Комплекс геофизических исследований скважин Самотлорского месторо

--PAGE_BREAK--Жилы и броню кабеля используют в качестве линий связи. По кабелю подают питание к скважинным приборам и передаются сигналы в наземную измерительную аппаратуру, где они регистрируются. Кабель применяют в качестве измерительного инструмента для определения глубины нахождения прибора в скважине.
В соответствии с назначением и условиями геофизические кабели должны обладать определенными свойствами: а) высокой механической прочностью, гибкостью и минимальным удлинением; б) малым электрическим сопротивлением токопроводящих жил и их электрической симметрией; в) высоким сопротивлением жил изоляции, не нарушающимся в условиях агрессивной проводящей среды, большого давления пластовой жидкости и высоких температур.
Обычно сопротивление изоляции жилы нового (полученного с завода) кабеля около 100-150 МОм на 1 км при 20оС. Привязку шкалы глубин на диаграмме и уточнения фактических глубин нахождения скважинного прибора выполняют при помощи магнитных меток, нанесенных на кабель через 50-100м.
После окончания работ полученный геофизический материал доставляется в интерпретационный отдел. Затем оценивается качество полученного материаля главным инженером КИП. Оценка качества производится на основании « Требований руководства ОАО ННГ к качеству полученного материала ».
Регистрирующая аппаратура Регистрирующей  аппаратурой, используемой  при  производстве  ГИС  на  Самотлорском  месторождении,  является  компьютеризированная  каротажная  станция  ЮГРА — Б,  созданная  на  основе  Industrial  PC  610 ( 720 ), на  базе  процессоров  Intel Pentium  166  MHz. В  компьютер  устанавливаются  платы  МСГ – КСАТ (модуль  счетчика  глубины),  плата  ИЦП (импульсно – цифровой  преобразователь)  и  3  платы  АЦП  (аналогово-цифровой  преобразователь), одна  из  которых  управляющая  и  две  вспомогательных.  Причем  каждая  плата  в  отдельности  обрабатывает  информацию  с  каждой  жилы  кабеля. Также  в  станции  устанавливается  блок  коммутации, в  котором  в  свою  очередь  устанавливается  формирующий  трансформатор, плата  телеметрии (ТЛС)  типа  Manchester, формирователь  кодов  глубины – датчик  меток  глубин (ФКГ – ДМГ), три  платы  PSLD  885 ( релейные  установки, одна  на  каждую  из  жил  кабеля).  Также  каротажная  станция  комплектуется  блоком  переменного  питания  Instek  AS  Power  Sourc  APS – 9050, блоком  постоянного  питания  Xantrex  3,5 – 300, источником  бесперебойного  питания  и  печатающим  устройством – термоплотером. Весь  этот  комплект  аппаратуры  устанавливаются  в  легкосплавный  корпус (стойку).
МСГ служит  для  преобразования  кодов  поступающих  от  ФКГ – ДМГ  в  машинные  коды. Причем  отрицательные  импульсы  МСГ  воспринимает  как  «спуск»,  а  положительные  как  «подъем».  Также  на  МСГ  поступают  импульсы  от  датчика  меток  глубины.
ИЦП  служит  для  преобразования  импульсов  поступающих  от  трасформатора – формирователя  импульсов  методов  РК  в  машинные  коды. ИЦП  имеет  6  входных  каналов,  следовательно  6  формирователей  сигналов  на  компараторах,  после  которых  обработка  информации  идет  через  ксилинсы. Уровень  компарации от +12В  до  — 12В.
АЦП  служат  для  преобразования  аналоговых  сигналов  поступающих  от  скважинной  и  наземной  аппаратуры  в  машинные  коды.  Каждый  АЦП  имеет  15  аналоговых  каналов  с  уровнем  принимаемого  сигнала  от  1  до  5  Вольт. Причем  первые  три  канала  основного (управляющего  АЦП)  задействованы  для  управления  блоком  коммутации. Управляющий  АЦП  соединяется  с  блоком  коммутации  комплектом  кабелей – шлейфов.
Через  блок  коммутации  осуществляется  коммутация  скважинной  аппаратуры  с  наземной  аппаратурой  и  с  регистрирующим  устройством. Коммутация  осуществляется  посредством  релейных  блоков. ТЛС  установленная  в  блоке  коммутации  служит  для  приема -  передачи  данных   поступающих  от  скважинной  аппаратуры, а  также  для  подачи  команд  к  скважинной  аппаратуре. ТЛС  установлена  для  работы  с  новейшей  аппаратурой  типа  «Сибирь  НВ», «Серия П»  и  др. Данные  от  ТЛС  поступают  на  сигнальные   процессоры  АЦП.
Источник  переменного  питания, служит  для  питания  некоторых  видов  аппаратуры  переменным  током. Параметры  АРС 9050:
· частота от 50  до  400 Hz;
· максимальный  выдаваемый   ток  3 А;
· максимальное  выдаваемое  напряжение  500 В.
· напряжение  питания  220 В.
· Параметры  Xantrex 3,5 – 300:
· максимальный  выдаваемый  ток  3,5 А;
· максимальное  выдаваемое   напряжение  300 В;
· напряжение питания  220 В.
2.5.Камеральные работы
Процесс камеральной обработки материалов геофизических исследований будет проходить с применением ПЭВМ типа IВМ совместимые 80386, 80486, Pentium, Pentium-11 или Pentium Pro.
Технология автоматизированной обработки в системе АСОИГИС
Оцифрованные каротажные кривые, а также табличную геолого-геофизическую информацию о скважине и разрезе загружают в базу данных.
Перед выполнением обработки материала производят автоматический контроль информации, содержащийся в табличных документах, на допустимость единиц измерений, диапазон данных — на соответствие символьной информации стандартам принятым в системе.
Весь процесс обработки в системе АСОИГИС разбивают на логические этапы:
 предварительная обработка;
 оценка констант обработки, расчленение кривых на пласты, определение удельного сопротивления;
 оценка литологии, коллекторских параметров, характер насыщенности; заключительная обработка.
В результате завершения каждого из этапов интерпретатор, ведущий обработку, должен получать графический и табличный материал, необходимый для оценки качества обработки и составления задания для последующего этапа.
Методика автоматизированной интерпретации в системе АСОИГИС
• Методика интерпретации включает решение следующих задач:
• введение поправок в кривые ГИС;
• уточнение констант обработки с помощью кросс-плотов;
•расчленение кривых ГИС на однородные интервалы, снятие отсчётов и увязка границ;
• определение удельного электрического сопротивления;
• оценка свойств разреза методом нормализации;
• оценка коэффициента глинистости;
• оценка коэффициента пористости и компонентного состава скелета породы;
• оценка коэффициента водонасыщенности;
• выделение коллекторов;
• оценка литологии;
• оценка характера насыщенности.
Методика предполагает как необходимый элемент изучения взаимного поведения кривых ГИС с помощью аппарата построения кросс-плотов и метода нормализации. На основе этой информации, базируясь на физических предпосылках связей показаний ГИС с литологией, коллекторскими свойствами и характером насыщенности, геофизик составляет обоснованное представление о свойствах пластов в разрезе. Это ему даёт возможность осознано проводить интерпретацию, что особенно важно при исследовании разведочных скважин на малоизученных площадях.
Методы автоматизированной  обработки  геофизической  информации. Система  автоматизированной  визуальной  интерпретации  результатов  геофизических  исследований  скважин  Gintel  97  предназначена  для  сбора,  обработки,  интерпретации  и  обобщения  геолого-геофизических  данных  по  скважинам  при  решении  задач  информационного  обеспечения  разведки  и  разработки  месторождений  углеводородов.
