«АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКОГО ИМПУЛЬСНОГО НЕЙТРОННОГО ГАММА КАРОТАЖА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ...»

Приведенные данные показывают, что изменение энергетического разрешения в диапазоне 5 % приводит к погрешностям определения нефтенасыщенности в пределах 2,47,2 %. Влияние нестабильности энергетической шкалы более существенно. Для оценки текущей нефтенасыщенности с погрешностью не более 10 % необходимо ограничить смещение энергетической шкалы в пределах 3040 кэВ (при использовании кривой CаSiГИНР в качестве компенсационной). Применение компенсационной кривой CаSiГИРЗ требует к стабилизации энергетической шкалы с точностью до 2030 кэВ. Здесь проявляются преимущества использования компенсационной кривой CаSiГИНР. В этом случае интегральная нелинейность энергетической шкалы спектрометрического тракта скважинного прибора не должна превышать 34 %. В силу того, что в аппаратуре серии АИМС энергетическая шкала представлена 256 каналами, обеспечивающими предъявляемым требованиям, то выполнение условий по стабилизации шкалы при работе с кривой CаSiГИНР реализуется более уверенно.

Таблица 2.3 Погрешности (абсолютные) определения нефтенасыщенности песчаника при неконтролируемом изменении разрешения детектора и дрейфа энергетической шкалы Дрейф разрешения детектора, 2.2.3 Ошибки, связанные с неточностью определения технологических параметров ближней зоны Цель данных исследований заключается в оценке возможных ограничений разрабатываемой методики при невозможности контролирования в процессе проведения скважинных исследований плотности цемента, толщины обсадной колонны и диаметра скважины.

На первом этапе была проведена оценка погрешности определения нефтенасыщенности, вносимая изменением плотности цемента против оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту. В таблице 2.4 приведены данные влияния плотности цемента на погрешность определения нефтенасыщенности кварцевого песчаника при изменении плотности цемента от 1,80 г/см (базовый вариант) до 1,00 г/см3 при диаметре обсадной колонны 146 мм и диаметре скважины 196 мм. 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/см3 против оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту, составляет 1015 % при диаметре скважины 196 мм и возрастает при увеличении диаметра скважины. При этом уменьшение плотности цемента приводит к завышению коэффициента нефтенасыщенности. “Для методики оценки нефтенасыщенности с использованием в качестве компенсационной кривой CаSiГИНР подобное изменение плотности цемента приводит к занижению коэффициента нефтенасыщенности на 46 % для скважины диаметром 196 мм и 2530 % для скважины 296 мм” [Велижанин и др., 2006].

Таблица 2.4 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 Доля захватного В таблице 2.5 приведены данные влияния изменения диаметра скважины от 196 мм (базовый вариант) до 296 мм при диаметре обсадной колонны 146 мм на погрешность определения нефтенасыщенности кварцевого песчаника. Промежуточные значения влияния изменения диаметра скважины на погрешность определения нефтенасыщенности получаются путем линейной интерполяции.

В случае неконтролируемого (не учитываемого при обработке) изменения диаметра скважины погрешность определения коэффициента нефтенасыщенности мало зависит от выбора схемы обработки. При плотности цемента 1,8 г/см увеличение диаметра скважины на 50 мм против оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту может привести к занижению коэффициента нефтенасыщенности на 1415 %. При плотности цемента 1,00 г/см3 (нет цемента) аналогичное изменение диаметра скважины также приводит к занижению коэффициента нефтенасыщенности. В этом случае величина погрешности достигает 3035 %.

Таблица 2.5 Погрешность определения нефтенасыщенности кварцевого песчаника при изменении диаметра скважины от 196 мм (базовый вариант) до 296 мм при диаметре обсадной колонны 146 мм Доля захватного Погрешность определения нефтенасыщенности, % рассеяния, % цем=1,80 г/см цем=1,00 г/см цем=1,80 г/см цем=1,00 г/см На следующем этапе была проведена оценка влияние неконтролируемого (не учитываемого при обработке) изменения толщины стенки обсадной колонны против оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту. Были проведены расчеты для скважин диаметром 196 мм обсаженных колонной 146 мм, при этом толщина стенки обсадной колонны варьировалась от 12 мм до 8 мм. По результатам расчетов погрешность оценки коэффициента нефтенасыщенности в интервалах с плотностью цемента 1,8 г/см3, обусловленная неконтролируемым изменением толщины обсадной колонны на 4 мм, не превысила 10 % для обеих схем обработки. В интервалах с плотностью цемента 1,00 г/см погрешность оценки коэффициента нефтенасыщенности, вызванная теми же изменениями толщины обсадной колонны, возросла до 3540 % и по-прежнему не зависела от выбора схемы обработки данных.

Как следует из приведенных данных, 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. Неконтролируемое изменение диаметра скважины на 10 мм даст погрешность в определении К н на 26 % абсолютных в зависимости от плотности цементного камня. Неконтролируемое изменение плотности цемента в интервале исследуемого пласта на 2030 % по отношению к опорному пласту в скважине диаметром 196 мм, обсаженной 146 мм колонной исказит Кн на 58 % абсолютных.

';

2.3 Изучение влияния минерализации пластовых вод на точность определения нефтенасыщенности В таблице 2.6 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 CaSiГИНР или CaSiГИРЗ.

Таблица 2.6 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)

ГИНР ГИНР ГИНР ГИНР

Изменение минерализации пластовых вод до г/л Изменение минерализации пластовых вод до 100 г/л Изменение минерализации промывочной жидкости до 100 г/л 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 1317 %, 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.

Аналогичные расчеты были выполнены для определения чувствительности двух схем обработки к изменению минерализации промывочной жидкости.

Оказалось, что и в этом случае чувствительности двух методик отличаются.

Погрешность оценки коэффициента нефтенасыщенности, вызванная изменением минерализации промывочной жидкости на 100 г/л против оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту, не превышает 2025 % в случае компенсации условий измерений по кривой Ca/Si>ГИНР и может достигать 5060 % при использовании кривой CаSiГИРЗ.

Влияние минерализации пластовых вод было проконтролировано по данным экспериментальных работ (песчаник с пористостью 33 %, минерализацией пластовой воды 18 г/л NaCl и песчаник с пористостью 40 %, минерализацией 100 г/л NaCl) на натурных моделях. По кривой CаSiГИНР результат определения нефтенасыщенности совпал с погрешностью не более 8 %, по кривой CаSiГИРЗ с погрешностью 25 % в сторону занижения по модельным работам.

Полученные результаты, прежде всего, откорректировали существующее представление о характере влияния технических условий при использовании схемы обработки с компенсацией условий измерений по кривой CаSiГИНР. Степень влияния изменения параметров ближней зоны (диаметра скважины, плотности цемента) на погрешность оценки нефтенасыщенности оказалась равной либо даже меньшей при использовании в качестве компенсационной кривой CаSiГИНР. 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.

2.4 Изучение влияния пористости коллектора на определение нефтенасыщенности Необходимо отметить, что традиционная схема нормализованных отношений [Бортасевич, 2004] не предполагает учета различия пористости опорного водоносного и исследуемого коллекторов. В тоже время в литературе [Чередниченко, 2002] для аппаратуры MSI-CO приведены зависимости CОRГИНР и CаSiГИНР от пористости песчаника и известняка. Следуя этим зависимостям можно предположить, что дополнительная погрешность определения нефтенасыщенности, при использовании традиционной схемы нормализованных отношений, за счет неучета пористости породы может составить существенные изменения нефтенасыщенности на один процент изменения Кп.

Такое существенное влияние пористости на результат определения нефтенасыщенности пласта потребовало ввод Кп в алгоритмы расчета Кн, с одной стороны, и получение самих зависимостей CОRГИНР и CаSiГИНР от пористости песчаника и известняка для аппаратуры АИМС, с другой стороны. Указанные зависимости для аппаратуры АИМС были получены по результатам модельных работ в Мегионе и Раменском. На рисунках 2.4 и 2.5 приведены зависимости CОRГИНР и CаSiГИНР от пористости породы для кварцевого песчаника (кривые 5, 6, 7, 8, 11, 12) и известняка (кривые 1, 2, 3, 4, 9, 10). Для колонны диаметром 146 мм (кривые 1, 2, 5, 6, 9, 11), для колонны диаметром 168 мм (кривые 3, 4, 7, 8, 10, 12), коллектор нефтенасыщен (кривые 1, 3, 5, 7) и коллектор водонасыщен (кривые 2, 4, 6, 8). На основании этих зависимостей были получены значения параметров в выражениях определяющих нефтенасыщенность для аппаратуры АИМС. Справедливость использования полученных констант в настоящее время подтверждена высокой стабильностью параметра FCOR в модели песчаника (г. Раменское), величина которого контролируется также и в процессе эксплуатации аппаратуры.

Диаметр колоны 146 мм (1, 2, 5, 6), диаметр колонны 168 мм (3, 4, 7, 8), нефтенасыщенность 100 % (1, 3, 5, 7), водонасыщенность 100 % (2, 4, 6, 8) Рисунок 2.4 зависимости CОRГИНР от пористости породы для кварцевого песчаника (5, 6, 7, 8) и известняка (1, 2, 3, 4) 2.5 Изучение влияния карбонатности коллектора на погрешность определения нефтенасыщенности. Определение карбонатности коллектора по спектрам ГИРЗ Выше было показано, что при определении нефтенасыщенности с использованием методики приращения кривой CОRГИНР оценка карбонатности коллектора выполняется по приращению кривой CаSiГИНР. По ходу выполнения работы по теме диссертации была так же исследована возможность оценки карбонатности коллектора по результатам разложения спектров ГИРЗ.

Диаметр колоны 146 мм (9, 11), диаметр колонны 168 мм (10, 12) Рисунок 2.5 Зависимости CаSiГИНР от пористости породы для кварцевого При проведении этих исследований была использована модель, в которой регистрируемый спектр ГИРЗ представлялся суперпозицией некоторого фонового спектра и спектра пласта. Фоновый спектр, соответственно, являлся совокупностью спектров излучения прибора, жидкости в стволе скважины, обсадной колонны и цементного камня, а спектр пласта карбонатного цемента и песчаника. Для обеспечения псевдоаддитивности спектров ГИРЗ (песчаника, карбонатного цемента и фона) использовалась область энергий выше 2,5 МэВ, при этом содержания компонент находилось путем решения системы уравнений:

где A калибровочная матрица (находится при калибровке аппаратуры в моделях породы с известным содержанием компонент), J =(J1, J2, …, JN) число импульсов, зарегистрированных в каналах захватного спектра, С = (c1, c2,…, cK) определяемые из первого уравнения коэффициенты, Vj объемное содержание k-ой компоненты, а k сечение захвата k-ой компоненты, K – число компонент, N – число каналов анализируемого энергетического спектра [Лобода и др., 2005].

