Совершенствование метрологического обеспечения нейтронного каротажа нефтегазовых скважин
| Вид материала | Автореферат диссертации |
- Совершенствование метрологического обеспечения инклинометрии нефтегазовых скважин 25., 254.4kb.
- И газового каротажа в процессе бурения скважин, 114.47kb.
- Усовершенствованная малогабаритная аппаратура импульсного нейтронного каротажа диаметром, 58.08kb.
- Организационной основой метрологического обеспечения ОАО «Теплоприбор» является Центр, 31.48kb.
- Вопросы по дисциплине «Метрология, стандартизация и сертификация» для подготовки, 69.28kb.
- 620144, г. Екатеринбург, ул. Куйбышева 30, уггу, игиГ, гин. Тел. (343)-2576661, 1309.39kb.
- Развитие системы метрологического обеспечения геофизических исследований в нефтегазовых, 824kb.
- Решение IX семинара по вопросам метрологического обеспечения топографо-геодезического, 201.85kb.
- Обоснование основных требований к аппаратуре ингкс и наземной системе регистрации., 421.1kb.
- Компьютерные технологии и программы используемые в геофизике: 12 res2dinv программное, 289.6kb.
На правах рукописи
Святохин Виктор Дмитриевич
Совершенствование метрологического
обеспечения нейтронного каротажа
нефтегазовых скважин
Специальность 25.00.10 – геофизика, геофизические методы
поисков полезных ископаемых
Автореферат
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Уфа - 2008
Работа выполнена в ГУП Центр метрологических исследований «Урал-Гео»
Научный руководитель – кандидат технических наук
Лобанков Валерий Михайлович
Официальные оппоненты:
доктор технических наук,
старший научный сотрудник Коровин Валерий Михайлович
доктор технических наук Назаров Василий Федорович
Ведущая организация - НПФ «Оренбурггазгеофизика» ООО «Газ-
промгеофизика»
Защита состоится 17 июня 2008 года в 15-00 часов в конференц-зале на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора и кандидата наук при Открытом Акционерном Обществе Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8-ое марта, 12.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».
Автореферат разослан 16 мая 2008 г.
Ученый секретарь диссертационного совета,
доктор химических наук Д.А. Хисаева
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. Нефть и газ – главные энергетические и сырьевые ресурсы России. Коэффициент пористости пласта – один из основных подсчетных параметров запасов нефти и газа. От точности его определения зависят погрешности подсчета запасов углеводородного сырья на нефтегазовых месторождениях. Одним из основных методов измерений коэффициента общей пористости является нейтронный каротаж (НК).
Исходные эталоны (модели пластов на основе мрамора) для градуировки аппаратуры НК, созданные в 1981 году во ВНИИЯГГе, ВНИИнефтепромгеофизике и ВНИИГИСе в виде государственных стандартных образцов (ГСО) состава и свойств карбонатных пород, пересеченных скважиной, выработали свой ресурс и их первоначальные показатели точности в современных условиях не гарантированы. Кроме того, за нормальные условия градуировки аппаратуры НК в этих эталонах был принят диаметр геолого-разведочных скважины 196 мм, в то время как нефтегазовые скважины эксплуатационного бурения имеют диаметр 216 мм, а при бурении боковых стволов требуется выполнить нейтронный каротаж в скважинах диаметром 124 и 156 мм. Технология приготовления СО и методика их метрологической аттестации были также несовершенны. Наличие ограниченного перечня устаревших СО и отсутствие на современном этапе необходимых высокоточных первичных и вторичных эталонов общей пористости горных пород не способствует единству и обеспечению требуемой точности измерений коэффициента общей пористости нефтегазовых пластов, не позволяет экспериментально строить градуировочные характеристики (ГХ) аппаратуры НК для разных рабочих геолого-технических условий измерений в скважинах.
Цель работы. Повышение точности скважинных измерений коэффициента пористости нефтегазовых пластов в различных геолого-технических условиях.
Задачи исследования
1. Обоснование и разработка новой методики приготовления СО пористости и плотности горных пород, пересеченных скважиной, обеспечивающей высокую степень однородности коэффициента пористости по всему объему вещества-носителя свойств СО насыпного типа.
2. Разработка методики метрологической аттестации СО насыпного типа применительно к новой технологии изготовления СО общей пористости и плотности горных пород, пересеченных скважиной.
3. Изготовление и метрологические исследования комплекса СО пористости водонасыщенных, нефтенасыщенных и газонасыщенных кальцитовых и кварцитовых пород, пересеченных скважиной диаметром 124, 156 и 216 мм.
4. Построение семейства градуировочных характеристик аппаратуры НК применительно к различным геолого-техническим условиям и их метрологический анализ.
Конструктивно и методически целесообразно создавать СО, воспроизводящие одновременно и коэффициент общей пористости, и объемную плотность горных пород. Однако вопросы метрологического обеспечения аппаратуры плотностного гамма-гамма-каротажа являются отдельным самостоятельным объектом исследований и в задачи настоящей диссертационной работы не входят.
Методы исследования. Метрологический анализ методов и средств измерений коэффициента общей пористости пластов горных пород геофизическими методами. Теоретическое обоснование и разработка методики создания эталонов общей пористости и плотности пластов горных пород, пересеченных скважиной. Экспериментальные метрологические исследования созданных СО и различных типов аппаратуры НК, статистические методы обработки экспериментальных данных.
Научная новизна работы:
1. Обоснована и разработана новая методика приготовления и метрологической аттестации стандартных образцов водонасыщенной (нефтенасыщенной) общей пористости и плотности пластов насыпного типа, обеспечивающая их высокую однородность и стабильность во времени за счет исключения образования пузырьков воздуха, более равномерного распределения и повышения плотности упаковки фракций.
