Введение
Туймазинская площадьрасположена в западной части Башкортостана и в административном отношениинаходится на территории Туймазинского района РБ и Бавлинского района РеспубликиТатарстан.
Врегионально-тектоническом плане Туймазинская площадь расположена на южнойвершине Татарского свода.
Месторождение открыто в1937 году по карбону, а в 1944 году получен первый промышленный приток нефти изтерригенных отложений девона. На месторождении пробурено большое количествоскважин.
На Туймазинском месторождении скважинамивскрыты пермские, каменноугольные, девонские, бавлинские отложения и породыкристаллического фундамента.
Признаки нефти выявлены в разрезе отдевонских до пермских отложений включительно. Самым нижним нефтеноснымгоризонтом является песчаный пласт Д-IV, вкотором обнаружена небольшая залежь нефти на
Александровской площади. Следующимнефтеносным горизонтом выше по разрезу является песчаный пласт Д-III, в котором небольшие залежи обнаружены внаиболее повышенных участках структуры на Туймазинской площади.
Одним из основных нефтеносных горизонтовявляются песчаники пласта Д-II, которые наТуймазинской площади содержат крупную залежь нефти (12*8 км).
Основной объект разработки Туймазинскогоместорождения приурочен к песчаникам, пласта Д-I пашийского горизонта, нефтенасыщенным на Туймазинском иАлександровском площадях.
Нефтепроявления промышленного значениявыявлены в карбонатных осадках фаменского яруса, в основном в отложенияхверхне-фаменского подъяруса.
Промышленная нефть имеется в верхней частипористых известняков турнейского яруса. Нефть турнейского яруса удельного веса0,894 г./см3
содержание серы – 3%.
К песчаникам бобриковского горизонта наТуймазинской и Александровской площадях приурочены залежи нефти, которыеявляются самостоятельными объектами разработки. Песчаники этого горизонта имеютлинзовидное распространение. Нефть имеет удельный вес 0,885 г./см3,содержание серы до 3,81%.
Признаки нефти обнаружены в верхней частитурнейских тонкопористых и кавернозных известняков, в артинских отложенияхтонкозернистых и кавернозных известняков, местами содержится газ. Залежи газаимеют локальный характер, отличаются небольшим дебитом и весьма ограниченнымизапасами.
В основании кунгурского яруса залегаютоолитовые известняки, насыщенные жидкой газированной нефтью. Однако, получитьпромышленный приток нефти из этих известняков не удалось.
Следует отметить, что нефтеносностькарбонатных отложений, мощность которых составляет почти 80% разреза осадочнойтолщи палеозоя, изучена слабо.
В настоящее время эксплуатируются пластыД-I, Д-II, Д-III, Д-IV, песчаники бобриковского горизонта, известняки верхне-фаменскогоподъяруса и турнейского яруса.
Водоносные горизонты в девонскихотложениях приурочены к живетскому, франскому, фаменскому ярусам.
Воды всех девонских пластов от Д-V до Д-Iхарактеризуются одним и тем же составом. Воды хлоркальциевые сильноминерализованные, практически бессульфатные. Характерной особенностью девонскихвод является значительное содержание в них окисного железа и повышенное содержаниеброма.
Условия работы
Климат районаконтинентальный, с коротким, то сухим, то дождливым летом и продолжительной, сбольшими снежными заносами и метелью зимой.
Снежный покров держится сноября до апреля месяца включительно и в среднем равен 1,5 м. Преобладаютзападные и северо-западные ветры. Верхний слой земли промерзает на 1,5–2 м.в зависимости от суровости зимы и толщины снежного покрова. Средняяпродолжительность отопительного сезона составляет 198 дней. Максимальноесреднегодовое количество осадков 480 мм. Температура воздуха летомдостигает 25–400С тепла, а зимой 20–350С, а иногда и 400Смороза.
Состав партии
в состав геофизическойпартии входят 5 человек:
– начальник партии
– инженер
– каротажник-взрывник
– машинистподъемника
– машинист лаборатории
Применяемая станция
Аппаратура работает вкомплексе с регистрирующим оборудованием, обеспечивающим прием-передачу информациив коде Манчестер-2 и управление режимами работы прибора в процессе каротажа,каротажной станцией с трехжильным грузонесущим кабелем длиной до 8000 м.
1. Назначение и краткая техническая характеристика аппаратуры СГК-1024
1.1 Назначениеаппаратуры СГК-1024
Аппаратура СГК-1024предназначена для проведения спектрометрического гамма-каротажа естественнойрадиоактивности породы с получением массовых содержаний тория СTh, урана СU и калия СK. Аппаратура выпускается в обычном(120°С, 80 МПа, СГК-1024Т) итермобаростойком (175 °С,140 МПа, СГК-1024Т-2Т) исполнениях. В зависимости от условий применения итребований к точности измерений допустимая скорость каротажа изменяется в пределах50¸200 м/час. Аппаратура СГК-1024предназначена для исследования необсаженных и обсаженных нефтяных и газовыхскважин.
Спектрометрическийгамма-каротаж (СГК) основан на регистрации гамма-излучения естественныхрадиоактивных элементов (ЕРЭ), содержащихся в горных породах. Поток иэнергетический спектр регистрируемого гамма-излучения определяются массовойконцентрацией, составом и пространственным распределением ЕРЭ, плотностьюпороды и ее эффективным атомным номером Zэф. В формировании энергетического спектра СГК в основномучаствуют гамма-излучения изотопов уранового и ториевого рядов, а также изотопакалий-40.