Необходимые для построения калибровочной матрицы спектры песчаника и известняка, а также набор фоновых спектров с различными характеристиками перечисленных выше его компонент были получены либо с помощью математического моделирования, либо измерениями на моделях. Кроме того, на моделях же были получены контрольные спектры песчаника и известняка с различным значением пористости и других параметров измерений.

На рисунке 2.6 приведены результаты определения абсолютной погрешности определения карбонатности методом МРС ГИРЗ от карбонатности и пористости коллектора. Необсаженная скважина диаметром 196 мм.

Рисунок 2.6 Абсолютная погрешность определения карбонатности методом разложения спекров от карбонатности и пористости коллектора В ходе выполнения работы была исследована стабильность способа разложения к неконтролируемому изменению диаметра скважины против исследуемых пластов. На рисунке 2.7 приведены результаты исследований в виде абсолютных погрешностей определения карбонатности породы для скважины диаметром 244 мм обсаженной колонной 146 мм. При этом в одном случае в качестве базовых спектров разложения использовались спектры песчаника и известняка для скважины диаметром 196мм, а во втором случае – для скважины диаметром 244 мм. Приведенные на рисунке 2.7 данные показывают, что и в том и в другом случае погрешность определения карбонатности коллектора в диапазоне пористости 540 % не превышает 4 % абсолютных. При этом заметно некоторое систематическое увеличение погрешности разложения при использовании спектров песчаника и известняка для условий скважины диаметром 196 мм.

Рисунок 2.7 Абсолютная погрешность определения карбонатности методом разложения спекров от пористости коллектора и условий получения Исследования влияния минерализации промывочной жидкости (ПЖ) на погрешность определения карбонатности МРС отражены в таблице 2.7, где приведены значения для скважины диаметром 196 мм обсаженной колонной 146 мм c различной минерализацией (0,50 и 100 г/л NaCl) жидкости, заполняющей ствол скважины, при фиксированной карбонатности коллектора 10 %.

Таблица 2.7 Абсолютная погрешность определения карбонатности методом разложения спекров для скважины диаметром 196 мм обсаженной колонной 146 мм c различной минерализацией (0,50 и 100 г/л NaCl) жидкости, заполняющей ствол скважины, при фиксированной карбонатности коллектора 10 % Анализ полученных данных показал следующее:

погрешность определения объемного содержания карбонатов в терригенных породах в рабочем диапазоне их пористости (1030 %) и карбонатности (030 %) не превышает 4 % абсолютных;

погрешность определения карбонатности коллектора при использовании МРС ГИРЗ слабо зависит от диаметра скважины;

МРС устойчив к неконтролируемому изменению диаметра скважины против исследуемых пластов.

В целом исследования МРС ГИРЗ при различных значениях минерализации ПЖ показали, что погрешность определения карбонатности коллектора не превышает 56 % абсолютных, если минерализация ПЖ используемого фонового спектра соответствует минерализации ПЖ, при которой был получен исследуемый спектр. Одновременно была исследована погрешность определения карбонатности терригенного коллектора в случае, когда минерализация ПЖ известна не точно. В рассмотренных случаях изменение минерализации ПЖ базовых условий на 50 г/л NaCl приводило к погрешности определения карбонатности коллектора не более 6 % абсолютных.

Определение карбонатности коллектора МРС проверялось на спектрах моделей г. Раменское при выполнении натурных исследований. Объемное содержание карбонатов Vкар в модели карбонатного пласта с примесью песка с Кп=14,9 % определялось с точностью не хуже 2 % абсолютных. При этом в разложении использовались фоновые спектры, соответствующие реальным условиям измерения. Применение в качестве фоновых спектров, зарегистрированных в отличающихся скважинных условиях (диаметр колонны 146 и 168 мм и плотность цементного камня 1,0 и 1,8 г/см 3) привело к увеличению погрешности определения карбонатности до 5,6 % абсолютных. Привлечение в расчеты в качестве фонового спектра расчетного сохранило точность определения объемного содержания карбонатов на уровне 6 % абсолютных.

В таблице 2.8 представлены результаты расчетов, отражающих влияние нестабильности положения энергетической шкалы спектрометрического тракта на величину погрешности определения карбонатности МРС, проведенных для коллектора пористостью 5 % и карбонатностью 20 % (числитель) и для коллектора пористостью 25 % и карбонатностью 25 % (знаменатель). Энергетическое разрешение (R) исследуемых спектров по линии Cs137 имеет значения, соответственно 15, 10, 5 %.

По приведенным в таблице 2.8 данным видно, что поведение зависимости изменения погрешности определения карбонатности МРС от смещения энергетической шкалы и разрешения детектора аналогично для коллекторов различной карбонатности. Влияние данных дестабилизирующих факторов в диапазоне изменения энергетического разрешения аппаратуры на 5 % и неточностью привязки энергетической шкалы в пределах 80 кэВ обуславливает погрешность определения карбонатности породы не более 4 % абсолютных.

Таблица 2.8 Абсолютная погрешность определения карбонатности МРС для скважины диаметром 196 мм обсаженной колонной 146 мм в зависимости от стабильности положения энергетической шкалы спектрометрического тракта при пористости коллектора 20 % и карбонатности % (числитель) и пористости коллектора 20 % и 25 % (знаменатель) при различном энергетическом разрешении детектора (R) Следующим этапом по определению карбонатности МРС было исследование величины погрешности метода, обусловленной непосредственно самим алгоритмом разложения и, в частности, его устойчивость к уровню статистической погрешности и количеству энергетических окон. На рисунке 2.8 приведена зависимость абсолютной погрешности определения карбонатности МРС от количества энергетических окон при фиксированном количестве зарегистрированных импульсов в спектре.

Рисунок 2.8 – Абсолютная погрешность определения карбонатности МРС По результатам проведенных исследований видно, что погрешность определения карбонатности МРС практически перестает зависеть от количества энергетических окон при стабильной энергетической шкале и постоянном разрешении аппаратуры начиная с 32 канального спектрометрического тракта. энергетических каналов спектрометра скважинного прибора серии АИМС обеспечивают погрешность метода разложения не более 3,5 % абсолютных при смещение энергетической шкалы до ±80 кэВ и изменение энергетического разрешения аппаратуры до ±5 %.

Тестирование метода разложения на скважинном материале проводилось в коллекторах терригенных отложений в Западной Сибири, где объемное содержание известняка, определяемое методом разложения, составили 05 %. Так же данные работы проверялись в коллекторах терригенных отложений Туркмении, где, в свою очередь, объемное содержание известняков достигает в некоторых случаях 1012 %. Результаты определения карбонатности методом разложения спектров ГИРЗ показали хорошую согласованность с результатами других исследований.

На основании проведенных исследований были сделаны выводы, позволяющие проводить определение карбонатности коллекторов по спектрам ГИРЗ аппаратуры серии АИМС с точностью до 35 % абсолютных. В случае определения текущей нефтенасыщенности коллектора с общей пористостью 2030 % данная неоднозначность приводит к погрешности в 23 % абсолютных.

Для определения текущей нефтенасыщенности автором предложена методика, сочетающая в себе основные преимущества методик “оконной” и разложения спектров зарегистрированных на первичные.

Для оценки устойчивости предлагаемой методики и наполнения ее конкретными поправочными зависимостями к изменениям геолого-технологических условий проведения скважинных работ автором проведены исследования в широком диапазоне геолого-технических условий измерений. Изучено влияние ближней зоны (диаметра скважины, плотности цемента, диаметра и толщины колонны, минерализации жидкости, заполняющей скважину), коллекторских свойств пласта (пористости, глинистости, карбонатности, минерализации пластовых вод), технических параметров аппаратуры (точность определения энергетической шкалы, энергетическое разрешение детектора) и др.

В результате проведенных исследований на все рассматриваемые факторы составлены палеточные зависимости, позволяющие проводить количественную оценку точности получения нефтенасыщенности в зависимости от полноты представленных данных и качества проведения скважинных исследований.

Влияние основных технологических факторов на точность определения нефтенасыщенности можно обобщить:

изменение энергетического разрешения в диапазоне 5 % приведет к погрешностям определения нефтенасыщенности до 7 % абсолютных;

для оценки текущей нефтенасыщенности с погрешностью не более 10 % абсолютных необходимо обеспечить смещение энергетической шкалы в пределах не более 3040 кэВ, при этом интегральная нелинейность энергетической шкалы спектрометрического тракта скважинного прибора не должна превышать 34 % относительных;

при присутствии в “очищенном’’ спектре ГИНР в результате некорректного вычитания фона доли ГИРЗ ±10 погрешность определения нефтенасыщенности составит до 9 % абсолютных;

применение для регистрации спектров ГИНР и ГИРЗ 256-канальных спектрометров при использовании сцинтилляционного детектора BGO размером 56200 мм с энергетическим разрешением по линии Cs- 11 % и стабилизацией (вычислением) энергетической шкалы с точностью ±20 кэВ обеспечит получение данных для расчета нефтенасыщенности не хуже 12 % абсолютных при прочих известных значениях.

Повышение точности определения нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа за счет увеличения разрядности регистрируемых энергетических спектров составит доли процента, в то время как неконтролируемые изменения параметров ближней зоны, изменения минерализации пластовых вод, погрешность определения пористости, глинистости внесет в определение нефтенасыщенности погрешность в десятки процентов.

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 26 % абсолютных в зависимости от плотности цементного камня.

погрешность определения коэффициента нефтенасыщенности, обусловленная снижением плотности цемента на 0,4 г/см3 против оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту, приведет к занижению коэффициента нефтенасыщенности на 46 % абсолютных для скважины диаметром 196 мм и на 2530 % абсолютных для скважины при плотности цемента 1,8 г/см3 увеличение диаметра скважины на мм против оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту приведет к занижению коэффициента нефтенасыщенности на 1415 % абсолютных. При плотности цемента 1,00 г/см3 (нет цемента) аналогичное изменение диаметра скважины приведет к занижению коэффициента нефтенасыщенности на 3035 % абсолютных;

погрешность оценки коэффициента нефтенасыщенности при плотности цемента 1,8 г/см3, обусловленная неконтролируемым изменением толщины обсадной колонны на 4 мм, может достигать до 10 % абсолютных. При плотности цемента 1,00 г/см3 погрешность оценки коэффициента нефтенасыщенности, вызванная теми же изменениями толщины обсадной колонны, возрастет до 3540 % абсолютных;

погрешность оценки коэффициента нефтенасыщенности, вызванная изменением минерализации промывочной жидкости на 100 г/л против оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту, может достигать 2025 % абсолютных.