2. Впервые выявлена существенная составляющая погрешности воспроизведения коэффициента пористости, обусловленная нецилиндричностью скважины СО и неоднозначностью прижатия зонда к стенке скважины СО. Обосновано требование к допускаемой непрямолинейности образующей стенки скважины СО по ее длине – искривление образующей не должно превышать 1 мм на 1 м ее длины, исходя из допускаемой основной абсолютной погрешности воспроизведения коэффициента пористости ±0,2%.
3. Впервые экспериментально построены градуировочные характеристики разнотипной аппаратуры НК для чистого газонасыщенного кварцитового пласта, имеющие отрицательный коэффициент преобразования (наклон ГХ к оси абсцисс более 90 градусов), что позволяет интерпретировать данные НК в газонасыщенных кварцитовых пластах.
4. Экспериментально получены новые градуировочные характеристики современной разнотипной аппаратуры НК для разного минералогического состава пластов горных пород, пересеченных скважинами разного диаметра и насыщенных нефтью и водой разной минерализации, позволяющие построить функции влияния для их использования при интерпретации НК в нефтегазовых скважинах.
Основные защищаемые положения
1. Методика приготовления высокооднородных и высокостабильных эталонов общей пористости и плотности горных пород насыпного типа, которая позволяет уменьшить пределы их допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения коэффициента общей пористости до ±0,2% .
2. Семейство градуировочных характеристик разнотипной аппаратуры НК, построенных с использованием новых эталонных моделей пластов для разных геолого-технических условий, характеризующихся различным сочетанием химического состава скелета горных пород (чистые кварцитовые и чистые кальцитовые породы), разного заполнителя порового пространства (вода пресная и соленая, нефть, газ) и разного номинального диаметра скважины.
Практическая ценность и реализация работы
Ценность работы заключается в получении возможности: построения и применения градуировочных характеристик аппаратуры НК для разных геолого-технических условий при исследованиях нефтегазовых пластов (прежде строилась одна характеристика или использовалась «методика двух опорных пластов»); определения влияния (функций влияния) разных геолого-технических условий в случае использования одной характеристики (кальцит водонасыщенный).
В результате проведенных исследований разработан и внедрен в ГУП Центр Метрологических Исследований (ЦМИ) «Урал-Гео» научно-обоснованный комплекс Государственных стандартных образцов пористости и плотности горных пород, пересеченных скважиной, внесенных в Государственный реестр стандартных образцов России (№ ГСО 8784-2006) в 2006 г. В 2001 году ГУП ЦМИ «Урал-Гео» был аккредитован Госстандартом России, а в 2006 г. Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии на техническую компетентность при выполнении калибровочных работ в области ГИС, включая нейтронный каротаж.
Вторичные рабочие эталоны пористости и плотности кварцитовых и кальцитовых горных пород (СО предприятий - СОП) изготовлены, аттестованы и применяются в ОАО «Алросса» (2001 г.), ОАО «Когалымнефтегеофизика» (2003 г.), ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика» (2003 г.), ОАО «Оренбурггазгеофизика» (2004 г.), ОАО «Башнефтегеофизика» (2005 г.), ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика» (2006 г.), Тресте «Сургутнефтегеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз» (2007 г.). Аналогичные СО пористости поставлены геофизикам Узбекистана (г. Ташкент, 2001 г.) и Белоруссии (г. Речица, 2005 г.).
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались на: научно-практической региональной конференции «Геолого-экономические перспективы расширения минерально-сырьевой базы Поволжского и Южного регионов Российской Федерации и пути их реализации в 2003-2010 гг.»(г. Саратов, 2002); научном симпозиуме «Высокие технологии в промысловой геофизике» (г. Уфа, 2004); научном симпозиуме «Геоинформационные технологии в нефтепромысловом сервисе» (г. Уфа, 2005); научной конференции «Информационные технологии в нефтегазовом сервисе» (г. Уфа, 2006); научной конференции «Информационные технологии в нефтегазовом сервисе» (г. Уфа, 2007).
Публикации
Основные научные положения и практические результаты диссертационной работы опубликованы в 12 печатных работах, в том числе три опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК.
В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные лично автором в ГУП ЦМИ «Урал-Гео», начиная с 2000 г. Автор являлся заведующим отделом эталонов и ответственным исполнителем работ по изготовлению новых первичных ГСО пористости и плотности в г. Уфе и всех новых рабочих СОП на геофизических предприятиях России и СНГ. Экспериментальные исследования всех созданных СО и обработка результатов выполненных измерений проведены автором. Анализ результатов исследований проведен совместно с научным руководителем.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Общий объем работы, включая 20 рисунков, 30 таблиц и список литературы из 90 наименований, составляет 112 страниц. В приложениях приведены копии свидетельства на ГСО и аттестат на МВИ коэффициента пористости СО.
Автор признателен своему научному руководителю Лобанкову В.М. за научно-техническую помощь в проведении исследований и общее руководство работой, а также коллегам по работе: Ханнанову Р.К., Саитову Ш.Ф., Гарейшину З.Г., Гайнуллину Д.Р., Кильметову А.С. за участие в изготовлении СО.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении показана актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследования, их научная новизна и практическая значимость, а также защищаемые научные положения.
В первой главе представлен обзор современного состояния метрологического обеспечения (МО) нейтронного каротажа.
Первые работы по созданию моделей пластов горных пород для целей градуировки аппаратуры радиоактивного каротажа (РК) были начаты Иванкиным В.П., Гулиным Ю.А. и Золотовым А.В. в конце шестидесятых годов прошлого столетия. Необходимость стандартизации зондов НК на основе измерений в контрольных скважинах была показана работами Цирульникова В.П.