Программное  обеспечение  системы Gintel  97  разработано  на  платформе  IBM  PC/AT  в  операционной  системе  MS  Windows  98  в  среде   Visual  C++, MFC.
Архитектурные  системы  Gintel  97  обеспечивает  ее  эксплуатацию   на  отдельной  рабочей  станции  IBM  PC/AT.  Вместе  с  тем  она  может  использоваться  и  в  вычислительной  сети.
Взаимодействие  пользователя  с  системой   Gintel  97  реализовано  на  двух – русском  и  английском.
В  основе  функционирования  системы Gintel  97  лежит  принцип  объектно-ориентированной  визуальной  обработки  данных  при  реализации  вычислительных  процессов  по  схеме  паутины  решений.
В  качестве  объекта  обработки  принят  интервал  разреза  в  скважине.  Для  него  составляют  проект,  которому  присваивается  имя.  Обработка  данных  в  системе  осуществляется  в  рамках  выбранного  текущего  проекта.  Внутри  интервала  разреза,  соответствующего  проекту,  обычно  выделяется  некоторая  совокупность  не  пересекающихся  по  глубине  интервалов,  названных  зонами.  Каждая  такая  зона  может  представлять  отдельную  залежь  углеводородов  в  разрезе  изучаемого  месторождения  или  какой-либо  геологический  объект ( стратиграфический  интервал  пород ).
В  системе Gintel  97  зона  рассматривается  как  объект,  представляющий  отдельную  информационную  единицу  геологических  данных.  Зоне  присваивается  уникальное  имя,  обычно  совпадающее  с  номенклатурным  именем  пласта (залежи)  в  разрезе,  определенным  при  локальном  стратиграфическом  расчленении  толщи  пород  в  пределах  конкретного  месторождения.
Для  зоны  в  системе  хранятся  различные  данные: петрофизические 
связи  и  константы,  геологические  характеристики,  полученные  как  в  результате  сбора  и  обобщения  первичной  геологической  информации,  так  и  при  обработке  и  интерпретации  геолого-геофизической  информации  по  отдельным  скважинам.
Для  каждой  зоны  используется  самостоятельная  технология  обработки,  интерпретации  и  обобщения  геолого-геофизических  данных.  Эта  технология  может  уточняться  при  обработке  данных  по  каждой  конкретной  скважине.
Обработка  данных  в  системе  конструируется  как  реализация  произвольной  последовательности ( паутины )  вычислительных  функций.  Каждая  вычислительная  функция  выполняется  специалистом  в  интерактивном  режиме  и  управляется  с  собственного  технологического  экрана – специального  окна  на  дисплее,  возникающего  при  запуске  вычислительной  функции  и  содержащего   различные  органы   управления     (меню,  кнопки  управления,  поля,  окна  со  списками  данных).  При  инициировании  какого-либо  органа  управления  выполняется  отдельная  вычислительная  процедура.  Последовательность  выполнения  вычислительных  функций  и  процедур  определяет  специалист,  решающий  конкретную  геологическую  задачу.
Общее  управление  работой  системы  реализует  Главный  монитор.
Главный  монитор  обеспечивает  реализацию  вычислительных  функций  и  процедур  над  данными  в  соответствии  с  выбранным  проектом.  Проект – это  пакет  сведений  об  исходных  данных  и  накопленных  результатах  вычислений.  Управляющий  монитор  формирует  список  проектов,  из  библиотеки  системных  данных,  создает  новые  и  редактирует  существующие  проекты,  сохраняет  проекты  в  базе  геолого-геофизических  данных,  выбирает  их  из  базы  данных,  корректирует  списки  проектов  и  т.д.  Он  также  обеспечивает  запуск  вычислительной  функций.
В  одном  сеансе  работы  с  системой  специалист  может  запустить  несколько  Главных  мониторов.  Такой  режим  обеспечивает  реализацию  одновременной  обработки  данных  по  целой  группе  произвольно  выбранных  скважин.  Например,  на  одном  Главном  мониторе  запускаются  вычислительные  процедуры  обработки  данных  по  отдельной  скважине,  а  на  другом – функции  обобщения  данных  по  группе  скважин  для  расчета  интегральных  геологических  характеристик  по  отдельным  залежам.  В  рамках  одного  проекта  можно  выполнять  обработку  по  нескольким  проектам. 
Результаты  обработки,  порождаемые  отдельными  вычислительными  функциями,  оформляются  в  виде  протоколов,  которые  записываются  в  формате  ASCII  файлов  в  базу  данных  и  могут  быть  в  последующем  просмотрены  и  откорректированы  на  дисплее,  распечатаны  на  принтерах  в  форме  отчетов  по  обработке  данных.
Вычислительные процедуры обычно синтезируют графические  изображения  планшетов  кривых  ГИС  и  геологических данных,  а также  графиков  и  обеспечивают  запись  их  макетов  в  специальных ASCII  файлах.  Такие  файлы  в  последующем  используются  в  качестве  исходной  информации  для  программы  графического  отображения,  которая  реализует  вывод  информации  с  помощью  струйных  принтеров  и  термальных  плоттеров  в  формате  А0 – А4.
Библиотека  обрабатывающих  программ  системы  Gintel  97  содержит  компоненты,  обеспечивающие  реализацию  произвольных  сложных  процессов  обработки  и  интерпретации  геолого-геофизической  информации. При этом используются математические модели,  произвольные  многопараметрические  петрофизические  связи  и  интерпретационные  палетки  ГИС.  Программное  обеспечение  включает  разные  диалоговые  средства  вывода  и  формирования  всех  типов  данных  в  цифровой  и  графических  формах,  программы  выполнения  диалоговых  фиксированных  вычислительных  процедур,  программу  Процессор  ГИС,   обеспечивающую  составление  и  реализацию  пользователем  самостоятельно  сформулированных  им  произвольных  вычислительных  процессов,  включающих  сложные  логико-математические  преобразования  данных,  синтез  графических  изображений,  статистический  анализ,  решение  систем  уравнений  и  т.д.
В  состав  программного  обеспечения  входит  целый  набор  программных  средств  диалоговой  обработки  геолого-геофизических  данных,  представленных  в  графической  форме  на  экране  монитора,  экспертного  анализа  и  корректировки  результатов  расчетов,  интегрированного  обобщения  информации,  ввода-вывода  данных  ГИС  в  формате  LAS,  LIS  и  в  других  форматах.
Кривые  ГИС  и  кривые  свойств  породы,  а  также  таблицы  данных  могут  выводиться  непосредственно  в  программу  MS  Excel  или  выводиться  в  формате  обменных  файлов MS  Excel (*. сsv).  Любые  таблицы  могут  вводиться  в  систему  из  файлов   (*. сsv),      подготовленных      программой MS  Excel.         
Процесс  обработки  геолого-геофизических  данных  в Gintel  97    подразделяется  на  логические  этапы,  в  результате  завершения  каждого  из  которых  интерпретатор  получает  графический  и  табличный  материал,  необходимый  для  оценки  качества  обработки  и  составления  задания  для  последующего  этапа.     