Для определения коэффициента нефтенасыщенности с погрешностью не более 10 % абсолютных точность оценки пористости должна быть не хуже %, “карбонатность” коллектора должна быть известна с точностью не хуже 1015 %, минерализация пластовых вод известна с точностью ±20 г/л в диапазоне изменения минерализации 1050 г/л и ±50 г/л в диапазоне изменения минерализации 50200 г/л, глинистость с точностью 1015 %. 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 (1030 %) и карбонатности (030 %) в большинстве случаев не превысит 4 % абсолютных. В случае определения текущей нефтенасыщенности коллектора с общей пористостью 2030 % данная неоднозначность приведет к погрешности в 23 % 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 %.

В результате проведенных исследований доказано, что предложенная автором методика определения нефтенасыщенности в случае корректного введения поправок на дестабилизирующие факторы, обеспечит в условиях терригенного разреза с ограниченным комплексом ГИС погрешность оценки нефтенасыщенности не хуже 10 % абсолютных, что позволит прогнозировать 5 градаций притока (вода, вода с пленкой нефти, вода с нефтью, нефть с водой, нефть) при испытании коллектора.

3 Разработка основных принципов построения аппаратуры спектрометрического импульсного нейтронного каротажа для определения нефтенасыщенности с минимальными информационными потерями 3.1 Разработка схемы формирования информационного кванта По результатам анализа существующнго положения дел, автором за базовую модель генератора был принят ИНГ-06. Дельнейшая его доработка и доводка велась уже совместно с разработкой скважинной аппаратуры и методики.

Так за период 19972006 гг. в составе аппаратуры АИМС различных модификаций было задействовано порядка 100 генераторов. При этом вся работа всех генераторов была задокументирована и проанализирована как автором, так и разработчиками генераторов. На основании этих анализов проводилась корректировка ТЗ на генераторы с целью увеличения их ресурса работы, повышения стабильности формы нейтронного импульса, уточнения контрольных параметров при работе в составе разрабатываемой аппаратуры. Таким образом, за рассматриваемый период времени ресурс работы нейтронных генераторов типа ИНГ-06 был доведен с 1020 до 200 часов. Опыт работы с данным типом генераторов выявил одну существенную деталь – нестабильность во времени формы нейтронного импульса генератора. На рисунке 3.1 приведены интегральные загрузки детектирующего тракта для различных импульсных нейтронных генераторов типа ИНГ-06, измеренные автором в процессе разработки скважинного прибора. Синим и красным цветом нарисованы два измерения с различными генераторами в одной геометрии. Выходы нейтронов обоих генераторов при этом практически одинаковы.

Рисунок 3.1 Изменение формы нейтронного импульса при использовании различных импульсных нейтронных генераторов одного типа ИНГ- Более того, как показала практика, изменение формы нейтронного импульса возможно и для одного генератора в процессе его работы. Этот пример приведен на рисунке 3.2. Временной спектр на рисунке 3.2.А показывает форму нейтронного импульса на глубине 2296 м, временной спектр на рисунке 3.2.Б показывает форму нейтронного импульса на глубине 2267 м. Очевидно заметное изменение формы нейтронного импульса (на глубине 2280 м) без каких-либо очевидных проявлений регистрируемых контрольных параметров.

Здесь: “счет ГИНР (имп/мин)” – интегральная загрузка спектрометрического тракта во время нейтронного импульса в имп/мин; “счет ГИРЗ (имп/мин)” – интегральная загрузка спектрометрического тракта во после нейтронного импульса в имп/мин; “скорость (м/час)” – скорость перемещения скважинного прибора в м/час; “UDC2 (Volt)” – напряжение питания скважинного нейтронного генератора со станции в В; “IDC2 (mA)” – ток потребления скважинного нейтронного генератора от станции в мА; “UNG (Volt)” – напряжение питания скважинного нейтронного генератора на головке скважинного прибора в В;

“Iпен.стат. (mA)” – заданный ток пеннинга нейтронной трубки в у.е.; “IPRG (mA)” – реальный ток пеннинга нейтронной трубки в у.е.; “Iанод (mA)” – ток через нейтронную трубку в мкА; “AUNG (kVolt)” – ускоряющее напряжение нейтронной трубки в кВ.

Рисунок 3.2 Изменение формы нейтронного импульса при проведении скважинных исследований с использованием импульсного нейтронного Для решения проблемы создания скважинной аппаратуры на основе генератора ИНГ-06, обеспечивающей регистрацию спектров ГИНР и ГИРЗ в фиксированных временных интервалах, автором были проведены исследовательские работы, суть которых заключается в следующем.

Несомненно, что исчерпывающей информацией о зарегистрированном гамма-кванте в однозондовой установке ИНГК является его энергия и время его регистрации относительно начала нейтронного импульса нейтронного генератора. Однако ввиду того, что передача такого информационного массива со скважинного прибора на бортовой компьютер представляет на сегодняшний момент непреодолимые трудности, имеет смысл группировать регистрируемые импульсы по энергии и по времени. Оптимизация спектрометров с точки зрения необходимости и достаточности уровней квантования энергии гамма-квантов проводилась под непосредственным руководством автора и описана в работе [Бортасевич, 2004]. Основным определяющим моментом здесь является энергетическое разрешение применяемых детекторов. Для детектора типа BGO и диапазона регистрируемых энергий до 10 МэВ достаточно 8-разрядного АЦП.

Это тем более удобно, так как соответствует байтовой структуре большинства применяемых микропроцессоров и сопутствующих микросхем – регистров, сумматоров, мультиплексоров. Временная дискретизация измерений определяется следующими факторами. Фронт нарастания импульса с ФЭУ до его максимума составляет 200300 нсек; длительность импульса с ФЭУ, при которой происходит сбор 99 % заряда, стекающего с анода ФЭУ 24 мкс; время замедления быстрых нейтронов генератора и их термализация в “типичном” разрезе терригенного разреза 1020 мкс; время жизни тепловых нейтронов в “типичном” разрезе терригенного разреза 70300 мкс [Вартанов 1975, Теория нейтронных методов 1985, Физические основы 1976]. Как видно из приведенных выше цифр, дискретность временного анализатора спектрометрического тракта при регистрации процессов, происходящих в момент генерации быстрых нейтронов нейтронным генератором, должна быть не более 2 мкс. Этого временного разрешения вполне достаточно для разделения ГИНР и ГИРЗ. Длительность временного окна при регистрации энергетических спектров ГИРЗ может доходить до 40 мкс. Так как для расчета времени жизни тепловых нейтронов необходимо несколько временных окон и весь период проведения измерений составляет 100 мкс, то выделение 57 временных окон после окончания нейтронного импульса, для регистрации спектров ГИРЗ можно считать достаточным. Тогда формирование энергетически временного массива следует проводить в соответствии с циклом, представленным на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 Схема формирования кванта глубины/времени В нулевой момент времени с генератора приходит импульс синхронизации, означающий, что нейтронная трубка начинает “разжигаться” и вскоре начнет излучать нейтроны. С этого момента любой гамма-квант, зарегистрированный сцинтилляционным детектором BGO и конвертированный в электрический импульс системой «Детектор + ФЭУ», амплитуда которого превышает заданный уровень дискриминации, оцифровывается 8-разрядным АЦП и занимает свое место в первом амплитудном спектре. Длительность временного окна первого спектра составляет 2 мкс. Затем в течение следующих 2 мкс формируется второй амплитудный спектр и т.д. Т.к. нейтронные генераторы, предназначенные для работы в составе скважинных приборов, реализующих методику углеродно-кислородного каротажа, имеют длительность нейтронного импульса в пределах 825 мкс [обобщение автора Well Services …, 1986, A New ThroungTubing …, 1991, MF Physics Corporation …, 1989, Chace et al, 1985, Smith et al, 1975], то для гарантированного отслеживания нейтронного импульса достаточно 15 временных окон длительностью по 2 мкс, перекрывающих собой временной интервал в 30 мкс. Затем длительность временного окна увеличивается до 6 мкс и 7 таких временных окон перекрывают временной интервал в 42 мкс.

Следующее, последнее временное окно, длится до начала нового импульса синхронизации с нейтронного генератора, с приходом которого весь цикл повторяется снова. Таким образом происходит формирование информационного массива, дискретизированного по энергии и времени.

Кроме того, такая схема регистрации обеспечивает работу с нейтронными генераторами, инжектирующими нейтронные импульсы различной формы, появляется возможность сравнительного исследования различных алгоритмов обработки уже записанной информации. Для сравнения, в аппаратурных комплексах PSGT, GST, MSI-CO схемы регистрации жестко привязаны к определенному алгоритму, что полностью исключает возможность его оптимизации в зависимости от конкретных геолого-технологических условий того или иного месторождения после проведения каротажа. В разрабатываемой аппаратуре каждый гамма-квант, зарегистрированный детектором, имеет вполне определенную привязку в координатах “время-энергия”. Это позволяет в процессе накопления фактического скважинного материала (тысячи скважин!), результатов опробования скважин (сотни интервалов!) проводить исследования на устойчивость и помехозащищенность различных алгоритмов обработки и интерпретации полученных скважинных материалов. Уже в процессе разработки методики ее опробование проводилось на всех скважинах, ранее исследованных аппаратурой типа АИМС, что является беспрецедентным случаем в мировой практике.

3.2 Исследования по построению спектрометрического тракта аппаратуры 3.2.1 Традиционное построение спектрометрического тракта В ходе проработки вопроса построения спектрометрического тракта cкважинного прибора автором был проведен ряд исследований. Традиционное построение спектрометрического тракта достаточно широко описано в литературе [Стационарные методы …, 1999, Состояние и перспективы …, 2002, А.С.

№1447110, А.С. №1581054, А.С. №1428040] и образно представлено в обобщении автора на рисунке 3.4.

Рисунок 3.4 Традиционное построение спектрометрического тракта [обобщение автора Стационарные методы …, 1999, Состояние и перспективы …, 2002, А.С. №1447110, А.С. №1581054, А.С. №1428040] Сцинтилляционный кристалл оптически сочленен с фотоэлектронным умножителем (ФЭУ), токовый сигнал с которого на резисторе R1 входного усилителя преобразуется в импульс напряжения. Блок анализа и контроля (БАК) отслеживает этот сигнал, осуществляя функции режектора наложений и дискриминатора нижнего уровня и, если входной сигнал соответствует заданным условиям по амплитуде и т.д., пропускает его через ключ 1 на устройство выборки/хранения (УВХ), реализованное, например, на конденсаторе С1 и диоде Д1. БАК также вырабатывает сигнал, по которому аналого-цифровой преобразователь (АЦП) начинает преобразование напряжения с выхода УВХ. После преобразования АЦП выдает сигнал “конец преобразования” и выставляет на своих выходах код проведенного преобразования. БАК по окончании преобразования через ключ 2 разряжает запоминающий конденсатор С1 и устройство снова готово к работе. Основное преимущество данной схемы заключается в относительной простоте построения. На время преобразования ключ 1 блокирует вход АЦП и не позволяет изменяться напряжению на запоминающем конденсаторе С1, благодаря этому было возможно применение АЦП с достаточно большим (до 100200 мкс) временем преобразования. После определения в зарегистрированных спектрах положения энергетической шкалы путем изменения высоковольтного напряжения питания ФЭУ изменяют его коэффициент усиления в нужную сторону. Для улучшения технических характеристик тракта в различных вариантах построения могут применяться: пиковые детекторы, охваченные обратной связью, что позволяет практически исключить падение напряжения на диоде; источники тока, разряжающие запоминающий конденсатор; восстановители нулевой линии. Исследование сигналов от сборки “детектор+ФЭУ” после преобразователя “ток-напряжение” выявило следующее. При неизменных условиях, таких, как паразитная емкость соединений и RC-цепи входных усилителей, максимум информационного сигнала находится на фиксированном расстоянии от момента начала нарастания его фронта. Для различных типов сцинтилляционных кристаллов эта величина разная, что отчетливо видно на рисунке 3.5 [Вартанов и др., 1975, Саранцев и др., 2002, Черменский и др., 2003], где приведены осциллограммы сигналов на выходе преобразователя “ток-напряжение” для различных типов детекторов.