Работы по созданию государственных СО пористости карбонатных пород были начаты в 1979 г. одновременно во ВНИИЯГГе (г. Раменское Московской области) под руководством А.М. Блюменцева и во ВНИИнефтепромгеофизике (г. Уфа) под руководством В.М. Лобанкова. В 1981 г. вновь созданные раменские (В.Г. Цейтлин) и уфимские модели пластов в виде государственных стандартных образцов (ГСО) пористости кальцитовых пород вместе с ранее построенными под руководством Ю.А. Гулина моделями были внесены в Государственный реестр стандартных образцов состава и свойств веществ и материалов СССР сроком на 10 лет. Например, один из комплектов первых ГСО пористости (комплект ВНИИнефтепромгеофизики), построенный и внесенный в Государственный Реестр стандартных образцов СССР, имел следующие характеристики:
1. ГСО-КВ-1,0%-2700-198 - стандартный образец, воспроизводящий коэффициент водонасыщенной пористости Кп = (1,0 ± 0,2) % кальцитовых пород, пересеченых скважиной диаметром (198 ± 1) мм (мраморный блок 0,95х0,96х2,32 м).
2. ГСО-КВ-20,2%-196 - стандартный образец водонасыщенной пористости Кп = (20,2 ± 0,3) % кальцитовых горных пород, пересеченных скважиной диаметром (196 ± 1) мм (насыпная однофракционная модель кальцитового пласта). Имитатор скважины представлял собой трубу из нержавеющей стали толщиной стенки 1,5 мм. Высота корпуса СО была 1600 мм, а его внутренний диаметр - 1400 мм.
3. ГСО-КВ-38,3%-196 - стандартный образец водонасыщенной пористости Кп = (38,3 ± 0,3) % кальцитовых пород, пересеченных скважиной диаметром (196 ± 1) мм (насыпная двухфракционная модель кальцитового пласта). Имитатор скважины представлял собой трубу из нержавеющей стали толщиной стенки 1,5 мм. Высота корпуса СО была 1600 мм, а его внутренний диаметр - 1400 мм.
Существенный вклад в решение проблемы метрологического обеспечения радиоактивных методов каротажа нефтегазовых скважин внесли работы А.М. Блюменцева. Он разработал основные исходные научные подходы к формированию системы метрологического обеспечения радиоактивных методов каротажа, сформулировал принципы и алгоритмы метрологической аттестации методик выполнения геофизических измерений аппаратурой НК, разработал основные компоненты системы. Он предложил при выполнении метрологических работ принять следующие нормальные условия измерений коэффициента пористости методом стационарного НК: минералогический состав – кальцит (мрамор); заполнитель порового пространства и скважины – питьевая вода; диаметр скважины – 196 мм.
Анализ зарубежного опыта создания моделей пластов, пересеченных скважиной, для градуировки аппаратуры РК показал, что зарубежные геофизики применяют преимущественно монолитные блоки естественных горных пород. В шестидесятые и семидесятые годы в Американском нефтяном институте (г.Хьюстон) были созданы модели пористого пласта монолитного типа на основе блоков Остинского известняка.
Решению проблемы применения имитаторов пористого пласта (ИПП) для калибровки канала НГК аппаратуры ДРСТ-3-90 в производственных условиях были посвящены исследования З.З. Ханипова.
Главной технологической особенностью ранее создаваемых СО пористости было заполнение порового пространства жидкостью после засыпки твердой фракции в корпус СО снизу вверх до ее выхода на верхний уровень засыпки (метод пропитки сухого образца). Отношение объема залитой в поры жидкости к общему объему засыпки принималось за коэффициент водонасыщенной пористости. Однако такая технология приготовления СО не позволяла достигнуть высокой однородности СО из-за невозможности равномерного распределения сухой мелкой фракции мрамора в пространстве между заранее засыпанной сухой крупной фракцией. Кроме того, в теле такого СО после пропитки оставались пузырьки воздуха, находящиеся в ловушках нижней части крупной фракции мраморной крошки. Пузырьки возникали и в пространстве между фракциями в местах с большей концентрацией мраморной муки. Это также способствовало неоднородности СО по объему. В процессе эксплуатации СО за счет различия степени прижатия скважинного прибора к стенке скважины, ударов калибруемого прибора по ней происходило уплотнение насыпного материала. Это явление подтверждалось тем, что через несколько месяцев эксплуатации после снятия крышки корпуса СО у стенки скважины наблюдался конус опускания материала. Это означает, что со временем вещество у стенки скважины становится плотнее, чем в основном теле СО. Отсутствовала также научно-обоснованная методика определения как воспроизводимого значения Кп, так и расчета доверительных границ погрешности его измерений.
Таким образом, возникла необходимость дальнейшего развития и совершенствования метрологического обеспечения аппаратуры НК, создания новой методики приготовления и метрологической аттестации эталонов пористости нефтегазовых пластов. Потребовалось создание широкого комплекса новых СО пористости, позволяющих строить индивидуальные градуировочные характеристики (ГХ) аппаратуры НК для разных геологических условий непосредственно на геофизических предприятиях.
Во второй главе дано обоснование новой методики приготовления СО пористости и методики выполнения измерений (МВИ) коэффициента пористости и плотности СО кварцитовых и кальцитовых пород, пересеченных скважиной.
Структурно СО горных пород представляет собой трехфазную среду, содержащую твердую фазу – мрамор или кварцит, жидкую фазу – воду или нефть и газообразную фазу – воздух. Конструктивно СО пород монолитного типа представляет собой цилиндрический корпус из нержавеющей стали, внутри которого установлен мраморный, доломитовый или кварцитовый блок с вертикальной скважиной заданного диаметра. Корпус СО и скважина заполнены питьевой водой. СО пород насыпного типа представляет собой цилиндрический корпус из нержавеющей стали, внутри которого установлен один или несколько дюралюминиевых тонкостенных стаканов – имитаторов скважины разного диаметра. Пространство между корпусом и имитаторами скважины заполнено мраморной или кварцитовой крошкой, мраморным или кварцевым песком и питьевой водой (или соленой водой, или соляркой, или газом). Мраморная крошка и мраморный песок могут содержать определенное количество воды и воздуха. Питьевая вода может содержать растворенный в ней воздух. Кроме того, незначительное количество мелких пузырьков воздуха остается в теле СО в процессе его приготовления. Все эти факторы следует учитывать при построении и аттестации СО пористости.