На  первом  этапе  обработки  первичных  материалов  вводят  в  них  аппаратурные  поправки,  приводят  диаграммы  к  стандартным  условиям  измерений,  учитывают  влияние  вмещающих  пород.  При  этом  используются  как  непосредственно  палеточные  данные,  полученные  по  результатам  математического  моделирования  прямых  задач  каротажа,  так  и  данные,  обобщенные  на  основе  современных  методов  фильтрации  и  регрессионного  анализа  и  представляющие  собой       нелинейные        операторы  –  фильтры     (для  индукционного  каротажа  и  метода  ПС).  В Gintel  97    увязка  кривых       между  собой по  глубине  проводится  путем  задания  величин  и  направлений  сдвига  по  глубине  для  отдельных  кривых.  При  этом  одна  из  кривых  назначается  интерпретатором  в  качестве  опорной.  На  этом  же  этапе  снимаются  отсчеты  в  опорных  пластах  с  исправленных  кривых.  В  основу  программ  отбивки  пласта  заложены  два  способа:  аналитический (основан  на  определении  границ  по  характерным  точкам  кривых)  и  способ  математического  моделирования (заключается  в  поиске  точек  максимума  функции  R(δ)  для  интерпретируемой  кривой  и  математической  модели  границ  пласта).
2.6. Интерпретация геофизических данных Интерпретация данных ГИС предусматривает решение основных геологических задач, таких как литологическое расчленение разреза, выделение пластов-коллекторов, определение характера насыщения пластов и решение других задач исследования. При интерпретации делается заключение по скважине с конкретным указанием интервалов перфорации.
Физические основы интерпретации Интерпретация методов электрического сопротивления. Удельное электрическое сопротивление (УЭС) горных пород зависит от удельного сопротивления, структуры и объемного соотношения отдельных фаз породы, от явлений на границе раздела фаз, от температуры и давления.
УЭС пластовых вод ρв определяется их минерализацией, химическим составом, температурой и другими факторами. Этот параметр можно оценить путем непосредственного измерения в лабораторных условиях с внесением поправки за температуру, и используя метод ПС.
УЭС фильтрата промывочной жидкости ρф оценивается по сопротивлению ПЖ рп с учетом температуры. Для утяжеленных растворов вносят поправки.
УЭС углеводородной фазы значительно превосходит удельное сопротивление поровых растворов, поэтому электропроводность первых можно условно считать практически равной нулю.
    продолжение
--PAGE_BREAK--УЭС чистых неглинистых пород рвп при 100%-ном заполнении пор УЭС рв определяется соотношением рвп= Рп•ρв, где Рп— параметр пористости, связанный с коэффициентом пористости породы Кп и зависящий от ее литологического состава.
Интерпретация диаграмм БКЗ. БКЗ заключается в исследовании разрезов скважин комплектом однотипных зондов КС разной длины с целью определения УЭС неизмененной части пласта и параметров промежуточной зоны — ее диаметра и УЭС. Принцип интерпретации результатов БКЗ состоит в построении фактической кривой БКЗ и сопоставлении ее с теоретическими кривыми, полученными для определенных параметров среды. В случае совпадения кривых параметры среды теоретической кривой присваивается исследуемому пласту. Для построения фактической кривой БКЗ необходимо выделить наиболее однородные пласты, для которых возможна количественная интерпретация. Толщину пластов определяют обычным способом по кривым КС с использованием малого зонда. Уточнение положения границ пластов можно также проводить по диаграммам микрозондов и других методов каротажа.
Интерпретация диаграмм БК. Процесс обработки диаграмм БК проводится поэтапно:
а) проверка качества диаграмм. Заключается, прежде всего, в проверке записи нулевых и градуировочных сигналов, контрольных повторных замеров и перекрытий.
б) выделение объектов интерпретации. Особенности форм кривых сопротивления описаны в соответствующих руководствах.
в) снятие характерных значений ρк, проводят способами, зависящими от строения пласта. Если пласт однородный по ρ, то против пласта отсчитывают средневзвешенное по толщине кажущееся сопротивление ρк.ср. Если пласт считается неоднородным, то против пласта отсчитывают продольное кажущееся сопротивление ρкt. Принцип определения истинного  удельного  сопротивления  основан  на  изучении  характера распределения электрического поля экранированного зонда БК.
г)       введение поправки за влияние эксцентриситета зонда в скважине. Ее вводят в показания экранированных зондов с малым радиусом исследования. Показания зондов БК со средним и большим радиусом исследования не зависят от положения прибора в скважине.
д) введение поправки за ограниченную толщину пласта.
е) введение поправки за толщину пласта.
ж) введение поправки за влияние скважины.
з) введение поправки за влияние зоны проникновения фильтрата ПЖ.
Интерпретация диаграмм микрозондов.Диаграммы микрозондов используют в основном для целей качественной интерпретации. Однако существует и принципиальная возможность количественного определения УЭС. Плотные непроницаемые породы характеризуются общим высоким уровнем и изрезанностью кривой рк, связанной с шероховатостью стенок скважины и неравномерностью прижатия электродов к породе.
В пластах, образующих каверны, получаемое микрозондами рк близко к сопротивлению ПЖ.
Интерпретация диаграмм индукционных зондов. Метод служит для определения удельной электрической проводимости пород и основан на изучении вторичного электромагнитного поля, возникновение которого обусловлено вихревыми токами, индуцированными в породах с помощью искусственного электромагнитного поля.
Важным свойством индукционных зондов являются радиальные и вертикальные характеристики, показывающие изменение геометрических факторов участков среды по мере удаления их от зонда. Радиальные характеристики определяют радиус исследования зонда и степень влияния на его показания скважины, зоны проникновения и неизменённой части пласта. Вертикальная характеристика зонда даёт представление о степени влияния на его показания вмещающих пород.
Обработка и интерпретация диаграмм включает в себя следующие основные этапы:
а) проверка качества материалов. Качество диаграмм предварительно оценивают в соответствии с требованиями технических инструкций. Расхождения между данными БКЗ и величинами сопротивления, определёнными по ИМ с внесением поправки за скважину и скин-эффект, не должны быть более ±10% для всех опорных пластов;
б) выделение объектов интерпретации и снятие значений кажущейся электрической проводимости. Базируется на анализе кривых кажущейся удельной проводимости σк, полученных для изучаемой среды разного строения.
Для пласта ограниченной толщины, залегающего в породах, имеющих одинаковое сопротивление снизу и сверху пласта, кривые σк имеют симметричную форму относительно середины пласта. При толщине пласта более 2 метров его границы проводят по точкам, соответствующим середине аномалии σк;
в) учет   влияния   скважин.   Проводят   при   помощи   палеточной   зависимости геометрического фактора скважины Gcот её диаметра dc;
г)       учёт влияния скин-эффекта. Позволяет перейти от снятого с диаграммы значения σк к значению рк для того же пласта. Поправку за скин-эффект вводят после введения поправки за влияние скважин;
д) учёт  влияния  ограниченной   толщины   пласта.   Необходим   для   приведения показаний индукционного метода к условиям пласта неограниченной толщины;
е) учёт влияния зоны проникновения. Осуществляется по специальным палеткам, представляющим собой семейство кривых зависимостей рк от рр или σк от σр
Интерпретация метода ПС Потенциалы самопроизвольной поляризации, регистрируемые при исследовании газовых скважин, обусловлены естественными электрическими полями, которые возникают в результате электрохимических процессов, протекающих на границе между скважиной и породами, а так же пластами различной литологии в разрезе скважины.
Среди электрохимических процессов, формирующих потенциалы ПС в скважине, основную роль играют диффузия солей и течение жидкости, в результате которых возникают потенциалы (э.д.с.) диффузионного или фильтрационного происхождения.