Возможность определениямассовых содержаний тория, урана и калия по данным СГК основана наиндивидуальных особенностях спектров гамма-излучения этих элементов, при этомсчитается, что торий и уран находятся в равновесном состоянии с продуктамираспада. Спектры гамма-излучения естественных радиоактивных элементовхарактеризуются набором линий определенной энергии и интенсивности. В табл. 1приведены основные линии гамма-излучения тория, урана и калия [1, 2].
Таблица 1 – основныелинии гамма-излучения тория, урана и калияЭлемент Энергия гамма-квантов, КэВ Интенсивность линии, отн. ед. Калий 1460 1.00 Уран 2198 0.28 1762 1.00 609 2.56 350 1.74 Торий 2620 1.00 907 0.74 582 0.80 238 1.31
Проходя через породу,скважину и охранный кожух прибора гамма-кванты частично поглощаются, частичнорассеиваются с потерей энергии. В результате на детектор поступает спектргамма-излучения, существенно отличающийся от первичного спектра. Энергия,оставленная гамма-квантом в детекторе, преобразуется блоком детектирования вэлектрический импульс, заряд которого пропорционален суммарной энергии,оставленной гамма-квантом в детекторе. Спектр (распределение по амплитуде)электрических импульсов, регистрируемых прибором, называется аппаратурнымспектром. Примеры таких спектров в моделях с преимущественно ториевой, урановойи калиевой активностью приведены на рис. 1.
Из приведенных рисунковвидна ярко выраженная индивидуальность спектров Th, U и K. Это их свойство используется приразложении зарегистрированных в процессе каротажа спектров на три составляющие.Коэффициентами этого разложения являются массовые содержания тория, урана и калияв породе при совпадении скважинных условий проведения каротажа с условиямирегистрации опорных (калибровочных) спектров. В противном случае для правильногоопределения массовых содержаний Th, U и K необходимо учитывать влияние скважинных условий измерений.
/>
Рис. 1. Аппаратурныеспектры в моделях с ториевой, урановой и калиевой активностью
1 – урановый спектр (уран– линия урана 1762 КэВ), 2 – ториевый спектр (торий – линия тория 2620 КэВ), 3– калиевый спектр (калий – линия калия 1460 КэВ). B – «мягкая» часть спектров(первые 128 каналов 1024 канальных спектров).
Связьмассовых содержаний Th, U и K и исправленных за влияние скважинных условий измеренийпоказаний интегрального ГК JГК выражается соотношением
JГК = (СTh´РTh+СU´PU+СK´PK)´PSRS,
где СTh, СU, СK–массовые доли тория, урана и калия, РTh, PU, PK– коэффициенты, выражающие эту связь.Для аппаратуры СГК-1024Т значения этих коэффициентов равны
РTh= 0.43 мкР/час/10-4%,
РU= 1.00 мкР/час/10-4%,
РK= 1.99 мкР/час/%,
для аппаратуры СГК-1024Т-2Т
РTh= 0.45 мкР/час/10-4%,
РU= 1.16 мкР/час/10-4%,
РK= 2.44 мкР/час/%.
PSRS– множитель, учитывающий условиякалибровки интегрального канала ГК. Его значение равно 0.9 для калибровочныхисточников типа С-41 и 1.0 для источников типа ЕР.
В табл. 2 приведенынекоторые области применения СГК по данным источников [2, 3, 4].
Таблица 2 — применение спектрометрии естественной гамма-активностипородОбъекты Область применения Терригенные отложения
Корреляции разрезов скважин.
Детальное литологическое расчленение.
Стратиграфические исследования.
Определение/уточнение фильтрационно-емкостных свойств.
Определение/уточнение минерального состава пород.
Контроль обводнения. Карбонатные отложения
Корреляции литологических изменений.
Выделение проницаемых интервалов, зон трещиноватости.
Определение/уточнение минерального состава пород.
Контроль обводнения.
Основой использованиямассовых содержаний Th, U и Kв породах для решения перечисленных втабл. 2 задач является широкий диапазон изменения их содержаний, с однойстороны, и приуроченность определенных концентрационных конфигураций массовых содержанийTh, U, K к конкретнымпородам, условиям осадконакопления, вторичным процессам и др., с другойстороны. Причиной всему этому является геохимия этих элементов и ихподвижность. В табл. 3 приведены содержания тория, урана и калия в некоторых породахи минералах [3].
Таблица 3 — содержание калия, урана и тория внекоторых породах (по В. Фертлу, 1979 г.)Породы, минерал К, % U, ppm Th, ppm Акцессорные минералы: алланит - 30¸700 500¸5000 апатит - 5¸150 20¸150 эпидот - 20¸50 50¸500 монацит - 500¸3000 2500¸20000 сфен - 100¸700 100¸600 ксенотим - 500¸34000 Низкое циркон - 300¸3000 100¸2500 Базальты: щелочной базальт 0.61 0.99 4.6 платобазальт 0.61 0.53 1.96 щелочной оливиновый базальт Габбро (железомагнезиальная изверженная порода)
Граниты (кислая магнетическая порода):
0.46¸0.58
2.75¸4.26
0.84¸0.9
3.6¸4.7
2.7¸3.85
19¸20 Гранодиориты 2¸2.5 2.6 9.3¸11 Битуминозные сланцы /> /> /> /> /> />
Калий. Средняя массовая концентрация калияв земной коре равна 2.59% [4]. Источником калия являются силикатныемагматические породы, а именно: граниты, сиениты, риолиты и др. Калий в этипороды входит в составе калиевых полевых шпатов (ортоклаз, микроклин), слюд(мусковит, биотит, иллит и др.) и некоторых других глинистых минералов(монтмориллонит, хлорит, каолинит) [4]. Содержание калия в некоторыхпородообразующих минералах приведено в табл. 4.