Техническая сущность и основное отличие новой методики приготовления СО насыпного типа от ранее применяемой заключается в новой последовательности заполнения корпуса СО веществом-носителем свойств и другой методике выполнения измерений параметров. Сначала измеряется объем засыпки путем заливки в корпус СО воды с помощью 100 дм3 мерника до уровня контрольной отметки. Затем вода полностью сливается и в пространство между внутренней стенкой корпуса и наружной стенкой тонкостенного имитатора скважины вновь заливают дозированное количество жидкости (пресной воды, соленой воды или дизельного топлива). Затем в эту жидкость засыпается расчетное количество навесок крупной фракции (слой) кальцитовой или кварцитовой крошки, которая выравнивается и уплотняется. Далее засыпается расчетное количество мраморного (или кварцевого) песка. Затем специальным устройством создаются в слое горизонтальные потоки жидкости, позволяющие песку плотно заполнить поровое пространство засыпанной крошки и удалить оставшиеся мелкие пузырьки воздуха. При этом верхняя часть порового пространства первого слоя крошки остается не заполненной песком на 10 – 15%. Затем засыпается вторая навеска крошки, выравнивается и уплотняется. После чего вновь засыпается расчетное количество песка. Далее процедура засыпки продолжается до полного заполнения объема СО до уровня контрольной отметки. По мере необходимости периодически в корпус СО доливается дозированный объем жидкости. После полной засыпки СО измеряется объем жидкости, находящейся выше уровня засыпки крошки и песка. Этот объем излишней жидкости измеряется (обычно методом косвенных измерений путем ее взвешивания и предварительного определения ее плотности) и вычитается из общего суммарного объема залитой в поровое пространство СО жидкости.
Данная методика приготовления СО пористости позволила почти полностью избавиться от остававшихся в процессе пропитки СО пузырьков воздуха, так как в процессе засыпки крошки и песка они свободно выходят на поверхность жидкости. Процесс освобождения от пузырьков воздуха становится визуально контролируемым. Кроме того, новая технология обеспечивает высокую однородность распределения песка в пространстве между фракциями крошки путем создания специальным устройством горизонтальных потоков жидкости вдоль поверхности засыпанного слоя крошки в процессе засыпки песка. Такая методика обеспечивает также высокую степень уплотнения насыпного материала СО сразу в процессе его приготовления, что гарантирует высокую стабильность аттестованных параметров СО во времени.
Перечень аттестуемых параметров (характеристик) созданных СО и их определение (словесное описание) приведены в табл. 1.
Аттестуемое значение плотности необходимо как для градуировки аппаратуры плотностного ГГК, так и для контрольной оценки коэффициента пористости на основе измерений плотности твердой и жидкой фракций материала СО.
Доверительные границы интервала для истинного значения каждого из воспроизводимых параметров определяются как симметричный интервал (со знаком ±) при доверительной вероятности 0,95 вокруг среднего значения измеряемого параметра.
Таблица 1 - Перечень аттестуемых параметров (характеристик) созданных СО
| № п/п | Наименование параметра | Определение параметра | Диапазон для аттестованных значений | Пределы абс. погрешности |
| 1 | Коэффициент общей пористости | Отношение объема жидкой и газообразной фазы вещества к общему объему СО при температуре + (20±2) оС | от 0% до 40% | ±0,3% |
| 2 | Коэффициент водонасыщенной (нефтенасыщенной) пористости | Отношение объема воды (нефти) в СО к общему объему вещества-носителя свойств СО при температуре +(20±2) оС | от 0% до 40% | ±0,3% |
| 3 | Коэффициент газонасыщенной пористости | Отношение объема газа в СО к общему объему вещества-носителя свойств СО при температуре + (20±2) оС | от 0% до 40% | ±0,3% |
| 4 | Плотность | Отношение общей массы вещества-носителя свойств СО к общему объему этого вещества при температуре плюс (20±2) оС. | от 2000 до 2800 кг/м3 | ±20 кг/м3 |
При определении аттестуемых параметров СО насыпного типа применялся объемно-весовой метод измерений коэффициента общей пористости и плотности горных пород. При определении аттестуемых параметров СО монолитного типа применяется метод гидростатического взвешивания керновых образцов, отбираемых в процессе бурения скважины.
Для СО кальцитовых и доломитовых водонасышенных горных пород насыпного типа двухфракционного состава воспроизводимое значение коэффициента водонасыщенной пористости определяется по формуле:
, (1)где
- общий объем воды, заполнившей поровое пространство СО в процессе засыпки мраморной крошки и песка до уровня контрольной отметки; 
- объем природной воды, оставшейся в мраморной крошке в объеме засыпки; 
- объем природной воды, оставшейся в мраморном песке в объеме засыпки; 
- общий объем области засыпки модели мраморной (или доломитовой) крошкой путем измерений объема воды мерниками. При этом, массовое содержание воды в крошке и песке определяется лабораторным путем по разнице исходной и полностью высушенной навески крошки по формуле (в долях):
, 
(2)где
- масса навески крошки или песка - исходного материала-носителя свойств; 
- масса той же навески крошки, высушенной в термостате при температуре 105 оС в течение 24 часов.Особенностью новой методики выполнения измерений (МВИ) коэффициента пористости СО кальцитовых и доломитовых нефтенасышенных (или газонасыщенных) горных пород насыпного типа одно- и двухфракционного состава является то, что предусмотрено определение и коэффициента нефтенасыщенной (или газонасыщенной) пористости, и коэффициента остаточной водонасыщенной пористости, обусловленной содержанием природной воды в исходном материале. Предусмотрено также полное высушивание (прокаливание) мраморной и доломитовой крошки при приготовлении СО газонасыщенной пористости.