Диаграмма ПС не имеет нулевой линии. Горизонтальный масштаб зарегистрированной кривой ПС показывают числом милливольт приходящихся на отрезок 2 см. Ввиду отсутствия на диаграмме ПС нулевой линии в качестве условной нулевой линии, от которой отсчитывают отклонение кривой ПС, используют линию глин. Подавляющая часть осадочных пород в терригенном, карбонатном, вулканогенном, гидрохимическом разрезах и различных их сочетаниях отмечается отклонением кривой ПС влево от линии глин. Границы пластов на кривой ПС соответствуют точкам перегиба зарегистрированной кривой ПС.
Для геологической интерпретации диаграмм ПС используют либо график скачка потенциала Еsили значенияЕsв отдельных пластах, либо относительные значения αпс= Еs/ Еsmax, — максимальное значение Еsв изучаемом участке разреза.
При интерпретации диаграмм СП решают следующие задачи:
определение рв при температуре пласта и расчет минерализации пластовой воды Св, соответствующей рв для определения рв обычно используют аномалию ПС в пласте чистого песчаника или известняка, залегающего в плотных высокодисперсных глинах.
выделение коллекторов в терригенном разрезе, определение глинистости пород.
Интерпретация радиоактивных методов Интерпретация ГК. Гамма-метод позволяет судить о радиоактивности горных пород и используется для расчленения геологического разреза, оценки глинистости, выделения и оценки радиоактивности пород. Скважинный прибор ГК содержит детектор и электронную схему для регистрации числа импульсов за единицу времени. Показания прибора зависят от содержания U, Th, К в породе и среде, заполняющей скважину, от толщины и материала корпуса прибора, спектральной чувствительности детектора.
Важнейшие особенности кривой интенсивности гамма-излучения Iγ: аномалия симметрична, при h> 1м Iγ  в середине пласта практически равна показаниям Iγ∞  при h= ∞. Влияние скважины на результаты ГК обусловлено поглощением излучения пласта скважины и вкладом в Iγквантов, возникающих в скважине. Это влияние определяется коэффициентом линейного поглощения раствора μр, его плотность δр и удельной активности. Кроме поправки за скважину в измеренные значения вводят поправку за глинистую корку и исключают фон прибора. Геологической интерпретацией результатов ГК в данном случае будет являться литологическое расчленение пластов.
Интерпретация данных НКТ. При интерпретации данных НКТ выделение пластов, у-, отсчет показаний и их исправление за влияние интегрирующей ячейки (поправка за υτя) проводят так же, как и при ГК. Затем вычитают естественный фон, определяют кажущеюся пористость пласта по палеткам зависимости I/Iв от knдля чистого водоносного известняка и соответствующего диаметра скважины, учитывают нестандартность скважинных условий (учитывается влияние ПЖ которое складывается из различных параметров: водородного индекса раствора юр, его плотности δр, излучающей способности υp и сечения поглощения тепловых нейтронов Σз.р, зависящего в основном то содержания хлора и железа, влияние промежуточного слоя — глинистая корка или отход прибора от стенки), учитывают особенности пласта (вводится поправка за основной минеральный состав скелета, за глинистость, за примеси элементов с высоким сечением поглощения нейтронов, за влияние остаточного газонасыщения в зоне проникновения, за температуру и давление в пласте и скважине).
Количественное определение коэффициентов газонасыщенности по данным стационарного НМ основано на использовании уравнения
kг = (kп – kп,K+ kгл ωгл + Δωпл)/[ kп(1-ωг)].        (2.1)
Поскольку Δωпл зависит от kги эта зависимость пока не аппроксимирована соответствующими формулами, kгнаходят методом последовательных приближений. Сначала определяют первое приближение kгполагая Δωпл — 0; далее вычисляют приближенные значения по формуле (2.1.) и находят первое приближение Δωпл и второе приближение kг.Подобный процесс продолжают до получения устойчивых значений kг.
  Погрешность определения kппо стационарным нейтронным методам в разных условиях составляет примерно 1,5 — 3,5 %.
Интерпретация данных ГГП каротажа. ГГП используют для определения плотности горных пород δ, регистрируя относительно жесткое гамма-излучение (более 0,15 МэВ). Основное назначение ГГП в нефтяных и газовых скважинах — определение kп.
Если плотность твердой фазы δтв и заполнителя пор δж не зависит от kп, то
kп=(δск-δ)/( δтв — δж).
Если твердая фаза двухкомпонентная (скелет + примесь), то
kп = ( δск — δ)/( δск — δж)+(δприм-δск)• kприм/(δск-δж),  где kприм — доля примеси
(глинизация, нерастворимый остаток, доломитизация и т.п.) в объеме породы; δск и δприм — плотность скелета и примеси.
В газоносных пластах следует учитывать остаточную газонасыщенность kг.о, зоны проникновения и вместо δж использовать δж= δж — kг.о (δж — δг), где δг — плотность газа.
Интерпретация акустических методов Стандартный акустический метод.
Определение коэффициента пористости. Основа метода определения коэффициента пористости пород — наличие тесной взаимосвязи между величинами Vp (или Δτ) и kп. В однородной и изотропной идеально упругой среде скорость распространения упругих волн определяется значением модуля Юнга Е, коэффициента Пуассона υ, плотностью δп-Плотность пористой среды зависит от коэффициента пористости:
δп = δтв-(δтв — δ3)*kп,        (2.2)
Где δтв — плотность твердой фазы, т.е. зерен, слагающих скелет породы;
δз — плотность заполнителя порового пространства.
В горных породах связь между фазами, слагающими породу, недостаточно совершенна. По этой причине зависимость Vp от υ и δп, а следовательно, и от kпотклоняется от закона.
На основании экспериментальных и теоретических исследований сред с несовершенными связями предложен ряд выражений, устанавливающих зависимость скорости (интервального времени) распространения продольных волн от пористости.
Наиболее простые из них следующие:
уравнение среднего времени, полученное М. Вилли, А. Грегори  и Л. Гарднером,
Δτп = Δτтв + ( Δτ3 — Δτтв)•kп;    (2.З.)
уравнение степенной связи, предложенное В.Н. Дахновым,
Δτп = Δτтв+kпmп(Δτз — Δτтв)+kглmгл •( Δτз — Δτтв) ,    (2.4.)
где Δτтв — интервальное время в твёрдой фазе породы; mп и mгл — показатели, зависящие соответственно от структуры и степени цементации коллектора, изменяющиеся от 0,7 до 1,5 и возрастающие с увеличением уплотнения.
В основу уравнений (2.З) и (2.4) положена линейная зависимость между скоростью (или интервальным временем) и пористостью. В них не учитывается влияние горного и пластового давлений, хотя их роль возрастает с уменьшением пористости.
Для пористых сред, содержащих глинистые включения в порах, получено уравнение, позволяющее учитывать особенности упругих свойств изучаемых пород и влияние всестороннего сжатия на скорость упругих волн:
                     ,      (2.5)
 где μ — коэффициент, учитывающий относительное содержание и сжимаемость глинистых частиц; βтв, βп, βз — коэффициенты сжимаемости соответственно твёрдой фазы минералов, слагающих скелет породы, объёма порового пространства и его заполнителя.
Уравнение (2.5) определяет зависимость между скоростью Vpи кппород с совершенной связью между твёрдой и жидкой фазами. Условие совершенства связи хорошо удовлетворяет низкопористым трещинным, трещинно-кавернозным карбонатным коллекторам.