Таблица 4 — содержание калия в кристаллическойрешетке породообразующих минералов осадочных породМинерал Химическая формула Содержание калия, % Мусковит
KAl2[AlSi3O10] (OH)2 9.8 Биотит
K (Mg, Fe)3[AlSi3O10] (OH)2 8.7 Флогопит
KMg2[AlSi3O10] (OH)2 9.3¸9.4 Ортоклаз
K[AlSi3O8] 14.0 Сильвин KCl 52.4
В процессе химическогопреобразования основная часть калия, входящая в состав магматических пород,растворяется в воде. Имея слабый ионный потенциал, калий долго остается врастворе и в процессе переноса в значительной своей части абсорбируется наглинистых минералах.
Торий. Среднее содержание тория в земнойкоре составляет 12 ppm [4]. Источникомтория также являются магматические силикатные породы. В процессе химическогопреобразования торий легко гидролизуется и поэтому обладает ограниченнойподвижностью. Кроме того, торий имеет тенденцию концентрироваться в глинистыхминералах. Из-за своего большого ионного радиуса торий хорошо фиксируется междуслоями при абсорбции глинистыми минералами. Его количество зависит от pH и относительного содержания другихкатионов. Из-за своей нерастворимости торий всегда транспортируется в видесуспензий, где концентрируется в тонкодисперсных частицах в виде ториевых минераловили торийнесущих акцессорных минералов.
Уран. Среднее содержание урана в земнойкоре около 3 ppm. Материнскими породами уранаявляются силикатные магматические горные породы, в которых уран содержится вограниченном количестве акцессорных минералов [4]. Основой геохимии уранаявляется его легкое окисление и переход в растворимое состояние. Как следствиеэтого – высокая подвижность урана. Уран ассоциируется и с обломками пород и схемогенными осадками.
Содержание тория и уранав некоторых акцессорных минералах приведено в табл. 5.
Таблица 5 — содержание тория и урана вакцессорных минералахМинерал Торий, ppm Уран, ppm Циркон 100¸2500 300¸3000 Монацит 2500¸20000 500¸3000 Сфен 100¸600 100¸700 Апатит 20¸150 5¸150 Епидот 50¸500 20¸50 Алланит 500¸5000 30¸700
Таким образом, восадочных породах калий в основном встречается в глинистых минералах, калиевыхполевых шпатах и слюдах. Торий, кроме глинистых минералов, в большом количествеможет содержаться в тяжелых минералах. Поведение урана зависит от большогочисла факторов и напрямую не контролируется глинистыми частицами. Из сказанногоследует, что для интерпретации данных спектрометрического гамма-каротажа важнойсоставляющей являются построение интерпретационной модели объекта исследованияи установление / уточнение петрофизических связей СTh, СU, СKв рамках этой модели.
1.2 Краткаятехническая характеристика
Состав аппаратуры.
В состав аппаратуры СГК-1024входят:
- скважинныйприбор;
- техническоеописание (ТО);
- формуляр;
- интерпретационноеобеспечение метода СГК;
- программно-методическоеобеспечение первичной обработки данных СГК (получение исправленных за влияниескважинных условий измерений геофизических параметров — массовых содержаний тория СTh, урана СU и калия СK в породе), инструкция по ее проведению;
- программное обеспечениенастройки и тестирования прибора на базе (для ремонтных служб предприятия);
- программноеобеспечение тестирование прибора перед каротажем (для операторского состава);
- программноеобеспечение полевой калибровки и инструкция по ее проведению;
- техническиесредства и программное обеспечение базовой калибровки, инструкция по еепроведению;
- программноеобеспечение проведения каротажа аппаратурой СГК-1024.
Аппаратура работает вкомплексе с регистрирующим оборудованием, обеспечивающим прием-передачу информациив коде Манчестер-2 и управление режимами работы прибора в процессе каротажа,каротажной станцией с трехжильным грузонесущим кабелем длиной до 8000 м.
Программные средстванастройки, тестирования, калибровки и регистрации данных аппаратуры СГК-1024функционируют в составе регистратора «КАРАТ» либо модема, обеспечивающих связьприбора с компьютером.
Комплектность поставкитехнических и программных средств определяется требованиями заказчика.
Подробные сведения обаппаратуре приведены в техническом описании и инструкции по эксплуатации.