Рисунок 3.5 Форма выходных импульсов с преобразователя “ток-напряжение” для различных типов сцинтилляционных детекторов 3.2.2 Исследование преобразователя “аналог-код” с фиксированным временем старта с момента начала информационного сигнала и разработка схемы инкрементирования Появление на рынке АЦП с временем преобразования 100400 нсек и встроенным УВХ позволяет исключить это устройство из регистрируемого тракта (и, соответственно, оба аналоговых ключа) и, что наиболее важно, проводить преобразование практически всех входных импульсов, чья амплитуда превысила некоторый заданный уровень и соответствует критериям отбора режектора наложений. Если запись в память полученного результата провести за время, меньшее, чем время преобразования АЦП, то единственным ограничением пропускной способности спектрометрического тракта будет являться система “детектор+ФЭУ”. Построенный автором по такому принципу спектрометрический тракт представлен на рисунке 3.6. Так как время преобразования АЦП стало меньше длительности информационного сигнала с ФЭУ, АЦП стал выполнять функции синхронизатора. Блок управления и контроля (БУК) может быть выполнен на жесткой логике [Бортасевич 2004], микропроцессоре с достаточным быстродействием или программируемой логической матрице. Управляемый по внутриприборному интерфейсу БУК подключает посредством линий управления “выбор А” и “выбор В” на адресную шину памяти через шинный мультиплексор либо шину преобразования АЦП через канал А мультиплексора, при этом происходит режим регистрации спектров, либо свою собственную шину через канал В для чтения и обнуления памяти. Блок инкрементирования (БИ) инкрементирует содержимое, адресуемое шиной адреса памяти.

Рисунок 3.6 Построение спектрометрического тракта аппаратуры На рисунке 3.7 приведены осциллограммы, поясняющие цикл оцифровки информационных сигналов системы “детектор+ФЭУ” и инкрементирования соответствующей ячейки памяти. С появлением на выходе преобразователя “токнапряжение” информационного сигнала, амплитуда которого превышает некоторый заданный уровень для дискриминации шумов (кристалла, ФЭУ, усилителей), блок анализа вырабатывает внутренний «сигнал дискриминатора нижнего уровня», который инициирует генерирование управляющих сигналов для процесса записи кода преобразования (осциллограмма 1). Спустя время t1, (индивидуальное для каждого типа детектора и ФЭУ), соответствующее времени положения максимума информационного сигнала относительно начала его фронта нарастания, блок анализа вырабатывает сигнал “старт преобразования” (осциллограмма 2), которым запускается АЦП. В таблице 3.1 приведены уровни сигналов, определяющие режим работы памяти.

Таблица 3.1 Логические уровни управления памятью Уровень сиг- Уровень сиг- Уровень сигнала “чтение нала “запись нала “выбор Состояние шины данных памяти высокий низкий низкий запись в ячейку памяти, определяемую адресной шиной Рисунок 3.7 Осциллограммы цикла преобразования аналогового импульса в цифровой код и инкрементирования памяти От сигнала “старт преобразования” вырабатывается сигнал “выбор памяти” (осциллограмма 8). Спустя время t2, необходимое АЦП для преобразования аналогового сигнала в цифровой код, на выходной шине данных АЦП появляется код проведенного преобразования. При этом появление кода сопровождается сигналом “готовность АЦП” (осциллограмма 5), где отрицательный фронт сигнала проходит в момент нахождения на выходной шине кода предыдущего преобразования, а положительный фронт подтверждает появление на выходной шине АЦП (осциллограмма 3) устойчивых данных последнего проведенного преобразования. От сигнала “готовность АЦП” вырабатывается сигнал “чтение памяти” (осциллограмма 6) и, в соответствии с таблицей 3.1, на шине данных памяти (осциллограмма 4) появляется содержимое ячейки памяти, адресуемое кодом, выставленным на шине преобразования АЦП. Время t3 – это время, необходимое памяти на выставление данных после выдачи всех управляющих сигналов и требуемого адреса. На осциллограмме 4 видно, как спустя время t после смены кода на выходной шине АЦП (осциллограмма 3) изменились данные, считываемые из памяти. От положительного фронта сигнала “готовность АЦП” формируется сигнал “запись в блок инкрементирования” (осциллограмма 10), отрицательным фронтом которого происходит запись с шины данных памяти в блок инкрементирования. После этого переводом сигналов “выбор памяти” и “чтение памяти” в высокое состояние шина данных памяти переводится в высокоимпедансное состояние. В блоке инкрементирования происходит увеличение кода памяти, считанного с адресуемой выходной шиной АЦП, на единицу. Длительность сигнала t4 “запись в блок инкрементрования” обеспечивает проведение операции инкрементирования. Снятие сигнала “запись в блок инкрементрования” вызывает появление сигналов “выбор блока инкрементирования” и “запись в память”, соответственно осциллограммы 9 и 7. По сигналу “выбор блока инкрементирования” блок инкрементирования выставляет на шине данных увеличенный на единицу код и, спустя время t5, необходимое для его устойчивого появления на шине данных, сигналом “выбор памяти” производится запись нового кода в память. Время t6 определяется типом используемой памяти и соответствует минимальной длительности сигнала “выбор памяти”, допустимой для корректной работы последней. После все сигналы приводятся в исходное состояние. Таким образом происходит формирование спектра – в результате преобразования АЦП в содержимое ячейки, адресуемой преобразованным кодом, добавляется единица. В силу того, что весь процесс цифровой обработки сигнала занимает время меньшее, чем длительность импульса, пропускная способность спектрометрического тракта разрабатываемой автором аппаратуры определяется только системой “детектор+ФЭУ”. Исследованная в данном разделе схема преобразователя «аналог-код» нашла применение в спектрометрической аппаратуре, разработанной под руководством автора и широко применяемой в практике геофизических исследований в России [Спектрометрическая аппаратура …, 2005А, 2005Б, Инструкция МИ 41-17Спектрометрический гамма-каротаж …, 2001, Патент РФ № 2249836].

3.2.3 Исследование “мертвого времени” регистрирующего тракта Для определения предельно допустимой загрузки электронного тракта предложенной системы регистрации была поставлена серия экспериментов.

Параллельно с АЦП был подключен буферный усилитель, дифференцирующий сигнал, поступающий на АЦП. Сигналы с буферного усилителя конвертировались в цифровой код и подавались на счетное устройство. На рисунке 3.8 приведена функциональная схема эксперимента. В качестве буферного усилителя, дифференцирующего входной сигнал, использовалось схемотехническое решение, описанное в [U.S.Patent, 4,634,863].

Рисунок 3.8 Функциональная схема эксперимента по исследованию “мертвого времени” регистрирующего тракта На рисунке 3.9 приведены осциллограммы, снятые на входе АЦП и на цифровом выходе дифференцирующего усилителя, поясняющие суть работы последнего. Два сцинтилляционных импульса, наложенных друг на друга, продлевают время работы сигнала дискриминатора нижнего уровня (осциллограмма 1) до того момента, пока сигнал на входе блока анализа не достигнет значения напряжения, меньше заданного и подразумевающего, что на входе блока анализа нет входных сигналов – “вход чист”. Амплитуда первого импульса не искажена, поэтому он воспринимается системой как кондиционный и оцифровывается и регистрируется по вышеописанному алгоритму. Второй импульс, амплитуда которого искажена (оцифровка сигналов происходит относительно уровня “земли”), не регистрируется. Возникает просчет [Гольданский и др., 1959]. Дифференцирующий усилитель выделяет фронты нарастания обоих сигналов и считает их, снижая тем самым просчеты регистрирующего тракта до минимума.

Измерения проводились при загрузке сцинтилляционного детектора на основе BGO и ФЭУ R-1847 c резистивным делителем 4 МОм гамма-излучением радиационного захвата от нейтронного источника Pu-Be. При этом детектор облучался и прямым гамма-излучением от источника, (основная линия 4, МэВ). Спектр данного излучения наиболее близок к спектру гамма-излучения, регистрируемого в скважинных условиях. Детектор и источник были расположены в воде, интегральная интенсивность загрузки детектора изменялась путем приближения/удаления источника от детектора. При этом регистрировались спектры и интегральная загрузка регистрирующего тракта. По зарегистрированным спектрам также рассчитывалась интегральная загрузка. Дополнительно контролировалось положение энергетической шкалы на зарегистрированных спектрах. Смещение зарегистрированных в спектрах пиков влево и ухудшение энергетического разрешения системы “детектор+усилитель” свидетельствовало о снижении коэффициента усиления ФЭУ ввиду снижения и нестабильности высоковольтного напряжения на динодах ФЭУ, а так же шунтирования токами ФЭУ тока резистивного делителя напряжения ФЭУ.

Рисунок 3.9 Осциллограмма, поясняющая суть работы экспериментальной схемы по исследованию “мертвого времени” регистрирующего тракта На рисунке 3.10 показана зависимость изменения регистрируемой скорости счета, рассчитанной по спектрам, от скорости счета, зарегистрированной интегральным каналом (линия 1). Синим цветом (линия 2) показана восстановленная скорость счета по зарегистрированным спектрам. При восстановлении в расчетах автором было использовано “мертвое время” продлевающегося типа длительностью 2,1 мкс.

Рисунок 3.10 Изменение интегральной загрузки, рассчитанной по зарегистрированным спектрам от интегральной загрузки регистрирующего тракта (пояснения в тексте) На рисунке 3.11 приведены зарегистрированные спектры, по которым проводилось определение интегральной загрузки. Ввиду того, что при приближении нейтронного источника изменяется “длина зонда”, наблюдается изменение пика отношения жесткой области к области максимума комптоновского рассеяния, для наглядности спектры пронормированы по интенсивности излучения в области 56 МэВ. Спектры 1, 2, 3 и 4 зарегистрированы при соответствующем приближении источника нейтронов на расстояние от центра детектора 70 см, 55 см, 35см и 25 см. Соответственно, хорошо заметно, что начиная с определенного расстояния, начинается уход (сползание) энергетической шкалы (спектр 5, зарегистрирован при расположении нейтронного источника Pu-Be с выходом нейтронов 107 н/сек непосредственно на корпусе скважинного прибора), выражающийся в сдвиге характерных пиков спектра влево относительно их расположения на более удаленных положениях источника.