Коэффициент пористости в неглинистых коллекторах можно определить одним из следующих способов.
1.                                  Устанавливают величину   kп по экспериментальным зависимостям VP = f(kn),  полученным по представительной коллекции керна, с учётом эффективного давления и температуры, характерных для данного разреза.
2.                                  Применяют статистические уравнения, выражающие зависимость интервального времени   от   пористости   и   глубины   залегания пород, которая служит косвенным показателем термобарических условий изучаемого разреза.
Предложенные способы дают возможность оценивать коэффициент пористости с высокой точностью. При подсчёте запасов предпочитают второй способ, поскольку при использовании статистических уравнений систематические ошибки минимальны.
Погрешность оценок kпи Δτп может быть существенно снижена до (1.5-2%) при использовании данных нескольких методов ГИС, т.е. путем применения уравнений множественной корреляционной связи.
3.Используют уравнения (2.4) с дальнейшим введением поправок за уплотнение (эффективное давление) и нефтегазонасыщенность.Данный    способ наиболее распространен на практике. Получают следующее выражение для kп:
kn= (Δτп — Δτтв)/( Δτз — Δτтв),    (2.6)
 
которое справедливо для пород с мономинеральным составом скелета при насыщении пор одним флюидом.
 Степень влияния различных параметров, входящих в уравнение (2.6), на точность оценки kпне одинакова, интервальное время в заполнителе порового пространства зависит от состава флюидов и изменяется в зависимости от температуры и давления (глубины залегания). Для водных растворов оно определяется достаточно точно по эмпирическому выражению:
Δτ = 710•(1-1,2-10-3•p)/(1+2,2•10-3-1,65•10-5•t2)•(1+5.5•10-4•Св),         (2.7)
где Св — минерализация, кг/м3; р — давление, МПа; t- температура 0С.
Наибольшие   ошибки   при   определении   kп   возникают   из-за  неверной   оценки интервального времени в твердой фазе породы, соответствующего скорости Vp при kп—> 0.
Существует несколько способов определения Δτтв:
1.                Использование значений Δτтв, полученных для определенных минералов в атмосферных условиях. Однако такой подход в некоторых случаях может привести к значительным погрешностям, поскольку диапазон изменения скоростей в твердой фазе литологически однотипных пород даже при атмосферных условиях довольно широк и может изменяться в зависимости от состояния поверхности зерен      и акустического контакта между ними.
2.                                  Линейная экстраполяция зависимости Δτ=f{kп)к нулевой пористости, основанная на сопоставлении скорости, измеренной в скважине, с величинами kп, определенными на керне при сплошном его отборе.
    продолжение
--PAGE_BREAK--3.                                  Сопоставление интервального времени и удельного электрического сопротивления породы, полученного по результатам записи экранированным зондом. В этом случае по оси абсцисс откладывают Δτп  в линейном масштабе, а по оси ординат — значения ρк в масштабе у = ρк–1/2.    Интервальное время Δτтв находят в результате экстраполяции полученной зависимости до пересечения с осью ординат в точке ρк >∞. Такой способ рекомендуется использовать для глинистых, нетрещиноватых пород.
Опыт использования уравнения (2.З) показывает, что оно дает удовлетворительные результаты для сцементированных слабоглинистых пород (Сгл
Для учёта термобарических условий в зависимости от степени консолидации пород водят поправку за уплотнение различными способами.
Широкополосный акустический метод. В аппаратуре широкополосного акустического метода предусмотрено получение интервальных времен, амплитуд и коэффициентов затухания продольных волн, амплитуд и коэффициентов затухания поперечных волн, а также фазокорреляционных диаграмм и волновых картин.
Современная модификация широкополосного акустического метода имеет следующие особенности.
1.                                  В изучаемом участке разреза для любой его точки полностью фиксируется волновая картина, характеризующая поле волн: продольной (Р), поперечной(S), и Лэмба- Стоунли (трубной волны, L-St)
2.                                  Созданные   к   настоящему   времени   программы   позволяют   при   обработке информации получить:
— кривые изменения по разрезу интервального времени первых вступлений волн продольной Δτp поперечной Δτs  Лэмба-Стоунли ΔτLs-t, а так же их средних амплитуд АР, As, Аь-st и коэффициентов поглощения αр, αs, αL-St
-  ФКД
3.                Исследование разреза    с получением указанной информации проводится при необходимости при различной частоте колебаний, возбуждаемых источником от З КГц до 25 КГц и более, — что позволяет проводить частичное акустическое зондирование, увеличивая радиус исследования скважинным акустическим прибором при уменьшении частоты. Последнее дает возможность изучать разрезы обсаженных скважин в условиях, расформированной зоны проникновения в коллекторах, что в свою очередь, позволяет  использовать   акустический   метод  как   средство   для   оценки  характера  насыщения   коллектора в процессе разработки месторождения в эксплуатационных скважинах, а так же    в    обсаженных    разведочных  скважинах, бурящихся  на  стадии    доразведки месторождения   (выявление   пропущенных   ранее   продуктивных   объектов).   Весьма перспективным   является   проведение   повторных   исследований   АКШ   до   и   после перфорации  колонны,   а   так   же   после обработки   призабойной   зоны   с   целью интенсификации притока.
Выделение коллекторов со сложной структурой порового пространства. По данным АКШ для выделения в разрезе трещинных, трещинно-кавернозных коллекторов с плотной непроницаемой матрицей используются следующие признаки.
характерный для данного типа коллекторов «звуковой образ», главными особенностями которого являются:
-        резкое уменьшение толщины, иногда вплоть исчезновения изображения, линии на ФКД при одновременном увеличении значений τ всех фаз волн (продольных, поперечных, Лэмба-Стоунли); иногда появление характерной сетки, вызванное явлениями интерференции и дифракции волн;
 -       заметный рост значений   αр, αs, αL-St
-        увеличение значений интервальных времен первых вступлении всех видов волн;
2. увеличение коэффициента сжимаемости породы βо, рассчитываемого на основе зарегистрированных значений Δτр и Δτs.
Данные АКШ позволяют рассчитать величину коэффициента Пуассона υ и модуль Юнга Е по формулам:
          2.8              2.9
В этом состоит преимущество АКШ по сравнению со стандартным АК, поскольку при расчете величины β по данным АК приходится задаваться вероятными для изучаемого объекта значениями υ и E.
Далее рассчитывается βо по одной из следующих формул:
       2.10
                  2.11
Определение нефтенасыщенности пород. Новый способ определения насыщения пород по данным АКШ основан на использовании кинематических параметров продольной и поперечной волн в комплексе со стандартными методами ГИС. Физической основой способа является различие сжимаемостей водо-, нефте-, и газонасыщенных пород.
Если сравнивать распределение удельных сопротивлений и изотермических сжимаемостей среди наиболее распространенных минералов и насыщающих флюидов продуктивных коллекторов, то аномальным компонентом в ряду удельных сопротивлений
будет пластовая вода (пониженные значения). Она очень широко дифференцирует породы-коллекторы по характеру насыщения. Трудности обычно возникают при учете влияния минерализации пластовой воды и содержания битума, структуры порового пространства по и содержания битума, структуры порового пространства, глинистости и характера смачиваемости коллектора. В случае сравнения изотермических сжимаемостей, аномально упругим свойством среди компонент нефтяного пласта является сжимаемость подвижной нефти. Битум и вода близки по сжимаемости. Битум, не имеющий, как правило, существенного газового фактора будет отмечаться, как дополнительное водородосодержание. Значительно меньше на результаты влияет минерализация пластовой воды, фактор смачивания, структура порового пространства.