Техническаяхарактеристика аппаратуры
Аппаратура СГК-1024 характеризуетсяследующими параметрами:- длина, мм 1550 (2290) - максимальный диаметр, мм 73 (76) - масса, кг 25 (50) - диапазон диаметров исследуемых скважин, мм ³ 100 - скорость каротажа, м/ч до 200 - телеметрия Манчестер-2, 22 кбод - диапазон энергий, КэВ 40¸3000 - тип детектора CsJ, NaJ - число регистрируемых каналов 2´128+16 (17) - число измеряемых параметров 10 - диапазон измерений массовых содержаний тория, ppm 0.5¸200 урана, ppm 0.5¸200 калия, % 0.1¸20 - погрешность измерений массовых содержаний тория, ppm 1.5 (10% отн.) уран, ppm 1.5 (10% отн.) калия, % 0.3 (10% отн.) - канал интегрального ГК, мкР/ч 0.1¸250 - основная относительная погрешность измерений ГК, % 15 - канал акселерометра не нормирован - канал внутренней температуры прибора не нормирован - 4 технологических канала не нормированы - диапазон рабочих температур, °С -10¸120 (-10¸175)
- верхнее значение рабочего гидростатического давления, МПа
- применяемый геофизический кабель
80 (140)
трёхжильный геофизический кабель длинной до 8000 м. (КГ3–60–120 (175))
Конструкцияскважинного прибора
Общий вид скважинногоприбора в модификации СГК-1024Т приведен на рис. 2, основными элементамикоторого являются: приборная головка (1), охранный кожух (2), блок детектированияСГК (3), блок электроники (4) и проходная головка с накидной гайкой и пробкой.В приборной головке установлены геофизический разъем и переходной мост сэлектровводами. В проходной головке установлен стандартный геофизическийразъем. В термобаростойкой модификации аппаратуры блоки детектирования иэлектроники размещаются в металлическом сосуде Дьюара.
2. Устройство аппаратуры СГК-1024
2.1 Устройствоскважинного прибора. Размещение плат в приборе
Скважинный приборсодержит электронный блок, телесистему и сцинтилляционный детекторгамма-излучения с фотоэлектронным умножителем. Работа спектрометрической схемыстабилизируется по опорному калибровочному спектру.
/>
/>
2.2 Устройстводатчиков. Устройство сцинтилляционного детектора гамма-излучения сфотоэлектронным умножителем/> />
Сцинтилляционный детектор(счетчик) включает в себя собственно сцинтиллятор, в качестве которогоиспользуется кристалл NaJ(или CsJ) активированныйкадмием, и фотоэлектронный умножитель (ФЭУ). Последний состоит из стеклянныйколбы с расположенными в ней фотокатодом, к которой приложена разностьпотенциалов U порядка 1500B. Напряжение на диоды подают с делителя.
Рис. 3.Сцинтилляционный детектор
При попадании частицырадиоактивного излучения в сцинтиллятор в нём возникает световая вспышка, подвоздействием которой фотокатод излучает электроны. Ускоряясь в электрическомполе ФЭУ, каждый электрон из первого динода несколько вторичных электронов.Процесс повторяется на последующих динодах, что приводит в возникновениюэлектронной лавины; резко увеличивается проводимость ФЭУ. В цепи питания ФЭУвозникает импульс тока, вызывающий падение напряжения на резисторе, которое подаётсяна измеритель скорости.
3. Принцип действия аппаратуры
Блок-схема скважинногоприбора СГК-1024Т приведена на рис. 3. Прибор состоит из следующих блоков:
1 – разъем головкискважинного прибора (к нему происходит подсоединение трех жил и брони каротажногогеофизического кабеля);
2 – блок коммутации(предназначен для подключения прибора к первой и второй жилам кабеля в случаеподачи 24 В по третьей жиле);
3 – блок центральногопроцессора (служит для связи скважинного прибора с бортовым компьютером иодновременно буферизирует данные для передачи по кабелю);
4 – блок преобразованиявторичных напряжений (предназначен для получения внутри скважинного приборатребуемых вторичных напряжений, ±5 В, ±12 В, +24 В);
5 – блок накопленияамплитудных спектров;
6 – блок преобразования «аналог-код»(предназначен для оцифровки входных импульсов с системы «ФЭУ+детектор»);
7 – фотоэлектронныйумножитель;
8 – детекторгамма-излучения;
9 – блок питания высокогонапряжения (предназначен для питания ФЭУ);
10 – проходной разъем (кнему происходит подсоединение последующих модулей);
11 – охранный кожухскважинного прибора.
/>
Рис. 4. Блок-схема скважинного прибора СГК-1024Т
Скважинный приборработает следующим образом. К каротажной станции скважинный прибор подключаетсячерез геофизический каротажный кабель, сочлененный с головкой скважинногоприбора (1). В положении «по умолчанию» первая и вторая жилы кабеля проходят транзитомна проходной разъем (10) и не имеют гальванической связи с электронными блокамиспектрометра. Это предназначено для возможности подключения этих жил к другимустройствам, например, к электродвигателю. Подача на третью жилу каротажногокабеля +24 В относительно брони коммутирует 1 и 2 жилы к электронному блокуспектрометра. При подаче питания скважинного прибора начинает работать блок преобразованиявторичных напряжений (4) и блок питания высокого напряжения (9). При появлениивторичных напряжений внутри скважинного прибора блок центрального процессора(3) сбрасывает в состояние «по умолчанию» блок накопления амплитудно-временныхспектров (5), блок преобразования «аналог-код» (6) и блок питания высокого напряжения(9). Блок питания высокого напряжения программно-управляемый – т.е. еговыходным напряжением, которое запитывает ФЭУ (7), можно управлять по командам сназемного компьютера, изменяя тем самым коэффициент усиления информационногосигнала. При установке «по умолчанию» напряжение питания ФЭУ (7)устанавливается блоком питания высокого напряжения (9) на значение, полученноепо результатам настройки скважинного прибора. Обычно при температуре 20°С состояние «по умолчанию»обеспечивает положение энергетической шкалы скважинного прибора в заданнойрабочей области.