Определение доверительных границ погрешности СО, обусловленной его неоднородностью, выполнялось по следующей методике.
Показатель неоднородности СО определяется на основании результатов измерений коэффициента пористости двухзондовой аппаратурой НК по тепловым нейтронам. Зонд аппаратуры НК последовательно прижимается к стенке имитатора скважины по разным образующим скважины и на разной высоте от дна корпуса СО. Прижатие зонда осуществляется одной и той же стороной корпуса скважинного прибора. Эти прижатия выполняются в двух взаимно перпендикулярных плоскостях по обе стороны от вертикального шва имитатора скважины.
Сначала оценивается среднеквадратичное отклонение (СКО) случайной составляющей абсолютной погрешности эталонного зонда аппаратуры НК по формуле:
, (3)где
- среднее значение коэффициента пористости, определенное по результатам измерений коэффициента пористости в одной точке контроля; n = 50 и более – общее число измерений в точке контроля случайной составляющей погрешности эталонного зонда-компаратора.После повторного измерения коэффициента пористости в остальных точках прижатия зонда как по кругу скважины, так и через каждые 10 см по вертикали фиксируются показания аппаратуры по 5 раз с одноразовым прижатием зонда к стенке имитатора скважины. Затем оценивается СКО разброса показаний эталонного зонда аппаратуры НК, обусловленного неоднородностью СО и собственной случайной составляющей погрешности аппаратуры НК, по формуле:
, (4)где
- среднее значение коэффициента пористости, определенное по результатам измерений коэффициента пористости в разных точках прижатия зонда к стенке имитатора скважины по средним из пяти показаний аппаратуры в точке контроля; n – общее число точек контроля неоднородности СО.Границы абсолютной погрешности воспроизведения коэффициента пористости СО, обусловленные его неоднородностью, при доверительной вероятности 0,95 определяются по формуле:
, (5)где
- коэффициент Стьюдента, который зависит от количества точек контроля неоднородности СО; при n=15 он равен 2,14, а при n=30 - равен 2,04.При определении доверительных границ погрешности измерений параметров СО учтены следующие погрешности измерений параметров СО насыпного типа: погрешность мерников; погрешность весов; погрешность от неровности поверхности верхнего уровня засыпки; неоднородность коэффициента пористости по объему вещества-носителя свойств СО.
Граница основной абсолютной погрешности воспроизведения коэффициента водонасыщенной пористости СО карбонатных или песчаных пород насыпного типа при доверительной вероятности не менее 0,95 определялась по формуле:
, (6)где
- нормированный предел допускаемой относительной погрешности мерника 2-го разряда; 
- оценка относительной погрешности СО, обусловленная неидеальностью поверхности уровня контрольной отметки (уровня засыпки крошки и песка и уровня заливки воды); 
- граница относительной погрешности СО, обусловленной его неоднородностью при воспроизведении коэффициента пористости для аппаратуры НК.Описанные выше новая методика приготовления СО пористости и плотности и выполнения измерений позволяет повысить однородность и стабильность СО пористости и плотности пластов горных пород, пересеченных скважиной.
В третьей главе описаны конструктивные особенности и технические характеристики построенных ГСО и СОП для градуировки аппаратуры НК.
 Рис. 1. Модель кальцитового пласта (монолитный блок коелгинского мрамора, диаметр 1,3 м, высота 1,6 м, Кп = (0,8 ± 0,2)%, dс = (124,0 ± 1,0) мм |  Рис. 2. Модели песчаных пластов насыпного типа, диаметр 2 м и 1,4 м, высота 2 м и 1,6 м, диаметр скважин 120, 156, 216 и 295 мм. |
Конструктивно СО горных пород монолитного типа представляет собой цилиндрический корпус из нержавеющей стали, внутри которого установлен мраморный, доломитовый или кварцитовый блок с вертикальной скважиной заданного диаметра (рис. 1). Корпус СО и скважина заполнены питьевой водой.
СО насыпного типа представляет собой цилиндрический корпус из нержавеющей стали, внутри которого установлены несколько дюралюминиевых тонкостенных стаканов – имитаторов скважины разного диаметра (рис. 2). Пространство между корпусом и имитаторами скважины заполнено мраморной или кварцитовой крошкой, мраморным или кварцевым песком и питьевой водой (или соленой водой, или соляркой, или воздухом).
В процессе эксплуатации требуется следить за герметичностью эталонов насыпного типа. Для этого в крышке корпуса СО предусмотрено отверстие с пробкой, через которую определяют уровень жидкости над поверхностью насыпного материала.
Новый комплект государственных стандартных образцов свойств и состава (моделей пластов) горных пород, пересеченных скважиной, а также СО предприятия (СОП) были построены в 2004-2005 г.г. в корпусе эталонов ГУП ЦМИ «Урал-Гео», их параметры приведены в табл. 2. Данный комплект СО «Урал-Гео» внесен в Реестр ГСО России под номером ГСО 8784-2006.
Из приведенных характеристик данного комплекта СО (см. табл.2) видно, что имеются 22 скважины, позволяющие зафиксировать показания аппаратуры НК с любыми зондами в разных геолого-технических условиях и построить семейство из 9-ти градуировочных характеристик (ГХ) для каждого типа зонда (НГК, ННК-т, ННК-нт).
Три градуировочных характеристики могут быть построены для чистых водонасыщенных кальцитовых пластов, пересеченных скважинами диаметром 124, 156 и 216 мм. Четыре градуировочных характеристики могут быть построены для чистых песчаных пластов, пересеченных скважинами диаметром 120, 156, 216 и 295 мм. По одной градуировочных характеристике могут быть построены для газонасыщенных чистых песчаников и для водонасыщенных чистых песчаников с минерализацией 150 г/л.
Аттестованные значения характеристик СО пористости и плотности горных пород, пересеченных скважиной диаметром 216 мм, построенных и применяемых на некоторых крупных геофизических предприятиях (ОАО «Когалымнефтегеофизика», в тресте Сургутнефтегеофизика, в НПФ «Оренбурггеофизика», в ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика», в ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика»), приведены в табл. 3.