Однако аномально высокой сжимаемостью обладает нефтяной газ в свободной фазе, появляющийся при снижении давления нефти ниже давления насыщения. При наличии нефтяного газа в свободной фазе даже при малом газосодержании существенно изменяются упругие свойства пласта, что легко можно установить качественно по волновой картине, однако в этом случае становится невозможным количественное определение нефтенасыщенности такого пласта по его упругим свойствам.
Однако, несмотря на кажущуюся простоту решения проблемы определения нефтенасыщения пластов, не содержащих свободной газовой формы, высокие требования предъявляются к определению коэффициентов сжимаемости породы в целом, минералов, нефти и газа.
Применяя уравнения 2.8, 2.9 к горной породе, допуская в ней только упругие деформации, можно вычислить сжимаемость породы β, решая уравнение 2.10, 2.11 при условии, что величины υ, E, δ известны из данных эксперимента или обобщенных сведений для различных классов горных пород. В дальнейшем основным объектом исследований при интерпретации данных АКШ становится параметр β, который, является источником информации о емкостных свойствах породы и составе флюидов, насыщающих породу.
Известно полученное теоретическим путем для модели породы, составляющие, которой ведут себя как идеально упругие однородные и изотропные среды, уравнение Ф.Гассмана:
                                                                            2.12
где βо, βcк, βтв,βж соответственно сжимаемости породы, скелета породы, твердой фазы и жидкости (флюида), заполняющие его поры.
Модель Ф.Гассмана не учитывает упругой связи между твердой и флюидальной компонентами, которая присутствует в реальных породах. Для преодоления этого недостатка В.М. Добрынин предложил уравнение:
                                                                       2.13
где μр — коэффициент, учитывающий влияние включений, присутствующих в реальных породах, на упругие характеристики породы.
Коэффициент упругой связи αсв твердой и флюидальной  фаз породы определяется выражением:                                                      
                                           ,           2.14
где βп — коэффициент сжимаемости пор.
На  основании  изложенного,   получено  уравнение  для  коэффициента  объемной сжимаемости породы βо при динамических нагрузках (динамическая сжимаемость):
                  2.15

для газонасыщенных терригенньгх коллекторов сжимаемость породы значительно
меньше сжимаемости флюида, поэтому , αсв=1   , поэтому уравнение 2.15
принимает вид:
    2.16
Для количественной интерпретации используется набор комплексных, параметров зависимость комплексного безразмерного параметра, названного «индексом динамической сжимаемости» (ИДС), от коэффициента водонасыщения пласта. ИДС характеризует соотношение сжимаемостей минералов, пор породы, нефти, газа и воды. Для его определения необходимо знать скорости (интервальные времена) продольных и поперечных волн, пористость и плотность изучаемых отложений.
Основой для расчета кривых служат широко известные теории деформации пористых тел М.Био и Ф.Гассмана, модифицированные В.М.Добрыниным применительно к определению нефтенасыщенности коллекторов. При этом были учтены важнейшие ограничения в применении этих теорий для практических целей.
Получены два семейства кривых для нефтегазонасыщенных пластов: кривые с параметром нефтенасыщенности, изменяющимся к пределах kн= 0-0,8 и кривые с параметром газонасыщенности — kг= 0-0,5.
Одна из кривых получена для условий нефтеводонасыщенного пласта без свободной газовой фазы (kг=0). Он имеет плавный характер и диапазон изменения ИДС достигает 70% при изменении коэффициента водонасыщения от предельной величины kв=kв.о до kв= 100%.
При наличии в порах небольшого количества свободного газа (kг = 0,02 -0,05) кривые для определения kврезко выполаживаются, т.к резко снижается дифференциация пласта по нефтенасыщению. Это делает затруднительным количественные определения нефтенасыщенности. При kг= 0,5 все семейства кривых ИДС =f(kв)устремляется к предельному значению, соответствующему отсутствию упругой связи между флюидом и твердой фазой породы. В этих случаях ИДС может лишь служить очень чувствительным индикатором присутствия свободного газа в нефтенасыщенном пласте.

3. Специальная часть Информативность метода ВИКИЗ при изучении песчано-глинистых разрезов
3.1.  Основные геолого-геофизические задачи, решаемые методом ВИКИЗ
 
Метод высокочастотных индукционных каротажных изопараметрических зондирований предназначен для исследования пространственного распределения удельного электрического сопротивления пород, вскрытых скважинами, бурящимися на нефть и газ.
Использование метода ВИКИЗ позволяет решать следующие задачи ГИС:
—      расчленение разреза, в том числе тонкослоистого, с высоким пространственным разрешением;
—      оценка положения водонефтяных и газоводяных контактов;
—      определение удельного электрического сопротивления неизмененной части пласта, зоны проникновения фильтрата бурового раствора с оценкой глубины вытеснения пластовых флюидов;
—      выделение и оценка параметров радиальных неоднородностей в области проникновения, в том числе скоплений соленой пластовой воды («окаймляющие зоны»), как прямого качественного признака присутствия подвижных углеводородов в коллекторах.
В отличие от трехкатушечных зондов индукционного каротажа, в которых измеряются абсолютные значения сигналов на фоне скомпенсированного прямого поля, метод ВИКИЗ, базирующийся на измерении относительных фазовых характеристик, мо¬жет использоваться для исследования в скважинах, заполненных сильнопроводящим (УЭС менее 0,5 Ом-м) буровым раствором.
Результаты интерпретации диаграмм ВИКИЗ в комплексе с данными других ме¬тодов ГИС и петрофизической информацией позволяют определять коэффициент неф-тегазонасыщения, литологию терригенного разреза, оценивать неоднородность коллек-торских свойств на интервалах пористо-проницаемых пластов, выделять интервалы уплотненных песчаников с карбонатным или силикатным цементом и др.
3.2. Основы теории.   Сигналы ВИКИЗ в неородных средах
 О фокусирующих системах электромагнитного каротажа
Основная цель электромагнитного (в том числе индукционного) каротажа зак­лючается в возможно более точной оценке удельных электрических сопротивлений пластов. Для достижения этой цели применяются многокатушечные зонды. Параметры зондов выбираются таким образом, чтобы измеряемый сигнал в основном определял­ся УЭС неизмененной части пласта, а влияние скважины и зоны проникновения было относительно небольшим. Такого рода зонды в каротаже принято называть фо­кусирующими.
В индукционном каротаже (частоты до 250 кГц) для проектирования зондов ис­пользуются принципы частотной и геометрической фокусировки, базирующиеся на те­ории обобщенного геометрического фактора. При геометрической фокусировке момен­ты катушек и расстояния между ними подбираются таким образом, чтобы существенно уменьшить вклады (геометрические факторы) скважины и измененной проникновени­ем прискважинной области. Другим, менее распространенным способом фокусировки является измерение двухчастотной разности реальных частей э.д.с. или мнимой состав­ляющей э.д.с. Улучшение радиальных характеристик фокусирующих зондов приводит к увеличению влияния на сигнал вмещающих пород. Особенно это становится заметным, когда мощность пласта сравнима с длиной зонда. Другой особенностью фокусирующих систем является значительное уменьшение уровня измеряемого сигнала. Таким обра­зом, при их проектировании требуется найти компромисс между двумя альтернативны­ми условиями: для улучшения радиальных характеристик необходимо понижать частоту или увеличивать длину зонда, а для улучшения вертикальных характеристик и увеличе­ния измеряемого сигнала необходимо повышать частоту и укорачивать зонд. Все широ­ко используемые зонды индукционного каротажа (6Ф1, 6Ф1М, 8И1.4) спроектированы с учетом этих противоречивых требований.