В результатевзаимодействия гамма-квантов с люминофором сцинтилляционного детектора (8)последний преобразует энергию гамма-излучения в световые вспышки — сцинтилляции. При этом суммарнаяэнергия испускаемых фотонов пропорциональна энергии, оставленной гамма-квантомв детекторе. Далее фотоэлектронный умножитель (7) конвертирует световой импульсв импульс электрический. Заряд, собираемый с выхода ФЭУ (7), при прочих равныхусловиях, пропорционален суммарной энергии сцинтилляций люминофора детектора(8), и, следовательно, энергии, оставленной гамма-квантом в детекторе. Втрадиционных схемах включения ФЭУ являются источниками тока, на выход которыхподключены преобразователи «ток-напряжение». В силу конечного значения временивысвечивания сцинтиллятора и пролета электронов между электродами ФЭУ, наличияпаразитных емкостей в конструкции ФЭУ и входных каскадов усилителей, импульснапряжения, получаемый с системы «детектор+ФЭУ+усилитель» может быть описаннекоторой функцией (в первом приближении гауссоидой). Амплитуда этого импульса,при сохранении неизменности вышеперечисленных параметров, будет пропорциональнаэнергии зарегистрированного гамма-кванта.
Токовый импульс с анодаФЭУ (7) поступает на вход преобразователя «ток-напряжение», с выхода импульснапряжения подается на соответствующие входы аналого-цифрового преобразователя.В результате преобразования на выходе блока преобразования «аналог-код» (6)появляется цифровой код, пропорциональный энергии, оставленной гамма-квантом всцинтилляционном детекторе.
С выхода блокапреобразования «аналог-код» (6) данные поступают на вход блока накопленияамплитудно-временных спектров (5). Режим работы блока накопления спектров (6)определяется процессором блока памяти.
Таким образом, в приборепроисходит накопление амплитудных спектров. Причем весь спектр занимает 256ячеек памяти – 128 для «мягкой» области (каждый из первых 128 каналов 1024канального спектра) и 128 для «жесткой» области. Каждый из 128 каналов спектра «жесткой»области содержит 8 каналов первичного 1024-канального спектра.
Передача накопленныхспектров осуществляется по командам с блока центрального процессора (3),поступающим по линии последовательного интерфейса в блок накопления спектров(5). Связь скважинного прибора с бортовым компьютером поддерживает блокцентрального процессора (3), выполненный традиционным образом, который покоманде от наземного измерительного комплекса осуществляет выдачу в линию связиследующих информационных сигналов:
- количествозарегистрированных импульсов в каждом из 128 каналах мягкой части спектра СГК(128 слов),
- количествозарегистрированных импульсов в каждом из 128 каналов жесткой части спектра СГК(128 слов),
- температуру вблоке электроники скважинного модуля (два слова),
- температуру вблоке детектирования скважинного модуля либо показания одноосного акселерометра(одно слово),
- технологическиепараметры канала СГК (4 слова).
По отдельному запросудополнительно выдается «электронный» номер прибора, дата прошивки программногообеспечения и его версия.
4. Подготовка аппаратуры к работе
4.1 Методикакалибровки
Калибровка аппаратуры СГК-1024осуществляется аккредитованными метрологическими службами геофизическогопредприятия в соответствии с прилагаемой к комплекту аппаратуры инструкцией, вкоторой регламентированы условия, средства и операции калибровки, описанаметодика определения метрологических параметров аппаратуры.
Калибровка осуществляетсяпри вводе аппаратуры в эксплуатацию и периодически один раз в квартал впроцессе эксплуатации, а также после смены детектора гамма-излучения илиремонта механических узлов зондового устройства аппаратуры. Данные калибровкиявляются основанием для оценки качества и проведения количественной интерпретациирезультатов каротажа.
Сопроводительнаядокументация на аппаратуру СГК-1024 должна содержать сведения о первичнойкалибровке.
Базовая калибровкааппаратуры
Базовая калибровкааппаратуры выполняется с целью:
- контроляпараметров аппаратуры;
- выставленияэнергетической шкалы;
- определенияметрологических характеристик аппаратуры;
- проверкидиапазона измерений и определения относительной основной погрешности, вносимойаппаратурой при измерении массовых содержаний тория, урана и калия;
- записи калибровочныхданных в файл базовой калибровки для использования на этапах полевойкалибровки, регистрации и обработки результатов измерений.
Базовая калибровкааппаратуры СГК-1024 выполняется на ГСО-ЕРЭ либо аттестованных калибровочныхустройствах (УК-СГК) [6], обеспечивающих подобие регистрируемых в них спектровспектрам, регистрируемым в скважинных условиях. Калибровка выполняется всоответствии с инструкцией по калибровке, а также документацией на программубазовой калибровки аппаратуры.