Видно, что в ОАО «Когалымнефтегеофизика», тресте «Сургутнефтегеофизика» и НПФ «Оренбурггеофизика» комплекты СО позволяют строить семейства ГХ.
Таблица 2 - Параметры ГСО, построенных в ЦМИ «Урал-Гео».
Минералогический состав скелета и насыщение порового пространства | Коэффиент пористости, % | Плотность, кг/м3 | Диаметр скважины, мм |
ГСО-ПВ-16,6%-2376-120-155-216-295 Песчаник двухфракционный водонасыщенный | 16,6±0,2 | 2376±6 | 120±1; 155±1; 216±1; 295±1; |
ГСО-ПВ-32,5%-2118-120-155-216-295 Песчаник однофракционный водонасыщенный | 32,5±0,2 | 2118±7 | 120±1; 155±1; 216±1; 295±1; |
ГСО-ПВМ150-16,0%-216 Песчаник двухфракционный водонасыщенный с минерализацией 150 г/л | 16,0±0,2 | (2395±6) | 216±1 |
ГСО-ПВМ150-32,7%-216 Песчаник однофракционный водонасыщенный с минерализацией 150 г/л | 32,7±0,2 | (2139±5) | 216±1 |
ГСО-ПГ-17,0%-2200-216 Песчаник двухфракционный газонасыщенный | 17,0±0,2 | 2200±8 | 216±1 |
ГСО-ПГ 34,5%-1745-216 Песчаник однофракционный газонасыщенный | 34,5±0,2 | 1745±6 | 216±1 |
ГСО-КВ-0,8%-2696-124 Кальцит водонасыщенный (мраморный блок) | 0,8±0,2 | 2696±5 | 124±1 |
ГСО-КВ-0,8%-2696-156 Кальцит водонасыщенный (мраморный блок) | 0,8±0,2 | 2696±5 | 156±1 |
ГСО-КВ-0,8%-2696-216 Кальцит водонасыщенный (мраморный блок) | 0,8±0,2 | 2696±5 | 216±1 |
ГСО-КВ-15,9%-2437-124-156-216 Кальцит двухфракционный водонасыщенный | 15,9±0,2 | 2437±6 | 124±1; 156±1; 216±1 |
ГСО-КВ-35,2%-2107-124-156-216 Кальцит однофракционный водонасыщенный | 35,2±0,2 | 2107±5 | 124±1; 156±1; 216±1 |
На предприятиях корпуса вторичных СО обычно выполнены из нержавеющей стали в виде цилиндрических сосудов.
Таблица 3 - Аттестованные значения характеристик СО пористости и плотности горных пород, построенных на разных геофизических предприятиях.
Состав скелета и порового пространства | Когалым | Сургут | Оренбург | Нижне-вартов. | Ноябрьск |
1. Кальцит монолитный водонасыщенный | 0,8±0,3 2696±9 | 0,8±0,3 2696±9 | 0,8±0,3 2696±10 | 0,8±0,3 2696±10 | 0,8±0,3 2696±10 |
2. Кальцит двухфракционный водонасыщенный | - | 15,6±0,3 2445±9 | 15,5±0,3 2445±10 | 14,8±0,3 2444±10 | - |
3. Кальцит однофракционный водонасыщенный | 37,5±0,3 2062±9 | 33,8±0,3 2130±8 | 36,4±0,3 2084±9 | 32,8±0,3 2150±10 | - |
4. Песчаник двухфракционный водонасыщенный | 16,0±0,3 2386±10 | 16,5±0,3 2376±8 | 16,8±0,3 2371±10 | - | 16,8±0,3 2371±6 |
5. Песчаник двухфракционный водонасыщенный | - | 27,1±0,3 2203±8 | - | - | - |
6. Песчаник однофракционный водонасыщенный | 34,7±0,3 2076±10 | 35,1±0,3 2065±8 | 34,7±0,3 2076±10 | - | 34,7±0,3 2076±5 |
7. Песчаник однофракционный водонасыщенный с минерализацией 20±1 г/л | 16,7±0,3 | 16,9±0,3 | - | - | - |
8. Песчаник однофракционный водонасыщенный с минерализацией 20±1 г/л | 33,8±0,3 | 35,0±0,3 | - | - | - |
9. Песчаник двухфракционный водонасыщенный с минерализацией 150±2 г/л | - | 16,5±0,3 | - | - | - |
| 10. Песчаник двухфракционный нефтенасыщенный | 15,8±0,3 2350±10 | 16,7±0,3 2340±8 | - | - | - |
| 11. Песчаник однофракционный нефтенасыщенный | 33,8±0,3 2028±10 | 34,9±0,3 2000±9 | - | - | - |
| 12. Песчаник двухфракционный водонасыщенный, пересеченный скважиной с колонной 146/8 мм обсаженной цементом 1850 кг/м3 | 16,5±0,3 2379±15 | - | - | - | - |
| 13. Песчаник однофракционный водонасыщенный, пересеченный скважиной с колонной 146/8 мм обсаженной цементом 1850 кг/м3 | 33,2±0,3 2080±10 | - | - | - | - |
| 14. Песчаник двухфракционный водонасыщенный, пересеченный скважиной с колонной 146/8 мм обсаженной гельцементом 1550 кг/м3 | 16,9±0,3 2380±15 | - | - | - | - |
| 15. Песчаник однофракционный водонасыщенный, пересеченный скважиной с колонной 146/8 мм обсаженной гельцементом 1550 кг/м3 | 32,7±0,3 2077±10 | - | - | - | - |
Имитаторы скважины в виде цилиндрических дюралюминиевых стаканов с внутренним диаметром 216 мм устанавливают на дно корпуса, рис.3.