Рисунок 3.11 Вид спектров от Pu-Be нейтронного источника в зависимости от расстояния “источник-детектор” и интегральной загрузки регистрирующего тракта (пояснения в тексте) Проведенные автором эксперименты показали, что с применением сцинтилляционного детектора на основе BGO и ФЭУ R-1847 c резистивным делителем 4 МОм до загрузок в 200 тыс. имп/сек положение энергетической шкалы регистрирующего спектрометрического тракта практически неизменно, и просчеты описываются законами просчетов с “мертвым временем” продлевающегося типа.

3.3 Разработка системы стабилизации энергетической шкалы спектрометрического тракта Проведенные эксперименты и их анализ легли в основу способа стабилизации энергетической шкалы спектрометрического тракта [Патент РФ № 2191413]. Спектры ГИНР, зарегистрированные в “типичном” терригенном разрезе не имеют достаточно характерных и четко выраженных пиков. Однако, спектры ГИРЗ, зарегистрированные непосредственно после нейтронного импульса, имеют два пика, практически постоянно присутствующие при проведении скважинных исследований и расположенные вблизи интересующих нас энергий излучения ядер углерода и кислорода. Это пики полного поглощения водорода (2,23 МэВ), присутствующего в воде, и железа (7,63 и 7,65 МэВ) обсадной колонны (рисунок 3.12). Спектр ГИРЗ, зарегистрированный непосредственно перед началом проведения работ, заносится в бортовой компьютер как опорный. В ряде случаев в качестве опорного спектра можно выбрать спектр из базы данных, наиболее соответствующий скважинным условиям проведения каротажа (геологические условия, диаметр скважины и обсадной колонны и т.д.). В дальнейшем по каждому энергетически временному массиву данных с кванта глубины формируется спектр, совпадающий по своим временным параметрам регистрации с опорным спектром. Этот спектр сравнивается с опорным по наиболее характерным областям – пикам водорода и железа, при необходимости, производится корректировка энергетической шкалы. В силу того, что положение энергетической шкалы рассматриваемого спектрометрического тракта не зависит от интегральной загрузки, вплоть до ее предельных значений, привязка спектров ГИРЗ по опорному спектру переносится и на спектры ГИНР. Коррекция энергетической шкалы осуществляется изменением коэффициента усиления ФЭУ путем соответствующего изменения напряжения питания. Такая процедура определения положения энергетической шкалы по спектрам ГИРЗ и переноса ее на спектры ГИНР проводится как во время регистрации, так и в процессе обработки полученных спектров.

По мнению автора требования к точности определения положения энергетической шкалы будут различны при проведении скважинных измерений и при их последующей обработке. В первом случае можно ограничиться контролем в относительно широком энергетическом “коридоре”, обеспечивающим требуемые характеристики регистрирующего тракта – нахождение аналоговых сигналов системы “детектор-ФЭУ-АЦП” в пределах линейной работы усилителей, исключение “зашкаливания” регистрируемых спектров, обеспечение необходимой разрядности АЦП на единицу полезной информации и т.д.

Во втором возможность подключения при окончательной обработке мощных средств математического анализа позволяет достигать практически по всем регистрируемым спектрам результат определения положения энергетической шкалы с требуемой точностью.

С целью выставления количественных требований к положению энергетической шкалы в процессе регистрации автором были проведены эксперименты на моделях песчаника, насыщенного водой и дизельным топливом. В таблице 3.2. приведены данные погрешности (абсолютные) определения нефтенасыщенности песчаной модели при различном смещении регистрируемого спектра относительно спектра калибровочного и различном числе энергетических каналов спектрометра. Здесь Е – расхождение максимума пика полного поглощения ГИРЗ от ядер водорода регистрируемого и калибровочного спектров. Понятно, что результат расчета нефтенасыщенности есть, в конечном итоге, вычисляемый результат, т.е. результат, зависящий от применяемых алгоритмов. В данном случае от алгоритма переноса энергетической шкалы калибровочного спектра на зарегистрированный спектр. При этом допускаются: фотопики в спектрах описываются гауссоидой, погрешность, обусловленная статистикой измерений несущественна (менее 1% в единицах нефтенасыщенности); положение энергетической шкалы калибровочного спектра определено без погрешностей. Положение максимума пика водорода в калибровочном спектре для спектрометров на 128, 256, 512 и 1024 каналов соответствует 28, 56, 112 и 224 каналам.

Таблица 3.2 Погрешности (абсолютные) определения нефтенасыщенности песчаной модели при смещении регистрируемого спектра относительно калибровочного при различном числе каналов спектрометра Е, % от полной Погрешность определения нефтенасыщенности, % шкалы спектроканалов 256 каналов 512 каналов 1024 каналов “зашкаливание” “зашкаливание” “зашкаливание” “зашкаливание” Как следует из приведенных данных, для проведения работ по определению нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа по приведенной в данной работе методике достаточно 256 каналов спектрометра и точность удержания регистрируемых спектров относительно калибровочного в пределах ±3 канала по максимуму пика водорода.

На рисунке 3.12 приведен пример стабилизации спектров по спектрам ГИРЗ и пикам полного поглощения водорода и железа [Черменский и др., 2003].

А – энергетические шкалы спектров зарегистрированного и опорного не совпадают; Б – результат работы алгоритма стабилизации, совместивший положение энергетических шкал зарегистрированного и опорного спектров.

Рисунок 3.12 Иллюстрация определения положения энергетической шкалы путем сравнения зарегистрированного спектра с опорным по наиболее характерным пикам [Черменский и др., 2003] Верхние спектры иллюстрируют влияние дестабилизирующих факторов, в первую очередь температуры, в результате которых регистрируемый и опорный спектры существенно расходятся. Нижние спектры – результат применения алгоритма стабилизации.

3.4 Выбор типа детектора для спектрометрии ГИНР и ГИРЗ Изучение особенностей использования сцинтилляционных детекторов для спектрометрии гамма-излучения, индуцированного нейтронами, проводились многими исследователями [Вартанов и др., 1975, Саранцев и др., 2002, Бортасевич, 2004, Нефтяное обозрение …, 1996, GSO …, 1999]. Подобные исследования применительно к разрабатываемому аппаратурно-методическому комплексу проводились под руководством и при непосредственном участии автора. Основное внимание было уделено не столько оценке физических характеристик детекторов (эффективность регистрации гамма-излучения, время высвечивания сцинтилляций, и др.), сколько их эксплуатационным характеристикам стойкости к механическим воздействиям, стойкости к активации при выбранной длине зонда, влиянию повышенных температур.

В таблице 3.3 приведены основные характеристики сцинтилляционных кристаллов, нашедших применение в массовой скважинной аппаратуре.

Таблица 3.3 Основные физические характеристики сцинтилляционных детекторов [Нефтяное обозрение…, 1996, Вартанов и др., 1975, Урманов, 1993] (при Т=50С) Cs137 для детек- Cs137 для детек- Cs137 для детек- Cs137 для детек- Cs137 для детекразрешение термостатирования Эффективность регистрации в зависимости от энергии гамма-излучения и световыход сцинтилляционных кристаллов в зависимости от температуры оценивались с помощью комплекта образцовых спектрометрических источников гамма-излучения (ОСГИ) и Pu-Be нейтронного источника, испускающего гамма-кванты с энергией 4,43 МэВ. Эффективность регистрации рассчитывалась как доля зарегистрированных гамма-квантов в пике полного поглощения от общего числа гамма-квантов, прошедших через кристалл. Были исследованы кристаллы NaI(Tl), CsI(Tl) размерами 50150 мм и BGO размером 56130 мм в комплекте с ФЭУ (R1847-07 пр-во Hamamatsu). На рисунке 3.13 приведены зависимости эффективности регистрации различных типов детекторов от энергии регистрируемого гамма-излучения. Для наглядности все данные пронормированы к эффективности регистрации детектора NaI(Tl). Здесь кривая 1 – детектор BGO, кривая 2 – детектор CsI(Na). На рисунке 3.14 показано изменение световыхода детекторов в зависимости от температуры сцинтиллятора. Здесь в основе измерения использовался принцип линейности усиления ФЭУ – при комнатной температуре изменением напряжения питания ФЭУ максимум пика полного поглощения от изотопа Cs137 выставлялся в середину шкалы. Затем при изменении температуры сцинтиллятора и его типа фиксировалось напряжение питания ФЭУ, при котором положение максимума пика полного поглощения от изотопа Cs137 опять возвращалось в исходное положение. Для наглядности все данные затем пронормированы на максимальный световыход (минимальное напряжение питания ФЭУ) – детектор NaI(Tl) при температуре окружающей среды 40 С.

Рисунок 3.13 Изменение эффективности регистрации гамма-излучения сцинтилляционными детекторами от энергии гамма-квантов Рисунок 3.14 Изменение световыхода сцинтилляционных детекторов от температуры относительно детектора NaI(Tl) Детекторы типа GSO и LSO, приведенные в таблице, не исследовались из-за их практического отсутствия на российском рынке. Кроме этого, такая важная их характеристика, как энергетическое разрешение, приведенная в таблице 3.4, измерена на детекторе размером 1010 мм. Для скважинного прибора диаметром 90мм используется сцинтилляционный кристалл больших размеров, и, следовательно, с более низким разрешением. Например, по результатам экспериментов автора, детектор типа BGO размером 1010 мм обладает разрешением 8,5 % по линии Cs137, размером 3080 мм – 10 %. Стоит отметить, что при проведении этих экспериментов детектор BGO размером 1010 мм был вырезан из кристалла размером 3080 мм.

При проведении измерений источники гамма-излучения располагались на корпусе скважинного прибора. При смене исследуемого кристалла изменение световыхода детектора, компенсировалось соответствующим изменением напряжения питания ФЭУ настроенного относительно кристалла NaI(Tl). Однако, анализ характеристик детекторов в отрыве от цели их применения не позволяют судить о том, насколько эффективно перечисленные детекторы решают основную задачу С/О-каротажа – определение текущей нефтенасыщенности [Теленков и др., 2004].