Принципиально иным является принцип фокусировки переменного электромаг­нитного поля в области высоких частот. Было установлено, что относительная разность амплитуд или фаз, измеренных в двух близко расположенных катушках, очень слабо за­висит от параметров скважины даже на очень высоких частотах (до 15 МГц). Таким об­разом, измерение разности фаз позволяет выполнить сразу два требования: исключить влияние скважины, не утратив при этом хорошего вертикального разрешения. Приме­нение высоких частот приводит к высоким уровням сигналов даже в относительно плохо проводящей (до 120 Ом-м) среде, что расширяет диапазон определяемых удельных электрических сопротивлений.
Разность фаз и ее связь с удельным электрическим сопротивлением однородной изотропной среды. Кажущиеся сопротивления
В высокочастотных методах при измерении относительных характеристик ис­пользуются трехкатушечные зонды. Такой зонд состоит из одной генераторной (Г) и двух измерительных (Ир И2) катушек. Все катушки соосны. Измерительные элементы располагаются по одну сторону от генератора. Генераторная катушка питается перемен­ным гармоническим током
                                      J=Je-iwt.
Здесь  w— круговая частота, J— амплитуда, i =  √-1      — мнимая единица. Момент генера­торной катушки Mtопределяется током, площадью витка Sи количеством витков nt:
Mt= JntS.
Моменты измерительных катушек Мrопределяются площадью витка и числом витков п:
Mr= nrS.
Расстояние между центрами генераторной и дальней измерительной И1катушек называется длиной зонда L1.Относительное расстояние между центрами измеритель­ных катушек  )L\L1называют базой зонда.
Переменный ток в генераторной катушке возбуждает в однородной проводящей среде переменное электромагнитное поле. Если расстояния между генераторной и из­мерительными катушками существенно превышает их размер (L» √/S), все катушки можно заменить магнитными диполями. В этом случае магнитное поле в центрах изме­рительных катушек описывается выражением:
    продолжение
--PAGE_BREAK--
    продолжение
--PAGE_BREAK--Процесс измерения происходит в два этапа. На первом этапе по команде из уст­ройства 14 аналоговый коммутатор 12 подключает сигнал от смесителя 6 к усилителю промежуточной частоты 15, а сигнал от смесителя 7 — к усилителю промежуточной час­тоты 16. Усиленные и сформированные сигналы подаются на входы фазометра 18. После окончания переходных процессов в генераторных, гетеродинных цепях и усилителях 15, 16 по команде из устройства 14 фазометр 18 начинает первое измерение, в конце которого данные сохраняются. Затем начинается второй этап работы. По команде из устройства 14 аналоговый коммутатор 12 подключает сигнал от смесителя 6 к усилителю промежуточ­ной частоты 16, а сигнал от смесителя 7 — к усилителю промежуточной частоты 15. Уси­ленные и сформированные сигналы подаются на входы фазометра 18. После окончания переходных процессов по команде из устройства 14 фазометр 18 начинает второе из­мерение. Измеренные данные суммируются с результатом первого измерения, при этом полезное значение разности фаз удваивается, а паразитное, возникающее из-за вли­яния на каналы усиления дестабилизирующих факторов, вычитается. Таким образом, пе­рекрестная коммутация позволяет увеличить точность измерения. В фазометре происхо­дит измерение разности фаз Амежду входными сигналами и их периода Т, усредненного по двум измерениям. Величины А.и Т с помощью передатчика ТЛС 19 по линии связи передаются на регистрацию через выходное устройство 20. Это устрой­ство выделяет передаваемую информацию на фоне тока, поступающего по кабелю к блоку питания 21. Блок 21 преобразует постоянный ток в напряжения питания узлов прибора.
После этого из устройства 14 поступает новая команда, обеспечивающая прекра­щение работы первой генераторной катушки Г: и включение в работу второй генератор­ной катушки Г2, работающей на другой частоте. Одновременно на выходе гетеродина 13 появляется сигнал новой гетеродинной частоты, которая отличается от новой генера­торной частоты на ту же самую величину А/ Аналоговый коммутатор 12 выбирает но­вую пару измерительных катушек И2, И3, и процесс измерения повторяется. Далее по очереди работают все остальные генераторные катушки Г3, Г4, Г5, каждая на своей часто­те. Соответствующие подключения осуществляются в гетеродине 13 и в аналоговом коммутаторе 12. После окончания всего цикла вновь работает первая генераторная ка­тушка Г1 и весь цикл повторяется.
Метрологическое обеспечение
Основным методом контроля метрологических характеристик является измерение в однородной среде с известным УЭС. Однородная среда может быть заменена водоемом с минерализованной водой. Для достижения допустимых погрешностей, обусловленных конечными размерами водоема, его глубина и поперечные размеры должны превышать 6 м. При этом необходимо обеспечить одинаковые значения УЭС во всем объеме раствора с погрешностью не более 1 %. Из-за нелинейности зависимости разности фаз )φ от ве­личины УЭС необходимо проводить измерения по крайней мере в пяти точках рабочего диапазона измерений. Это можно реализовать путем изменения минерализации воды.
Другим способом метрологического контроля является использование физической модели, имитирующей сигналы, как в однородной среде. К такой модели предъявляют два основных требования: параметры должны поддаваться измерению с необходимой точно­стью; математическая модель, описывающая физическую, должна обеспечивать требуе­мую точность расчета. Для этих целей было выбрано проволочное кольцо, соосное с ка­тушками зонда. Оно представляет собой замкнутый одновитковый контур, состоящий из последовательно включенных индуктивности L, сопротивления Rи емкости конденсато­ра С. Схема расположения кольца приве­дена на рис. 3.21.

Рис. 3.21. Схема положения кольца. Поясн. см. в тексте
Здесь L1 и L2 — расстояния от из­ мерительных катушек И1и И2 до генера­торной катушки Г, b — радиус кольца,  Z— расстояние от плоскости кольца до измерительной катушки И1 ток в генера­торной катушке изменяется по закону
J=J∙eiωt. Рабочая частота зонда f=ω/2π.  Комплексное сопротивление цепи коль­ца на рабочей частоте R+iX. Активное сопротивление R складывается из потерь в высокоомном проводе и в конденсато­ре, включенном в разрыв цепи. Реактив­ное сопротивление Х= l/ωC-ωL. В этом случае э.д.с., наводимая в j-й измери­тельной катушке, равна

где N=J*S*n — момент генераторной катушки; S, n — ее площадь и число витков; k = ω/c— волновое число; с = 3*108 м/с — электродинамическая постоянная; μ0=4*π*10-7 Гн/м — магнитная проницаемость воздуха. Остальные геометрические обо­значения даны на рис. 3.21. Расчет э.д.с. для многовитковых генераторной и измеритель­ных катушек выполняется на основе принципа суперпозиции.
  
3.4. Качественная оценка геологического разреза
Качественная и количественная интерпретация материалов каротажа имеет ограни­чения. Возможности того и другого подхода в интерпретации становятся более опреде­ленными и однозначными при наличии достоверной информации о разрезе. Во многом правильность выводов о геологических объектах основана на достоверности полученных данных. Вопросам оценки достоверности и контроля исходных данных посвящена пре­дыдущая глава. Это позволяет рассматривать приводимые ниже материалы, не сомнева­ясь в их качестве.