Рис. 3. Комплект из 11 СО пористости, построенных по новой
технологии в тресте «Сургутнефтегеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз».
Неоднородность СО проявляется в том, что разные области расположения материала воспроизводят разные значения воспроизводимого параметра в результате неравномерности засыпки и уплотнения материала-носителя свойств, наличия пузырьков воздуха и неравномерности уплотнения материала у стенки скважины в процессе его эксплуатации. Однако оценить неоднородность СО после его приготовления прямыми методами не представляется возможным.
Для исследования неоднородности СО используется эталонный зонд аппаратуры НК с нормированным значением предела допускаемого среднего квадратического отклонения случайной составляющей основной абсолютной погрешности не более 0,1%. Этот показатель оценивается по результатам измерений отношения счета импульсов по каналам малого и большого зондов в пресной воде. При прижатии зонда аппаратуры стационарного НК к различным участкам скважины на выходе аппаратуры фиксируются разные показания. Причем часть этого разброса показаний обусловлена нецилиндричностью стенки металлического имитатора скважины, пересекающей пласт породы, и эта часть погрешности учтена при определении неоднородности СО и является составной частью общей неоднородности.
По данной методике оценена неоднородность одиннадцати СО пористости и плотности горных пород в ЦМИ «Урал-Гео». Оценки абсолютной погрешности воспроизведения коэффициента пористости, обусловленные неоднородностью СО, не превышает 0,15%.
Таким образом, автором построено в общей сложности 48 моделей пластов для градуировки аппаратуры НК на 12 геофизических предприятиях России и СНГ. Все эти СО построены по единой методике приготовления и аттестации, что гарантирует их единообразие и обеспечивает единство измерений.
В четвертой главе представлен анализ источников погрешности измерений коэффициента общей пористости пластов аппаратурой НК, показаны результаты сличения построенных СО, а также представлены градуировочные характеристики аппаратуры НК для разных геолого-технических условий и их метрологический анализ.
На рис.4, 5, 6 и 7 представлены графики градуировочных характеристик аппаратуры СРК-73 и ПРКЛ-73, построенных для разных геолого-технических условий.
1
2 3
4
5
Рис.4 Градуировочные характеристики аппаратуры СРК-73 по
каналу ННКт в СО пористости кварцита для диаметра
скважины 216 мм и заполнением порового пространства:
1 – пресной водой; 2 – водой с минерализацией 20 г/л;
3 – нефтью (дизельное топливо);
4 – диаметра колонны 146 (толщина стенки 8мм), заполнением
порового пространства пресной водой, заколонного пространства-
гельцементом плотностью 1550 кг/м3
5 – то же, что и в п.4, но заколонное пространство заполнено
цементом плотностью 1850 кг/м3.
Как видно из рис. 4, если использовать градуировочную характеристику для водонасыщенного кварцита при исследованиях в нефтенасыщенном пласте, то при одном и том же значении относительного выходного сигнала аппаратуры (например 0,5) значение коэффициента пористости будет завышено на 2,5% (в абсолютных единицах).
При исследованиях же в обсаженной скважине результат измерений будет завышен на 8% для гельцемента (плотность 1550 кг/м3) и на 10,5% для портландцемента (плотность 1850 кг/м3).
1 2 3 4
5
Рис.5 Градуировочные характеристики аппаратуры СРК-73
по каналу ННКт в СО пористости кварцита для диаметра
скважины 216 мм и заполнением порового пространства:
1 – водой; 2 – нефтью (дизельное топливо); 3 – водой
минерализацией 25 г/л; 4–водой минерализацией 150 г/л;
5 – в СО пористости кальцита водонасыщенного диаметром
скважины 216 мм
Как видно из рис.5, если использовать градуировочную характеристику для водонасыщенного кальцита (мрамор водонасыщенный), то при исследованиях в кварцитовом пласте, насыщенном пресной водой, при одном и том же значении относительного выходного сигнала аппаратуры (например 0,4) измеренное значение Кп будет занижено на 5% (в абсолютных единицах). При исследованиях же в нефтенасыщенном кварците - занижено на 4%. А при исследованиях в водонасыщенном кварците с минерализацией 150 г/л оно будет завышено на 2,5% (в абсолютных единицах).
Из рис. 6 видно: если измерения выполняются аппаратурой ПРКЛ-73 в карбонатном пласте диаметром скважины 124 мм, с градуировочной характеристикой для карбонатных коллекторов, насыщенных пресной водой и диаметром скважины 216 мм, то измеренное значение Кп будет занижено на (4÷5)% в абсолютных единицах (для относительного выходного сигнала от 0,2 до 0,5).
1
2
3
Рис.6 Градуировочные характеристики аппаратуры ПРКЛ-73
по каналу ННКт для СО водонасыщенных кальцитов разного
диаметра скважин: 1, 2 и 3 –124, 156 и 216 мм
соответственно.
На рис. 7 показано семейство ГХ аппаратуры ПРКЛ-73 для кварцитовых пластов.
1 2 3 4 5
6
Рис.7 Градуировочные характеристики аппаратуры ПРКЛ-73
по каналу ННКт для СО кварцитов, разного диаметра скважин
и разного насыщения: 1, 2, 3 и 4 - диаметр скважин 120, 156, 216
и 295 мм соответственно, насыщены водой; 5 –диаметр 216 мм
насыщен водой минерализацией 150 г/л;.
6 –диаметр скважины 216 мм, газонасыщен.
Видно, что ГХ в газонасыщенном пласте диаметром скважины 216 мм имеет отрицательный коэффициент преобразования. Если ее продлить до пересечения с осью абсцисс, то можно вычислить показания аппаратуры в монолитном кварцитовом блоке с нулевой пористостью. Тогда можно приблизительно определить вид ГХ в водонасыщенном песчанике, пересеченном скважиной диаметром 216 мм в диапазоне Кп от 0% до 15%.