Для объективной оценки оптимального типа детектора были проведены модельные исследования. Сцинтиллятор на основе соединения CsI(Na), имеющий промежуточные характеристики между характеристиками сцинтилляторов NaI(Tl) и BGO, в экспериментах по выбору типа детектора не участвовал. Зондовая установка скважинного прибора последовательно включала сцинтилляторы NaI(Tl) размером 60200 мм и BGO размером 56150. Исследования проводились на моделях песчаника с пористостью 34 %, насыщаемого пресной водой, минерализованной водой и дизельным топливом. Дальнейшая обработка полученных спектров ГИНР проводилась с помощью «оконной» методики. Для каждой модели и детектора были рассчитаны средние значения и стандартные (среднеквадратичные) отклонения основного интерпретационного параметра CORГИНР. Стандартные отклонения, определяемые совокупным влиянием вероятностной природы радиоактивного распада, нестабильностью работы генератора нейтронов, аппаратурного тракта и рядом других неконтролируемых факторов, рассматривались как случайная погрешность определения параметра CORГИНР.

Для оценки значимости различия моделей по параметру COR было предложено рассчитывать показатели контрастности:

где Xi, Xj – значения параметра COR на i–ой и j–ой моделях, i, J – соответствующие погрешности его оценки. Показатель Kij не зависит от объема выборки (количества измерений в пределах интервала осреднения), поэтому если Kij >1, можно утверждать, что даже при единственном измерении различие основного интерпретационного параметра COR для двух моделей превышает суммарную погрешность, т.е. значимо. В реальном случае, когда производится n измерений и вычисленные значения COR осредняются, статистическую значимость различия моделей можно рассчитать с помощью y-статистики [Лавренчик, 1986]:

Превышение этой статистики над критической величиной квантиля нормального распределения u1-, где – уровень значимости, является мерой различия средних значений основного интерпретационного параметра, определенных, например в водонасыщенном и нефтенасыщенном пластах. Кроме того, отношение где. – оператор выделения целой части, позволяет судить о максимальном числе градаций нефтенасыщенности, значимо различающихся по параметру COR при n измерениях. Этот последний показатель является наиболее объективным критерием сравнения двух типов детекторов.

Результаты испытаний двух типов детектора обобщены в таблице 3.4.

При расчетах y-статистики и максимального числа градаций m мы исходили из необходимости оценки пластов минимальной мощностью 1 м. При стандартной скорости каротажа равной 40 м/час и временной дискретизации измерений 10 с на пласт мощностью 1 м приходится n=9 измерений.

Таблица 3.4 – Результаты исследования скважинного прибора с детекторами BGO (числитель) и NaI(Tl) (знаменатель) на моделях водо- и нефтенасыщенного пласта метра (погрешность) метра Xi-Xj мощностью 1 м уровне доверия ( =0,1) Из таблицы 3.4 видно, что контрастность параметра COR при разделении водо- и нефтенасыщенных пластов в 6 раз выше для кристалла BGO, что связано, в первую очередь, с его более высоким атомным номером. В итоге, при оценке 1-метровых пластов этот детектор позволяет выделять 1719 статистически значимо различимых градаций нефтенасыщенности, в то время как NaI(Tl) – лишь 23. Значения параметра COR при использовании детектора BGO также значимо различны для пресной и минерализованной воды ( г/л), однако единственная градация не дает возможности оценить степень минерализации. При проведении экспериментов принималось допущение об адекватности по своим ядерным свойствам (содержание ядер углерода, водорода, примесей) дизельного топлива и нефти.

Помимо перечисленных отличий, по данным автора, для кристалла NaI(Tl) обнаружен дрейф энергетической шкалы (24 % в течение первого часа работы), что вносит дополнительную погрешность в измерения.

Полученные результаты однозначно определили выбор детектора в пользу сцинтиллятора на основе BGO. Дальнейшие усилия были направлены на создание конструкции, обеспечивающей необходимое термостатирование детектора.

Так как детектор BGO обладает высокой стойкостью к механическим воздействиям (ударам), то система амортизации блока детектирования в скважинном приборе была сведена к минимуму. Это позволило существенно увеличить полезный объем блока детектирования, распределив его оптимальным образом между термостатом и сцинтилляционным кристаллом. При внешнем диаметре охранного кожуха прибора равном 90 мм, толщине стенок 10 мм, термостат, имеющий внешний диаметр 68 мм, внутренний 57 мм, позволяет разместить сцинтилляционный кристалл диаметром 56 мм.

3.5 Исследования по увеличению ресурса работы спектрометрического тракта при повышенных температурах Опыт автора в разработке и создании скважинной аппаратуры РК, предназначенной для работы в повышенных температурах окружающей среды и условиях ограниченного энергопотребления [Аппаратура …, 2001, Автомномная аппаратура…, 2001, Разработка …, 2004, Емельянов и др., 2004, Патент РФ 2254597] позволил использовать наработанные решения при конструировании блока детектирования. Конструктивно термостат располагается на корытообразном шасси, являющимся несущим. Мощность, выделяемая резистивным делителем ФЭУ, составляет 200 мВт. Конструкция термостата включает два теплопоглотителя на основе сплава Вуда с температурой плавления 65±3 С, установленных сразу после пробки термостата и на торце кристалла массой и 800 г соответственно. Результаты испытания конструкции с целью определения ее термостатирующих характеристик приведены на рисунке 3.15.

Рисунок 3.15 – Результаты испытаний термостатированного блока детектирования при различных начальных температурах Кривая 1 на рис 3.15 показывает изменение температуры окружающей среды блока детектирования, горизонтальная прямая 2 – предельную температуру эксплуатации сборки “детектор BGO+ ФЭУ R1847”, кривые 3, 4, 5 – температуру внутри блока детектирования при начальных температурах 40, 21, 4 С. Датчик измерения температуры прикреплен непосредственно к корпусу сцинтилляционного детектора с противоположной от ФЭУ стороны. Перед началом испытаний сцинтилляционный блок выдерживался при стартовой температуре в течение 1012 часов. На рисунке 3.15 хорошо прослеживается параллельность кривых изменения температуры внутри термостата от времени. Очевидно, что чем меньше начальная температура внутри блока, тем больше временной запас работы. Опыт эксплуатации скважинных приборов в южных странах в летний период, в скважинах с предельной температурой около 110 С при интервалах исследования до 300400 м показал актуальность увеличения временного ресурса работы блока детектирования. При температуре воздуха, не опускающейся ночью ниже 30 С, и частоте каротажей 2 скважины в неделю температура в блоке детектирования не опускалась ниже 40 С, основную и повторную записи приходилось выполнять или разными приборами, или с охлаждением прибора и блока детектирования на поверхности в разобранном виде.

Учитывая почти линейную зависимость времени нагревания блока детектирования до критической температуры от его начальной температуры (рисунок 3.15) был предложен эффективный способ увеличения рабочего времени скважинного прибора, основанный на предварительном (принудительном) его охлаждении.

Способ реализуется следующим образом. В теплопоглотитель, расположенный непосредственно за фторопластовой пробкой термостата, вводится змеевик из медной трубки диаметром 3 мм и толщиной стенки 0,7 мм. На вход и выход змеевика надеты фторопластовые трубочки, выведенные наружу термостата. Это сделано с целью отграничения потока тепла по медным трубкам внутрь термостата. Снаружи к фторопластовым трубочкам подведены медные трубки и последние выведены наружу через розетку головки скважинного прибора. Медные трубки внутри прибора покрыты несколькими слоями ткани, препятствующей образованию конденсата при их охлаждении. Подключение к выводам трубок на розетке прибора компрессора и прокачка через змеевик охлажденной жидкости и или газа позволило проводить принудительное охлаждение теплопоглотителей термостата (рисунок 3.16). Конструктивно в термостате расположен так же второй теплопоглотитель, к которому не подведена охлаждающая жидкость ввиду малой величины зазора между кристаллом и внутренней стенкой термостата. Для надежного поджима ФЭУ к кристаллу используется пружина, размещенная между теплопоглотителем и делителем ФЭУ.

1, 2 – входная и выходная медные водоводные трубки, 3 – пробка термостата, 4, – второпластовые водоводные трубки, 6, 7 – отверстия под вывод проводов с ФЭУ, 8 – медный змеевик, 9, 14 – теплопоглотители, 10 – пружина, 11 – делитель ФЭУ, 12 – ФЭУ, 13 – сцинтилляционный кристалл, 15 – термостат.

Рисунок 3.16 – Принципиальная схема охлаждения блока детектирования На рисунке 3.17 приведены графики изменения температуры теплопоглотителей (график 2) и кристалла (график 1), измеренные термодатчиками, установленными непосредственно на внешнем теплопоглотителе и на корпусе сцинтилляционного детектора с противоположной стороны ФЭУ, при прокачке через змеевик воды с температурой 1 С и расходом воды 1 литр/4 минуты (вода лилась самотеком).

Применение данной системы принудительного охлаждения позволило до 2-х раз увеличить ресурс работы блока детектирования в описанных выше условиях эксплуатации.

График 1 – температура кристалла, график 2 – температура теплопоглотителя Рисунок 3.17 – Изменение температуры блока детектирования при прокачке через теплопоглотители охлажденной воды 3.6 Ограничения и допущения, учитываемые при разработке скважинного прибора Очевидно, что реальный диапазон конструкторских решений, положенных в основу той или иной аппаратурной разработки, ограничен существующими нормами, стандартами, наконец, корпоративными принципами и производственными возможностями. И, хотя нарушение этих ограничений позволяет создавать более совершенные образцы аппаратуры, следование им имеет свои преимущества.

Так как разрабатываемый аппаратурно-методический комплекс рассматривался как одно из звеньев технологической цепочки технологии “КАСКАД” ООО “Нефтегазгеофизика”, этим обстоятельством были продиктованы следующие технические решения в аппаратуре серии АИМС:

– телеметрия стандарта Манчестер-II со скоростью передачи 22 кБод;

– модульность построения аппаратуры. Это подразумевает отсутствие в составе аппаратуры других геофизических модулей. При необходимости одновременной записи вместе с аппаратурой спектрометрического импульсного нейтронного каротажа, например, локатора муфт (ЛМ) или гамма-спектрометра естественной активности горных пород (СГК), происходит сборка самостоятельных приборов в единую связку. Основным требованием в этом случае является совместимость собираемых в связку скважинных приборов по питанию и кабельному/межприборному интерфейсу.

Как минус такого подхода можно рассматривать отсутствие в современной модификации серийного прибора серии АИМС (АИМС-С) устройства принудительного охлаждения теплопоглотителей сосуда Дьюара блока детектирования – технологическая цепочка “КАРАТ” не предусматривает их наличие в скважинных приборах, несмотря на их высокую эффективность и необходимость.

Ввиду того, что оптимизация аппаратуры для решения конкретной задачи есть многомерная задача, при разработке были приняты определенные леммы.

Это касается, в первую очередь, исследований по оптимизации длины зонда, конструкционных материалов прибора, режима работы генератора. Данные исследования или достаточно подробно описаны в литературе [Underwood et al, 1985, Бортасевич, 2004], причем исследования [Бортасевич, 2004] выполнены под непосредственным руководством автора, или не рассматривались в силу объективных причин. В частности, режимы работы импульсных нейтронных генераторов на переменных частотах не рассматривался ввиду крайне ненадежной работы последних. И, наконец, поставленная цель – массовый углеродно-кислородный каротаж, требовала конкретного ограничения круга решаемых задач. В противном случае можно было этой цели никогда не достигнуть.

