаника относительно “идеального” варианта с точным определением спектра ГИНР, принятого за базовый (выделен жирным шрифтом) при влиянии такого дестабилизирующего фактора, как неконтролируемое смещение энергетической шкалы.
Табл.1. Ошибки, связанные с вычитанием фонового спектра, нестабильностью энергетической шкалы и энергетического разрешения

Ошибки, связанные с нестабильностью энергетической шкалы и энергетического разрешения

---

Расчет текущей нефтенасыщенности и её точность определяются стабильностью и точностью работы спектрометрического тракта аппаратуры, точностью определения энергетического эквивалента каждого амплитудного канала зарегистрированного спектра. В табл. 2 приведены абсолютные погрешности (%) определения нефтенасыщенности песчаника при неконтролируемом изменении разрешения детектора относительно базового значения в 10 % и смещении энергетической шкалы для методик, использующих в качестве литологических кривые CаSiГИНР и CаSiГИРЗ (базовые значения выделены жирным шрифтом).

Табл. 2 Погрешности (абсолютные) определения нефтенасыщенности песчаника при неконтролируемом изменении разрешения детектора и дрейфа энергетической шкалы



Приведенные данные показывают, что изменение энергетического разрешения в диапазоне ±5 % приводит к погрешностям определения нефтенасыщенности в пределах 2,4÷7,2 %. Влияние нестабильности энергетической шкалы более существенно. Для оценки текущей нефтенасыщенности с погрешностью не более 10 % необходимо ограничить смещение энергетической шкалы в пределах 30÷40 кэВ (при использовании кривой CаSiГИНР в качестве компенсационной).

2. Ошибки связанные с неточностью определения технологических параметров ближней зоны

Промежуточные значения влияния плотности цемента на погрешность определения нефтенасыщенности получаются путем линейной интерполяции. Анализ полученных данных показал, что при использовании в качестве компенсационной кривой CаSiГИРЗ, погрешность определения коэффициента нефтенасыщенности, обусловленная изменением плотности цемента на 0,4 г/см 3 против оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту, составляет 10÷15 % при диаметре скважины 196 мм и возрастает при увеличении диаметра скважины. При этом уменьшение плотности цемента приводит к завышению коэффициента нефтенасыщенности.

При обработке и последующей интерпретации данных углеродно-кислородного каротажа во избежание серьезных ошибок желательно контролировать состояние цементного камня и ствола скважины против опорных и исследуемых пластов.

Табл. 3. Погрешность определения нефтенасыщенности кварцевого песчаника при изменении плотности цемента от 1,80 г/см3 (базовый вариант) до 1,00 г/см3 при диаметре обсадной колонны 146 мм и диаметре скважины 196 мм

---

Неконтролируемое изменение диаметра скважины на 10 мм даст погрешность в определении Кн на 2÷6 % абсолютных в зависимости от плотности цементного камня. Неконтролируемое изменение плотности цемента в интервале исследуемого пласта на 20÷30 % по отношению к опорному пласту в скважине диаметром 196 мм, обсаженной 146 мм колонной исказит Кн на 5÷8 % абсолютных.

• 
  Таким образом, Во избежание серьезных ошибок следует контролировать состояние цементного камня и ствола скважины против опорных и исследуемых пластов. В целом влияние ближней зоны выражается следующим образом:
  
• 
  неконтролируемое изменение диаметра скважины на 10 мм приведет к погрешности определения Кн на 2÷6 % абсолютных в зависимости от плотности цементного камня.
  
• 
  погрешность определения коэффициента нефтенасыщенности, обусловленная снижением плотности цемента на 0,4 г/см 3 против оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту, приведет к занижению коэффициента нефтенасыщенности на 4÷6 % абсолютных для скважины диаметром 196 мм и на 25÷30 % абсолютных для скважины диаметром 296 мм;
  

при плотности цемента 1,8 г/см 3 увеличение диаметра скважины на 50 мм против оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту приведет к занижению коэффициента нефтенасыщенности на 14÷15 % абсолютных. При плотности цемента 1,00 г/см 3 (нет цемента) аналогичное изменение диаметра скважины приведет к занижению коэффициента

• 
  нефтенасыщенности на 30÷35 % абсолютных;
  
• 
  погрешность оценки коэффициента нефтенасыщенности при плотности цемента 1,8 г/см 3 , обусловленная неконтролируемым изменением толщины обсадной колонны на 4 мм, может достигать до 10 % абсолютных. При плотности цемента 1,00 г/см 3 погрешность оценки коэффициента нефтенасыщенности, вызванная теми же изменениями толщины обсадной колонны, возрастет до 35÷40 % абсолютных;
  
• 
  погрешность оценки коэффициента нефтенасыщенности, вызванная изменением минерализации промывочной жидкости на 100 г/л против оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту, может достигать 20÷25 % абсолютных.
  