Контроль стабильности всех вновь построенных СО во времени выполнялся ежегодно с использованием двух эталонных зондов-компараторов, построенных на основе зондов аппаратуры СРК-1 и РК5-76. Собственная стабильность этих зондов периодически контролировалась по стабильности их показаний с одним и тем же источником в воде, в имитаторе и в моделях мраморного ряда.
Таким образом, получена возможность экспериментального построения ГХ аппаратуры НК на разных предприятиях для различных геолого-технических условий. При этом обеспечение и гарантия единства измерений подтверждаются тем, что показания эталонных зондов-компараторов во всех построенных СО ложатся на градуировочные харктеристики, построенные с использованием ГСО, в пределах допускаемых погрешностей.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На основании выполненных автором исследований получены следующие результаты:
- Разработаны новые методики:
- приготовления стандартных образцов общей водонасыщенной или нефтенасыщенной пористости и плотности пластов пород насыпного типа, обеспечивающая их высокую однородность и стабильность во времени;
- метрологической аттестации этих стандартных образцов.
2. Разработана методика выполнения измерений коэффициента пористости и плотности стандартных образцов кальцитовых горных пород, пересеченных скважиной, аттестованная Уральским научно-исследовательским институтом метрологии (УНИИМ) Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.
3. Экспериментально построены новые градуировочные характеристики разнотипной аппаратуры НК для:
- газонасыщенного кварцитового пласта, имеющие отрицательный коэффициент преобразования, что позволяет интерпретировать данные НК в газонасыщенных песчаных пластах;
- разного минералогического состава пластов горных пород, пересеченных скважинами разного диаметра и насыщенных нефтью и водой различной минерализации, позволяющие построить функции влияния для их использования при интерпретации НК в нефтегазовых скважинах.
4. Изготовлены и исследованы 48 СО пористости кальцитовых и кварцитовых горных пород, пересеченных скважиной диаметром 124 мм, 156 мм, 216 и 295 мм, из них 11 СО внесены в государственный Реестр средств измерений России (раздел – стандартные образцы).
5. Усовершенствована система воспроизведения величин единиц пористости рабочими эталонами для разных геолого-технических условий на основе семейства индивидуальных градуировочных характеристик, что повышает показатели точности измерений коэффициента пористости чистых пластов-коллекторов горных пород аппаратурой НК на нефтегазовых месторождениях России.
6. Обеспечено единство и требуемая точность скважинных измерений коэффициента общей водонасыщенной пористости пластов на нефтегазовых месторождениях России путем периодического контроля и увязки всех созданных СО с использованием одних и тех же эталонных зондов-компараторов и передвижной метрологической лаборатории.
Основные положения диссертации опубликованы:
в изданиях, рекомендованных ВАК:
- Лобанков В.М., Святохин В.Д. Система обеспечения единства измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин// Научн.-техн. вестник «Каротажник».-2005.-№10-11.-С.199-206.
- Святохин В.Д. Градуировочные характеристики стационарного нейтронного каротажа// Научн.-техн. вестник «Каротажник».-2008.-№5.-С.113-117.
- Лобанков В.М., Святохин В.Д Эталонные модели пластов и скважин для нефтепромысловой геофизики// Нефтегазовое дело.-Том 5.- № 2. - 2007.-С.71-76.
в других изданиях:
- Святохин В.Д. Исследование неоднородности стандартных образцов пористости горных пород, пересеченных скважиной/ Информационные технологии в нефтегазовом сервисе. - Тезисы докладов научной конференции.-Уфа.-2006.-С.97-98.
- Святохин В.Д. Эталонные модели пластов горных пород для геофизических предприятий/ Новая техника и технологии для геофизических исследований.-Тезисы докладов научной конференции.-Секция D VII Конгресса нефтегазопромышленников России.-Уфа.-2007.-С.137-140.
- Хамитов Р.А., Антонов К.В., Лобанков В.М., Святохин В.Д. Эталоны единиц геологических параметров // Новые идеи в науках о Земле: Материалы VI Международной конференции.-М.-2003.-Т.1.-С.274-275.
- Оборудование для метрологического обеспечения ГИС и ГТИ/ В.М.Лобанков, З.Г.Гарейшин, В.Д.Святохин и др.// Информационные технологии в нефтегазовом сервисе: Тезисы докладов научной конференции.-Уфа.-2006.-С.12-14.
- Комплекс калибровочного оборудования для геофизических предприятий/ В.М.Лобанков, З.Г.Гарейшин, В.Д.Святохин и др. // Научн. симпозиум «Высокие технологии в промысловой геофизике». Уфа, - 2004. – С.56-57
- Программно-управляемый комплекс метрологического оборудования для контроля геофизической аппаратуры/ В.М.Лобанков, З.Г.Гарейшин, В.Д.Святохин и др.// В Сб.: vi Конгресс нефтегазопромышленников России, секция «а», Научный симпозиум «Геоинформационные технологии в нефтепромысловом сервисе». - Уфа, - 2005. – С.205-206
- Перспективы метрологического сервиса геологоразведочных работ на нефть и газ/ Р.А.Хамитов, К.В.Антонов, В.М.Лобанков, З.Г.Гарейшин, В.Д.Святохин, А.Ф. Морозов.// Геолого-экономические перспективы расширения минерально-сырьевой базы Поволжского и Южного регионов Российской Федерации и пути их реализации в 2003-2010 гг.: Тезисы докладов научно-практической региональной конференции. – Саратов, - 2002.-С.100-102.
- Лобанков В.М., Святохин В.Д., Семенович В.А. Сертификация геофизической аппаратуры и обеспечение единства измерений/ Приборы и системы разведочной геофизики. СО ЕАГО.- Саратов.-2008.-№ 1.-С.53-54.
- СТП 3-065-2005 Методика выполнения измерений параметров стандартных образцов двухфракционного состава и свойств кальцитовых горных пород, пересеченных скважиной/ Святохин В.Д.-Уфа.-2005.-11с.