3.7 Подтверждение разработанных принципов построения аппаратуры при ее испытаниях с нейтронным генератором, отличающимся от генератора ИНГ- Универсальность разработанного скважинного прибора АИМС-С подтверждается результатами его испытаний совместно с новым импульсным нейтронным генератором СГН-ТБЭ-1 (разработка “ЭлектроХимПрибор”, г. Лесной, “БАРС” и “ТехСервис”, г. Москва) прошедших 10 октября 2006 г. на месторождении Суторминском в скважине ХХ3б куст ХХа. (Приложение 2) Новый нейтронный генератор, отличаясь от генератора ИНГ-06 конструкцией трубки, высоковольтным блоком, низковольтными преобразователями питания, алгоритмами поддержания нейтронной трубки в рабочем состоянии, был успешно адаптирован к работе в составе разработанного аппаратурно-методического комплекса без каких-либо конструктивных изменений. На рисунке 3. приведены результаты определения нефтенасыщенности по скважине одного из нефтяных месторождений Западной Сибири, полученные разработанной автором аппаратурой АИМС-С с нейтронными генераторами ИНГ-06 и СГН-ТБЭ-1.

Очевидна полная идентичность замеров.

В результате исследований автора, описанных в настоящей главе, были разработаны и оптимизированы основные моменты построения аппаратуры импульсного нейтронного спектрометрического каротажа для решения задачи определения нефтенасыщенности эксплуатационных скважин методом углероднокислородного каротажа при массовом использовании на нефтяных месторождениях России.

Рисунок 3.18 – Результаты определения нефтенасыщенности коллекторов при использовании в аппаратуре АИМС-С нейтронных генераторов При разработке элементов конструкции аппаратуры автором были использованы как эксперименты с натурными макетами скважинного прибора и с моделями пластов, насыщенных различными флюидами, так и численные методы расчетов пакетом программ MCNP-5. Определены основные параметры скважинной аппаратуры: диаметр скважинного прибора 90 мм, прибор однозондовый, выполнен по модульному принципу, в качестве детектора необходимо использовать сцинтилляционный кристалл BGO максимально допустимых размеров. Проведенные автором исследования показали, что при изменении нефтенасыщенности от 0 до 100 % при пористости 35 % и стандартном времени измерения на точке применение кристалла BGO позволяет выделять 1719 статистически значимых (на уровне 90 %) градаций нефтенасыщенности, а NaI – лишь 23.

Блок детектирования должен быть обязательно расположен в термостате.

Для увеличения ресурса работы в средах с повышенной температурой желательно оснастить скважинный прибор системой принудительного охлаждения теплопоглотителей. Применение данной системы принудительного охлаждения позволяет до 2-х раз увеличить ресурс работы блока детектирования в условиях повышенной температуры окружающей среды.

Схемотехнически скважинный прибор должен быть построен на связи постоянства во времени нахождения максимума токового импульса системы “Кристалл+ФЭУ” с момента его появления. Применение быстродействующих АЦП (время преобразования порядка 400 нс) и схем инкрементирования памяти (не более 300 нс) обеспечит завершение процесса оцифровки входного сигнала за время, не превышающее его длительность. Исследование разработанного автором спектрометрического тракта на максимально допустимые нагрузки показало, что с применением сцинтилляционного детектора на основе BGO и ФЭУ R-1847 c резистивным делителем 4 МОм до загрузок в 200 тыс. имп/сек положение энергетической шкалы регистрирующего спектрометрического тракта практически неизменно, и просчеты описываются законами просчетов с “мертвым временем” продлевающегося типа.

Во избежание алгоритмических ошибок при временном разделении ГИНР и ГИРЗ, особенно в условиях нестабильности нейтронного импульса генератора во времени, и с целью достижения максимальной статистики отсчетов, автором разработан и применен принцип минимальной избыточности, обеспечивающий оцифровку всех гамма-квантов, зарегистрированных детектором и соответствующих критериям отбора дискриминатора нижнего уровня и режектора наложений. В области наиболее быстрых скоростей изменения регистрируемого гамма-излучения длительность временного окна селектора для регистрации полных спектров должна составлять 2 мкс (15 каналов), при работе на отрезке времени, где преобладает ГИРЗ, длительность временного окна должна быть увеличена до 6 мкс, и в заключительном «фоновом» окне измерения следует проводить спустя 3040 мкс после окончания нейтронного импульса до начала импульса синхронизации, информирующего о начале следующего цикла излучения.

Стабилизацию энергетической шкалы следует осуществлять по опорным спектрам путем сравнения наиболее характерных участков спектра опорного со спектром зарегистрированным. В спектрах ГИРЗ всегда присутствуют хорошо идентифицируемые линии водорода и железа, позволяющие на этапе обработки определять точное положение энергетической шкалы (наклон и сдвиг нуля), с точностью не хуже ±10 кэВ, что, в свою очередь, обеспечивает требуемую точность определения текущей нефтенасыщенности. При проведении регистрации достаточно удерживать положение энергетической шкалы регистрируемых спектров в широком диапазоне (±3 канала по максимуму пика водорода регистрируемого спектра относительно максимума пика водорода опорного спектра) путем изменения коэффициента усиления ФЭУ. В этом случае 256 каналов спектрометрического тракта обеспечивают погрешность определения нефтенасыщенности за счет канальности спектрометра и изменения энергетической шкалы при регистрации на уровне, несоизмеримо меньшем, чем погрешности, обусловленные неконтролируемыми дестабилизирующими геолого-технологическими факторами (диаметр скважины, плотность цементного камня, минерализация скважинной и пластовой жидкостей и др.) или недостаточно хорошо известными геологическими (пористость, глинистость, карбонатность).

Одним из критериев подтверждения правильности разработанных принципов построения аппаратуры является результат ее испытаний с новым импульсным нейтронным генератором СГН-ТБЭ-1 (разработка “ЭлектроХимПрибор”, г. Лесной, “БАРС” и “ТехСервис”, г. Москва), прошедших 10 октября 2006 г. на месторождении в Западной Сибири. Записи, произведенные нейтронными генераторами ИНГ-06 и СГН-ТБЭ-1 показали полную идентичность замеров. Построенная по разработанным автором принципам аппаратура обладает достаточной гибкостью и универсальностью, позволяющими применять в ее составе различные нейтронные генераторы, использовать различные алгоритмы обработки.

4 Технология определения нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа 4.1 Общие положения разработанной технологии В соответствии с исследованиями, представленными в предыдущих главах, автором разработана технология определения текущей нефтенасыщенности на основе спектрометрии гамма-излучения, индуцированного импульсным потоком быстрых нейтронов. Разработанная технология включает последовательное выполнение нескольких этапов:

– поверка и настройка скважинной аппаратуры. Процедура выполняется на базе геофизического предприятия и заключается в выставлении энергетической шкалы скважинного прибора в требуемый диапазон с последующей поверкой энергетического разрешения скважинного прибора, линейности энергетической шкалы и настройки выхода нейтронного генератора;

– калибровка скважинной аппаратуры. Заключается в проведении модельных измерений в калибровочных установках для определения чувствительности аппаратуры;

– измерение на скважине. Включает в себя приведение энергетической шкалы при выполнении скважинных измерений к энергетической шкале проведения базовой калибровки, регистрацию спектров ГИНР и ГИРЗ с контролем регистрирующего тракта, корректирование положения энергетической шкалы в случае необходимости, а так же контроль функционирования основных блоков скважинного прибора – нейтронного генератора, спектрометрического тракта, телеметрии;

– обработка результатов измерений, заключающаяся в энергетической привязке зарегистрированных спектров к спектрам опорным и вычислении чистых спектров ГИНР и ГИРЗ;

– расчете текущей нефтенасыщенности.

В настоящей главе рассмотрены перечисленные выше технологические этапы решения задачи определения текущей нефтенасыщенности с позиции требований, предъявляемых к их выполнению для аппаратурно-программнометодического комплекса АИМС-С, включающего в себя такие составляющие как:

– скважинный прибор;

– программное обеспечение и инструкции по:

настройке и тестированию прибора;

базовой и полевой калибровкам;

проведению каротажа;

первичной обработке данных каротажа (контроль качества данных каротажа, получение спектров с привязанными энергетическими шкалами, расчет интегральных параметров);

оценке текущей нефтенасыщенности горных пород.

Рассматриваемый аппаратурно-методический комплекс функционирует с регистрирующим оборудованием, обеспечивающим прием-передачу информации в коде Манчестер-2 и управление режимами работы прибора в процессе каротажа на трехжильном грузонесущим кабелем длиной до 8000 м. Программы, обеспечивающие функционирование скважинного прибора в составе каротажной станции, являются неотъемлемой частью аппаратуры и позволяют наиболее полно реализовать все ее возможности. Изначально программы были разработаны для работы в операционной среде MS-DOS. В настоящее время все программное обеспечение работает в операционной среде Windows-XP.

4.2 Скважинный прибор АИМС-С Результаты исследований, представленные в главах 2 и 3 настоящей работы, легли в основу современной реализации скважинного прибора АИМС-С.

В таблице 4.1 приведены его основные технические характеристики.

Таблица 4.1 Основные технические характеристики современный модификации скважинного прибора АИМС-С Диаметр скважинного прибора 89 мм, для работы в колонне диаметром Длина скважинного прибора 2200 мм, изготовлен в едином циркониевом Максимальная рабочая температура окру- Блока электроники 150С, применяемого Максимальное время работы при температуре окружающей среды: 80 С 15 часов Максимальное рабочее давление окружаю- 120 МПа щей среды Максимальное число градаций определения не менее нефтенасыщенности в пласте мощностью 1м при пористости 34 % и скорости каротажа 40 м/час (песчаная нефтенасыщенная модель) Частота генерации нейтронов (задается при- 1020 кГц меняемым типом нейтронного генератора) Питание скважинного прибора напряжением +100300 В постоянного напряжения Питание нейтронного генератора Осуществляется по 3-ей жиле в соответствии с ТУ на нейтронный генератор Количество каналов аналогового преобразо- 256 (512) вателя Количество энергетических спектров на цикл генерации нейтронов “Мертвое время”:

спектрометрического тракта 2,1 мкс Скорость передачи данных по геофизиче- До 100 кБод скому кабелю На рисунке 4.1 приведена блок-схема построения скважинного прибора АИМС-С.