В качестве образцовых средствмассовых содержаний тория СTh, урана СU и калия СK в установке УК-СГК используются пятькалибровочных емкостей специальной конструкции. Значения воспроизводимых имимассовых содержаний тория, урана и калия должны обеспечивать получениекалибровочных спектров, пригодных для использования в программах обработки, атакже проверку диапазона измерений и определения систематической (DСTh, DСU,DСK либо dСTh, dСU,dСK) и среднеквадратической случайной (dССTh, dССU,dССK)погрешностей:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
где />, /> и /> средние значения параметров СTh, СU и СK равные, соответственно, /> /> и /> К0– числоотсчетов, СThпасп, СUпасп и СКпасп – паспортныезначения массовых концентраций тория, урана и калия в калибровочном устройстве.
В табл. 6 приведенытребования к метрологическим характеристикам аппаратуры СГК-1024.
Результат базовой калибровкизаписывается в файл базовой калибровки с указанием даты ее проведения ипараметров использованного оборудования (номера прибора, типа и номеракалибровочной установки и др.).
Кроме того, создаетсяпротокол базовой калибровки прибора, рекомендуемая форма которого приведена вПриложении 1.Таблица 6– метрологическиехарактеристики аппаратурно-измерительного комплекса СГК-1024 и требования к ихзначениямНаименование характеристик Требования к характеристикам 1. Систематическая составляющая погрешности измерений:
DСTh, ppm (при СTh³20 ppm, % отн.)
DСU, ppm (при СU³20 ppm, % отн.)
DСК, % абс (при СK³5%, % отн.)
не более 2 (не более 10)
не более 2 (не более 10)
не более 0.3 (не более 10) 2. Среднеквадратическая случайная составляющая погрешности измерений
dССTh, % отн. при СTh³20 ppm
DССTh, ppm при СTh
dССU, % отн. при СU³20 ppm
DССU, ppm при СU
dС СК, % отн. при СК³5.0%
DССК, % абс. при СК
не более 5
не более 1.0
не более 5
не более 1.0
не более 5
не более 0.25
Для расчета погрешностейопределения массовых содержаний ЕРЭ на нижней границе диапазона измеренийиспользуются результаты измерений в ПКУ-ЕРЭфон.
Для расчета погрешностейопределения массовых содержаний ЕРЭ на середине диапазона измеренийиспользуются результаты измерений в ПКУ-ЕРЭсмесь.
Полевая калибровкааппаратуры
Полевая калибровкааппаратуры выполняется перед проведением каротажа в скважине в интервале сповышенной гамма-активностью породы с целью:
- установления ееработоспособности;
- контроля (либовыставления) энергетической шкалы аппаратуры в соответствии с энергетическойшкалой при базовой калибровке;
- регистрацииопорного спектра для последующего использования его при автоматической привязкеэнергетической шкалы спектрометра в процессе каротажа.
Полевая калибровкааппаратуры СГК-1024 является обязательным этапом при выполнении каротажа.Полевая калибровка выполняется в соответствии с инструкцией на аппаратуру, атакже документацией на программу полевой калибровки аппаратуры.
Данные полевой калибровкидолжны быть доступны при обработке материалов каротажа.
4.2 Характеристикапрограммного обеспечения аппаратуры
В состав аппаратуры СГК-1024входит набор программных средств, поддерживающий всю технологическую цепочкуэксплуатации аппаратуры от ее первичной настройки при ремонте и изготовлении дополучения исправленных за влияние скважинных условий измерений геофизическихпараметров – массовых содержаний тория СTh, урана СU и калия СK в породе. Характеристика программныхсредств первичной обработки данных СГК-1024 приведена в разделе 6. Программныесредства настройки, тестирования, калибровки и регистрации данных аппаратурыСГК-1024 привязаны к регистрирующему оборудованию. Комплектность и типпоставляемого программного продукта настройки, тестирования и др. определяютсязаказчиком.
Программное обеспечениенастройки аппаратуры СГК-1024Т используется при выполнении ремонтных работ набазе и предназначено для проведения:
- настройкиспектрометрического тракта аппаратуры;
- настройки приемасигналов и параметров опроса прибора;
- цифрового играфического просмотра принимаемой информации;
- настройки изаписи технологических параметров канала СГК;
- чтения ипросмотра «электронного» номера прибора, версии программного продукта и датыего прошивки в прибор;
- записирегистрируемой информации в файл (например, при испытаниях аппаратуры натермостабильность).
Программное обеспечениетестирования, полевой калибровки и регистрации данных аппаратуры СГК-1024предназначено для операторского состава и эксплуатируется при проведениикаротажных работ, обеспечивая:
- настройку приемасигналов и параметров опроса прибора;
- цифровой играфический просмотр принимаемой информации;
- чтение и просмотр«электронного» номера прибора, версии программного продукта и даты его прошивкив прибор;
- проведениеполевой калибровки аппаратуры с целью установления ее работоспособности ивыставления энергетической шкалы; результат полевой калибровки документируетсяв файл и доступен для анализа при обработке и контроле качества выполненного каротажа;
- проведениекаротажа с автоматической корректировкой энергетической шкалы аппаратуры ирасчетом геофизических параметров в реальном масштабе времен.
Подробное описание этихпрограммных продуктов поставляется вместе с технической документацией нааппаратуру в соответствии с условиями ее эксплуатации (с используемыми регистрирующимисредствами).
5. Подготовительные работы партии на базе и на скважине
скважинный приборплата аппаратура
Подготовительные работыперед проведением ГИС проводят на базе геофизического предприятия инепосредственно на скважине. Перечень работ каротажной партии, проводимых набазе, включает:
А) получение наряд заказана ГИС
Б) ознакомление сгеофизическими и геологическими материалами по скважине, получение твердыхкопий или файлов данных, необходимых для выполнения ряда работ при ГИС.