3. Влияние минерализации пластовых вод на точность определения нефтенасыщенности

На рис. 6 приведены данные влияния минерализации пластовых вод и промывочной жидкости на погрешность определения нефтенасыщенности кварцевого песчаника. За базовые приняты условия с минерализацией пластовых вод равной нулю, т.е. оценивалась величина приращения кривой CORГИНР к соответствующей кривой CаSiГИНР или CаSiГИРЗ.

---

Погрешность определения коэффициента нефтенасыщенности оценивалась для скважины диаметром 196 мм с различными диаметрами обсадной колонны (146 мм и 168 мм). Оказалось, что схемы оценки нефтенасыщенности с компенсацией условий измерений на водонасыщенном коллекторе по кривым CаSiГИНР и CаSiГИРЗ имеют разную чувствительность к изменению минерализации пластовых вод. Так, например, при использовании в качестве компенсационной кривой CаSiГИНР погрешность определения коэффициента нефтенасыщенности, обусловленная изменением минерализации пластовых на 100 г/л, составила 13÷17 %, а для схемы оценки нефтенасыщенности с использованием кривой CаSiГИРЗ величина погрешности достигала 80 %. Таким образом, проведенные расчеты показали преимущества использования в качестве компенсационной кривой CаSiГИНР.



Рис.6 . Погрешность определения нефтенасыщенности кварцевого песчаника при изменении минерализации пластовых вод от 0 г/л (базовый вариант) и промывочной жидкости от 0 г/л (базовый вариант)
Влияние изменения минерализации пластовых вод на погрешность определения нефтенасыщенности при использовании кривой CаSiГИНР примерно в 10 раз более слабое по сравнению с вариантом использования кривой CаSiГИРЗ.

4. Влияние пористости и карбонатности коллектора на определение нефтенасыщенности

Для определения коэффициента нефтенасыщенности с погрешностью не более 10 % абсолютных точность оценки пористости должна быть не хуже 2÷3 %, “карбонатность” коллектора должна быть известна с точностью не хуже 10÷15 %, минерализация пластовых вод известна с точностью ±20 г/л в диапазоне изменения минерализации 10÷50 г/л и ±50 г/л в диапазоне изменения минерализации 50÷200 г/л, глинистость с точностью 10÷15 %.

Данные по пористости, минерализации пластовых вод, глинистости следует привлекать из результатов обработки комплекса ГИС открытого ствола. Величину карбонатности с требуемой точностью можно рассчитать в терригенных коллекторах путем разложения спектров захватного гамма-излучения тепловых нейтронов, зарегистрированных аппаратурой углеродно-кислородного каротажа. При определении карбонатности по спектрам ГИРЗ погрешность определения объемного содержания карбонатов в терригенных породах в рабочем диапазоне их пористости (10÷30 %) и карбонатности (0÷30 %) в большинстве случаев не превысит 4 % абсолютных. В случае определения текущей нефтенасыщенности коллектора с общей пористостью 20÷30 % данная неоднозначность приведет к погрешности в 2÷3 % абсолютных. Погрешность определения карбонатности коллектора при использовании МРС ГИРЗ слабо зависит от диаметра скважины, если минерализация ПЖ используемого фонового спектра соответствует минерализации ПЖ, при которой был получен исследуемый спектр. В целом изменение минерализации ПЖ на 50 г/л NaCl приведет к погрешности определения карбонатности коллектора не более 6 % абсолютных. 256 энергетических каналов спектрометра скважинного прибора серии АИМС обеспечат погрешность МРС не более 3,5 % абсолютных при смещение энергетической шкалы до ±80 кэВ и изменение энергетического разрешения аппаратуры до ±5 %.

---

Смотрите также файлы

• Значимость этих проблем настолько очевидна, что дальнейшее развитие различных форм деятельности напрямую зависит от позиций, занимаемых участниками в отношении поставленных задач.docx

• Реферат на тему Форма государства Студент Баранец Ангелина Олеговна, 1 курс, очная форма обучения, группа 1псд проверила.docx

• Задача организации, в.docx

• Современные образовательные технологии (кейс метод) на уроках химии.docx

• Сор8 Раздел 4вс реформация. Научная революция.docx