Рисунок 4.1 – Блок схема скважинного прибора серии АИМС [Патент РФ № 2262124] (пояснения в тексте) Скважинный прибор содержит:

циркониевый охранный кожух 1 (служит для защиты электронных блоков скважинного прибора от внешних воздействий давления);

импульсный генератор нейтронов 2 (служит для генерации импульсов быстрых нейтронов);

экран для защиты от прямого излучения 3 (служит для защиты сцинтилляционного детектора от прямого излучения импульсного генератора быстрых нейтронов);

детектор 4 на основе сцинтилляционного кристалла BGO (предназначен для регистрации гамма-излучения и преобразования его в световые фотоэлектронный умножитель 5 фирмы Hamamatsu R1847-05 (предназначен для преобразования световых импульсов со сцинтилляционного детектора в импульсы электрические);

блок преобразования аналог-код 6 (предназначен для преобразования аналоговых импульсов в соответствующий цифровой код);

блок центрального процессора 7 (служит для связи скважинного прибора с бортовым компьютером и одновременно буферизирует данные для передачи по кабелю, управляет работой программных блоков электроники скважинного прибора);

блок приемо-передатчика 8 (служит для приема команд с наземного компьютера и передачи зарегистрированных данных);

первый блок памяти 9 (производит накопление регистрируемых спектров);

второй блок памяти 10 (производит накопление регистрируемых спектров);

программно-управляемый блок высокого напряжения питания фотоэлектронного умножителя 11 (предназначен для питания фотоэлектронного умножителя высоким напряжением);

источник вторичных напряжений 12 (предназначен для получения внутри скважинного прибора требуемых вторичных напряжений);

верхний разъем 13 (обеспечивает подсоединение трех жил и брони каротажного геофизического кабеля);

нижний разъем 14 (обеспечивает подсоединение последующих модулей) [Патент РФ № 2262124].

Скважинный прибор предназначен для работы в составе каротажной станции типа КАРАТ на трехжильном геофизическом грузонесущем кабеле.

4.3 Этап проверки и настройки скважинного прибора 4.3.1 Основные функции программного обеспечения проверки и настройки скважинной аппаратуры Программное обеспечение (далее ПО) настройки и тестирования аппаратуры АИМС-С предназначено для выполнения, в первую очередь, ремонтнопрофилактических работ и определения пригодности аппаратуры для проведения калибровочных и каротажных работ. Т.к. скважинный прибор является программно-управляемым, то ПО проверки и настройки аппаратуры включает в себя:

управление блоками скважинного прибора – повышение/понижение коэффициента усиления аналогового тракта путем изменения высоковольтного напряжения питания фотоэлектронного умножителя (ФЭУ);

повышение/понижение положения дискриминатора нижнего уровня;

сдвиг вправо/влево относительно существующего положения сигнала стробирования аналогового импульса с входного преобразователя управление нейтронным генератором – его включение/выключение в режим генерации нейтронов;

чтение/запись в энергонезависимую память скважинного прибора его электронного номера и даты изготовления прибора; номера версии ПО «нижнего уровня» и даты его записи; даты последней настройки аналогового тракта и константы, характеризующие коэффициент усиления, положения строба и нижнего уровня дискриминации; номера нейтронного генератора;

переключение скважинного прибора в режим теста, по которому в линию связи передается тестовая последовательность данных для настройки приемных блоков каротажной станции;

визуализацию принимаемых данных в цифровом и графическом виде.

4.3.2 Настройка регистрирующего тракта скважинной аппаратуры ПО настройки скважинного прибора включает в себя автоматический тест аналого-цифрового тракта, позволяющий провести его максимально полную проверку. Для проверки и настройки основных параметров скважинного прибора последний располагается в поверочном устройстве. В качестве такого могут использоваться: бак с водой или углеводосодержащая модель. Прибор подключается к каротажной станции в соответствии с технической инструкцией эксплуатации. В программу вводятся данные о типе поверочного устройства, где расположен скважинный прибор (бак с водой и т.д.) и о геофизическом кабеле, которым скважинный прибор подключен к каротажной станции – его длина и омическое сопротивление жил. После включения и прогрева электронных схем программа настройки устанавливает дискриминатор нижнего уровня в положение, обеспечивающее непрохождение шумов аналогового тракта на цифровое преобразование. Затем включается нейтронный генератор.

Контролируется напряжение питания электроники скважинного прибора от каротажной станции и на головке скважинного прибора; напряжение питания нейтронного генератора скважинного прибора от каротажной станции и на головке скважинного прибора; количество слов в ответе скважинного прибора и другие параметры. По полученным данным рассчитывается потребляемая мощность скважинным прибором и определяется исправность работы его цифровых блоков. В случае соответствия полученных значений технической инструкции по эксплуатации скважинного прибора, переходят к следующему этапу настройки. Изменение коэффициента усиления аналогового тракта скважинного прибора, пик полного поглощения ГИРЗ ядрами водорода (2,23 МэВ) выставляется в 56 канал. Изменением положения сигнала стробирования аналогового импульса с входного преобразователя “аналог-код” в разные стороны располагают пик полного поглощения ГИРЗ ядрами водорода в крайнем правом положении, следя за обеспечением статистики проводимых измерений. Крайнее правое положение пика соответствует проведению оцифровки входного аналогового сигнала в момент его пикового значения. Затем нейтронный генератор выключается и программа настройки корректирует положение дискриминатора нижнего уровня и процедура повторяется. По окончании настройки полученные константы коэффициента усиления, положения дискриминатора нижнего уровня, положения стробирующего сигнала заносятся в энергонезависимую память скважинного прибора вместе с датой проведения настройки.

4.3.3 Проверка энергетического разрешения регистрирующего тракта и настройка выхода нейтронного генератора Проверка энергетического разрешения скважинного прибора и настройка выхода нейтронного генератора производится по спектрам ГИРЗ, зарегистрированным в поверочном устройстве. На рисунке 4.2 приведены спектры ГИРЗ, зарегистрированные в капролоновой модели, представляющей из себя параллелепипед 5005001000 мм с цилиндрическим отверстием диаметра 108мм по длинной оси. Зонд скважинного прибора размещен симметрично относительно центра масс модели. Предварительно данное поверочное устройство должно быть аттестовано методом переноса измерений с насыщенных моделей, имитирующих обсадную колонну, цементный камень и песчаник с пористостью в диапазоне 3040%. При измерениях на насыщенных моделях выход импульсного нейтронного генератора выставляют таким образом, чтобы максимальная интегральная загрузка аналогового тракта находилась в пределах 100150 тыс.

имп/сек и энергетическое разрешение по линии Сs137 было не хуже 1011 %.

Затем, не меняя настроек скважинного прибора и нейтронного генератора, проводят измерения в поверочном устройстве с присвоением зарегистрированным спектрам параметров по нейтронному выходу и энергетическому разрешению с насыщенной модели. Спектры ГИРЗ, используемые для расчета энергетического разрешения и выхода нейтронного генератора, следует зафиксировать во временном окне – начало временного окна после окончания нейтронного импульса и ширина временного окна. В качестве параметра разрешения выступает в спектрах ГИРЗ отношение интенсивности пика полного поглощения ГИРЗ ядрами водорода к интенсивности “провала” в энергетическом спектре между пиком полного поглощения и пиком полупарного вылета ГИРЗ ядрами водорода (так называемое отношение “пик-долина”, на рисунке 4.2 параметр Р). Присвоив отношению “пик-долина” зарегистрированных спектров соответствие энергетического разрешения по линии Сs137, в диапазоне 915 % энергетического разрешения по линии Сs137 отношение “пик-долина” аппроксимируют, исходя из зависимости изменения энергетического разрешения (R) сцинтилляционных детекторов как функции, обратно пропорциональной квадратному корню от энергии регистрируемого гамма-излучения (E).

Аналогичным образом контролируется и настраивается выход импульсного нейтронного генератора. Интенсивности пика полного поглощения ГИРЗ ядрами водорода, зарегистрированных в поверочном устройстве при переносе измерений с насыщенных моделей, присваивают соответствие нейтронному выходу (в отн. ед.) при заданном энергетическом разрешении. Дальнейшее изменение выхода импульсного нейтронного генератора прямо пропорционально изменению интенсивности пика полного поглощения ГИРЗ ядрами водорода при фиксированных временных окнах и энергетическом разрешении и вводе поправок за “мертвое время” регистрирующего тракта скважинного прибора.

Синий спектр – опорный спектр, красный спектр – спектр настраиваемого прибора Рисунок 4.2 Пример сравнения спектров при проверке энергетического разрешения спектрометрического тракта и настройки выхода нейтронного На рисунке 4.2 синий спектр – зарегистрирован непосредственно после измерений в насыщенной модели и ему присвоены: отношение “пик-долина” Р1=5,66, что соответствует 11 % разрешению по линии Сs137, интенсивность пика полного поглощения ГИРЗ ядрами водорода равна 4,75 усл.ед., что соответствует максимальной загрузке регистрирующего тракта скважинного прибора 140 тыс.имп/сек в “типичных” скважинных условиях. Спектр красный – зарегистрирован скважинным прибором, подлежащим настройке. Видно, что энергетическое разрешение испытываемого скважинного прибора соответствует 11 %, а нейтронный выход следует увеличить в 2 раза, обеспечив максимальную загрузку регистрирующего тракта до 180 тыс.имп/сек.

4.4 Этап базовой калибровки скважинного прибора 4.4.1 Основные функции программного обеспечения проведения базовой калибровки скважинной аппаратуры Программное обеспечение проведения базовой калибровки аппаратуры АИМС-С предназначено для проверки работоспособности прибора и получения основных калибровочных зависимостей, используемых при интерпретации полученных скважинных материалов. Обеспечивает:

– настройку приема данных опроса прибора;

– цифровой и графический просмотр принимаемой информации;

– чтение и просмотр “электронного” номера прибора, версии программного продукта и даты его прошивки в прибор, “электронный” применяемого нейтронного генератора;

– управление режимами работы прибора и генератора нейтронов.

4.4.2 Проведение базовой калибровки скважинной аппаратуры Калибровка аппаратуры АИМС-С разделяется на базовую и полевую. Базовая калибровка проводится метрологическими службами геофизического предприятия, эксплуатирующего аппаратуру АИМС-С и может проводиться либо на государственных стандартных образцах (ГСО) массовых содержаний элементов в насыщенных моделях, например в метрологическом центре ВНИИЯГГ (г. Раменское) либо на калибровочных устройствах, аттестованных методом переноса с насыщенных моделей. Минимальный набор моделей – модель песчаника, обсаженная стальной колонной с углеводонасыщенным поровым пространством, и модель песчаника, обсаженная стальной колонной с водонасыщенным поровым пространством. Результаты проведения калибровок служат для принятия решения о пригодности скважинного прибора к эксплуатации и, при положительном решении, являются основанием для получения количественных оценок качества проведения скважинных исследований и обработки полученных каротажных данных.

Основная цель проведения базовой калибровки – контроль параметров измерительного и генерирующего трактов скважинного прибора, определение основных метрологических характеристик скважинного прибора с записью калибровочных данных в файл базовой калибровки. Данные базовой калибровки из соответствующего файла используются при проведении полевой калибровки и при обработке результатов измерений.