В) получение скважинныхприборов расходных деталей, материалов, проверка комплектности и исправности.
Г) запись файловпериодических калибровок и сведений об исследуемом объекте в базу данныхкаротажного регистратора.
Д) оформление необходимойдокументации на водителей, технику
Е) проверка исправностиспускоподъемного оборудования
По прибытию на скважинукаротажная партия выполняет следующие подготовительные операции:
1) Производитпроверку готовности скважины к ГИС согласно техническим условиям на ихподготовку, и подписывают акт готовности скважины к проведению ГИС
2) Проверяютправильность задания, указанного в наряд заказе, и при необходимости уточняютего у с представителем заказчика
3) Устанавливаюткаротажный подъёмник в 25–40 метрах от устья скважины так, чтобы ось лебёдкибыла горизонтальной и перпендикулярной направлению на устье скважины,затормаживают и надёжно закрепляют подъёмник, путём подкладывания под колёсатормозных колодок (башмаков), крепят датчики натяжения, глубины, устанавливаютнаправляющие и подвесные ролики, заземляют каротажный подъёмник, производятразмотку кабеля, выполняют подключение станции к сети переменного тока.
4) Сматывают сбарабана лебёдки первые витки кабеля так, чтобы его хватило для подключения кприбору, переносят скважинные приборы к устью скважины, заводят кабель внаправляющий и подвесной ролики, устанавливают на направляющий роликсельсин-датчик (датчик глубины);
5) Подсоединяют ккабельному наконечнику первый скважинный прибор, проверяют егоработоспособность и производят спуск на заданную глубину. Перед спускомустанавливают на счётчиках регистратора и панели контроля каротажа нулевыепоказания глубин.
6. Проведение геофизических исследований и работ
Регистрируемыепараметры
Аппаратура СГК-1024обеспечивает регистрацию следующих параметров:
- потокгамма-излучения естественной активности пород на детекторе канала СГК(скоростей счета в энергетических окнах);
- температуравнутри прибора;
- показанияодноосного акселерометра;
- технологическиепараметры канала СГК.
Расчетными параметрамиявляются естественная гамма-активность пород в единицах МЭД либо ЭМДУ имассовые содержания тория, урана и калия в породе.
Дискретность данных поглубине, скорость каротажа
Дискретность записиданных по глубине и скорость каротажа определяются мощностью пласта hmin, подлежащего количественнойобработке [5].
Дискретность регистрацииданных по глубине должна обеспечивать не менее 5 точек на пласт, подлежащийколичественной обработке.
Скорость каротажа должнаобеспечивать величину случайной погрешности, приведенной к пласту регламентированноймощности, не более 6% при общих (hmin=3¸4 м) исследованиях и не более 5% при детальных (hmin=1¸2 м) исследованиях по каналуинтегрального ГК и не более величины основной относительной погрешности поканалам тория, урана и калия. Для выполнения этих требований скорость каротажапри общих исследованиях не должна превышать 140¸180 м/ч в активном (терригенном)разрезе (JГК >4¸5 мкР/ч) и 110¸150 м/ч в низкоактивном(карбонатном) разрезе (JГК
Повышение детальностиисследований достигается уменьшением шага дискретизации по глубине приодновременном пропорциональном снижении скорости каротажа. Рекомендуемыезначения выбираются из ряда 5, 10, 20 см.
Порядок работы наскважине
Измерения на скважинепроводятся в соответствии с технологической схемой, обеспечиваемой используемымрегистратором, при выполнении следующих операций:
- развертываниеаппаратуры, ее включение, настройка и проверка работоспособности;
- прогреваппаратуры в течение 10¸15 минут (эта операция обычно совмещается со спуском в скважину);
- спуск прибора вскважину в интервал с повышенной активностью; скорость спуска не должна превышать5000 м/час;
- проведениеполевой калибровки канала СГК; при работе в связке с аппаратурой нейтронногокаротажа следует учитывать возможность активации породы и элементов конструкциискважины нейтронами, а потому полевая калибровка должна в этом случаевыполняться вне интервала записи;
- доставка приборав интервал каротажа;
- проведениекаротажа с повторением интервала (не менее 50 м) с наибольшейдифференциацией либо интервала, представляющего наибольший интерес; скоростьзаписи при проведении повторного замера должна соответствовать скорости записиосновного замера;
- редактированиезаписи (при выявлении брака записи исследования выполняются повторно);
- выключениеприбора, подъём и извлечение прибора из скважины; подъем прибора вне интервалаисследования ведется со скоростью не более 5000 м/час;
- свертываниеаппаратуры.
При спуске прибора вскважину и проведении каротажа обязательному контролю (дополнительно к [5])подлежат стабильность приема данных (количество сбоев по приему данных недолжно превышать 1 на 10 метров записи) и параметров питания аппаратуры. Припроведении каротажа дополнительно следует визуально контролировать качествостабилизации энергетической шкалы – характерные пики текущего регистрируемогоспектра и спектра полевой калибровки не должны расходиться более чем на 4¸6 каналов (см. рис. 4).
а)
/>
б)
/>
Рис. 5. АппаратураСГК-1024Т – визуализация режима измерений
a) – пример правильной настройкиэнергетической шкалы спектрометра; б) – пример неправильной настройкиэнергетической шкалы спектрометра.
Красным цветом показанспектр базовой калибровки, синим – текущий зарегистрированный спектр.
Оформление и контролькачества измерений
Редактированиерезультатов каротажа является обязательным этапом, выполняемым оператором наскважине после завершения измерений данным (очередным) прибором. Этапредактирования обеспечивает увязку данных по магнитным меткам и точкам записи,а также подготовку файла для проведения контроля качества каротажа. Основныеположения контроля качества измерений регламентируются технической инструкцией[5], в соответствии с которой качество характеризуется тремя оценками – «хорошо»,«удовлетворительно», «брак». Бракованные материалы к обработке не допускаются.
Кроме общих положений инструкции[5] дополнительно контролируются следующие параметры. В интервале перекрытияпроводится расчет относительных систематической d и полной случайной dсл погрешностей, приведенных к пластурегламентированной толщины />:
/>, /> />
/> />,
/>
Рекомендуетсярассчитываемые значения d и dсл приводить к пласту толщиной H=2, 5 или 10 м. При этом должнывыполняться следующие требования. Расхождение между массовыми содержаниями,определенными по основному и повторному замерами (систематические погрешности />), для урана и тория поинтервалам не менее 5 м не должно превышать ±2 ppm для общих и ±1.5 ppmдля детальных исследований. Соответствующая погрешность определения калия недолжна превышать 0.3% для общих исследований и 0.2% для детальных. Полныеслучайные погрешности определения урана и тория в тех же условиях не должныпревышать ±2.5ppm и ±1.5 ppm, соответственно [5, 7], а калия – ±0.2%.
В интервале контрольныхизмерений СГК толщины и конфигурации пластов должны соответствовать значениямранее выполненных исследований.
Общие требования ксоставу и форматам передаваемой заказчику документации определяются [5],дополнительные – соответствующими соглашениями заказчика и исполнителя работ.
Рекомендуемые форматывывода калибровочных данных и результатов каротажа на твердых копиях дляаппаратуры СГК-1024 приведены в табл. 1, 2 и на рис. 5.
/>
Рис. 6.Рекомендуемый формат вывода результатов каротажа на твердую копию дляаппаратуры СГК-1024
Заключение
В данной курсовой работерассмотрена методика выполнения измерений и обработку результатов измерений припроведении спектрометрического гамма каротажа аппаратурой СГК-1024Т и СГК-1024Т-2Т.Под аппаратурой СГК понимается информационно-измерительный комплекс,обеспечивающий измерение массовых содержаний тория СTh, урана СU и калия СK, а также естественной активностипород методом спектрометрического гамма-каротажа. Аппаратура СГК-1024предназначена для исследования необсаженных и обсаженных нефтяных и газовыхскважин.
В курсовой работеприведены физические основы метода, технические характеристики аппаратуры,изложены методики калибровки, проведения каротажа и обработки результатовизмерений.
Аппаратура СГК-1024предназначена для проведения спектрометрического гамма-каротажа естественнойрадиоактивности породы с получением массовых содержаний тория СTh, урана СU и калия СK. Аппаратура выпускается в обычном(120°С, 80 МПа, СГК-1024Т) итермобаростойком (175 °С,140 МПа, СГК-1024Т-2Т) исполнениях. В зависимости от условий применения итребований к точности измерений допустимая скорость каротажа изменяется в пределах50¸200 м/час.
Курсовая работа написанапо данным научно-исследовательских и опытно-методических работ и содержит сведения,необходимые для ознакомления с технологией производства работ аппаратурой СГК-1024,а именно: проведения базовой и полевой калибровок, настройки аппаратуры передкаротажем, выполнения работ в скважине. Подробное описание перечисленных вышеэлементов технологии работ с аппаратурой СГК-1024 поставляется вместе спрограммным обеспечением, реализующим соответствующий технологический этап.
Список использованнойлитературы
1. Справочник по радиометрии. – Госгеолтехиздат,M., 1957.
2. Фертл В.Х. Cпектрометрия гамма-излучения вскважине. – Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1983, №3, 4, 5, 6, 8, 10, 11.
3. Кожевников Д.А. Гамма-спектрометрияв комплексе геофизических исследований нефтегазовых скважин. – Методическоепособие. M.: ГАНГ, 1996.
4. O. Serra, J. Baldwin, J.Quirein – Theory, interpretation and practical applications of natural gammaray spectroscopy. SPWLA Twenty-First Annual Logging Symposium, July 8–11, 1.
5. Техническая инструкция попроведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных игазовых скважинах. – М., 2001 г.
6. Велижанин В.А., Головацкий С.Ю.,Саранцев С.Н., Черменский В.Г. и др. Cпектрометрический гамма-каротаж естественной активностипород: аппаратура, метрология, интерпретационно-методическое и программноеобеспечения. – Каротажник, №93, г. Тверь, 2002 г.
7. Аппаратура спектрометрическогогамма-каротажа. Параметры, характеристики, требования. Методы контроля и испытаний.СТ ЕАГО-086–01. М., 2002.
8. Пакет программ первичной обработкикаротажных данных – LogPwin. Руководство пользователя. ООО «Нефтегазгеофизика»,Тверь, 2003.
9. Черменский В.Г., Велижанин В.А.,Хаматдинов Р.Т., Саранцев С.Н. Способ спектрометрическогогамма-каротажа и устройство для его проведения — патент RU 219413C1