Некоторые вопросы качественной экспресс-интерпретации могут решаться на основе визуального анализа диаграмм ВИКИЗ, ПС и других методов. По его результа­там можно выделять коллекторы с оценкой их вертикальной неоднородности. При бла­гоприятных условиях возможна качественная оценка характера флюидонасыщения. При этом данные о граничных значениях удельного сопротивления продуктивных плас­тов в конкретной залежи сужают неопределенность качественного заключения.
Наиболее часто пласты-коллекторы в терригенном разрезе выделяются по ради­альному градиенту удельного сопротивления. Это характерно при наличии зоны про­никновения фильтрата бурового раствора, отличающейся по удельному сопротивлению от незатронутой части пласта. Изменения кажущихся сопротивлений от зонда к зонду могут быть прямым показателем проницаемости мощного пласта.
Эффективность качественной интерпретации и достоверность заключения осно­ваны на:
—слабой зависимости измерений от параметров скважины и примыкающей к ней области;
—высокой разрешающей способности как в радиальном направлении, так и вдоль скважины;
—хорошей точности измерений и их стабильности.
Оценка значений удельного сопротивления пластов-коллекторов и зон проник­новения выполняется в программе МФС ВИКИЗ. Вместе с тем, практические диаграм­мы могут дать достаточно полную информацию и без количественной обработки. Так при относительно неглубоком проникновении фильтрата достаточно просто устанавли­вается соответствие кажущихся УЭС истинным значениям. Анализ данных по комплек­су методов повышает достоверность выводов о разрезе. Рассматриваемые далее материа­лы подробно обсуждаются именно с этих позиций.
Как уже отмечалось, некоторые вопросы геологической интерпретации данных могут решаться на основе визуального анализа диаграмм ВИКИЗ и ПС. В комплексе с радиоактивными методами достоверность выводов возрастает. По результатам зонди­рования можно с высокой достоверностью выделять коллекторы, располагая мини­мальной априорной информацией о технологии вскрытия разреза. Так, признаки на­личия окаймляющей зоны отражаются инверсией (появлением экстремума) кривых зондирования, а безошибочность ее диагностики опирается на оценки пространствен­ной разрешающей способности.
Обычно все пять измерений располагаются на одном поле каротажных диаг­рамм. Связь разности фаз с удельным сопротивлением является нелинейной. По раз­ным соображениям шкала для данных может быть представлена в значениях либо раз­ностей фаз (линейная шкала), либо кажущегося сопротивления (логарифмическая или линейная шкала). Отметим основные изменения вида каротажных диаграмм, обуслов­ленные использованием различных масштабных шкал.
Линейная шкала разностей фаз. В этом случае каротажные диаграммы прямо отображают измерения. Чем выше электропроводность среды, тем сильнее изменяют­ся диаграммы. Такое представление данных создает определенные методические удоб­ства. Так, низкоомные отложения (глины, насыщенные солеными водами коллекторы и т.п.) легко распознаются за счет больших значений разности фаз, соответствующих этим интервалам.
Логарифмическая шкала кажущихся сопротивлений. Логарифмическая шкала «сжимает» диаграммы кажущихся сопротивлений в диапазоне малых значений (до 10 Ом-м) и «растягивает» в интервале больших удельных сопротивлений. Это приводит к хорошему визуальному выделению пластов высокого сопротивления.
Линейная шкала кажущихся сопротивлений. Такая трансформация приводит к сильным изменениям вида диаграмм: кривые сжаты в самом информативном для ин­дукционных методов каротажа низкоомном диапазоне. Такой способ представления данных снижает визуальное разрешение в породах с низкими удельными сопротивлени­ями (песчанистые глины, алевролиты и т.п.). В то же время высокоомные интервалы хо­рошо дифференцируются по сопротивлению.
3.5.Основы количественной интерпретации
В основу количественной интерпретации диаграмм ВИКИЗ положено представ­ление о среде как наборе согласно залегающих слоев. Ее результатом является геоэлект­рический разрез, включающий последовательность пластов, вскрытых скважиной. Поло­жение каждого из них по стволу определяется глубинами кровли и подошвы. Отдельный пласт характеризуется удельными электрическими сопротивлениями прискважинной об­ласти проникновения (с возможной окаймляющей зоной) и незатронутой части пласта, а также положением коаксиальных скважине цилиндрических границ между ними.
Общая схема интерпретации состоит из следующей последовательности дей­ствий:
—попластовая разбивка (выделение границ пластов);
—осреднение диаграмм на интервале пласта (снятие существенных значений);
—внесение поправок, снижающих влияние вмещающих пород, эксцентриситета зонда и его корпуса, отклонения ствола от вертикали и т.д.;
—формирование кривой зондирования для каждого из пластов;
—построение стартовой модели (экспресс-инверсия);
—инверсия кривых зондирования с использованием методов целенаправленного подбора модельных параметров;
—построение интервалов неопределенности для каждого из оцениваемых пара­ метров;
—оценка качества интерпретации путем вычисления синтетических диаграмм для всего разреза и их сравнения с исходными данными.
Результаты интерпретации считаются удовлетворительными, если расхождение между синтетическими и экспериментальными диаграммами на том или ином интерва­ле не превосходит погрешностей измерения.
Вся приведенная схема лежит в основе системы компьютерной интерпретации МФС ВИКИЗ-98 (см. Приложение). Подавляющее большинство ее функций выполня­ется автоматически, однако, всегда имеется возможность внести коррективы в проме­жуточные результаты.
Как известно, в основу ВИКИЗ положен принцип радиальных (от скважины к неизмененной части пласта) зондирований. В силу изопараметричности зондов их по­казания в однородной среде совпадают между собой (с учетом погрешности измере­ний). Расхождение показаний для различных зондов в достаточно мощных пластах, вскрытых на обычном глинистом растворе (УЭС более 0,5 Ом-м), свидетельствует о наличии прискважинной неоднородности из-за проникновения бурового раствора в пласт. В маломощных (менее 1,5 м) пластах расхождение показаний разных зондов мо­жет быть обусловлено влиянием не только зоны проникновения (радиальной неодно­родности), но и влиянием вмещающих пород (вертикальной неоднородности разреза). На сигналы двух коротких зондов может влиять буровой раствор очень низкого УЭС (р
СИСТЕМА ОБРАБОТКИ  И  КОЛИЧЕСТВЕННОЙ  И ИТЕРПРETAЦИИ И MCDC  ВИКИЗ-98
Обработка, визуализация и инверсия диаграмм ВИКИЗ выполняется в много­функциональной системе МФС ВИКИЗ-98. Система МФС ВИКИЗ-98 — программ­ное обеспечение, в котором достигнута высокая скорость инверсии, основанная на применении эффективных алгоритмов нейросетевого моделирования. На этом уровне развития интерпретационной базы оказалось возможным перейти от индивидуальной обработки отдельных интервалов к массовой автоматической интерпретации данных, полученных на всем интервале вскрытия разреза. Достигнутые ресурсные характерис­тики приближают систему интерпретации МФС ВИКИЗ-98 к работе в реальном вре­мени. В этих условиях интерпретатор освобождается от рутинной работы по подбору параметров модели и может уделять основное внимание оценке достоверности и каче­ства выполненной интерпретации.
Для этой цели в системе реализованы специальные функции оценки результа­тов. Помимо вычисляемых средних отклонений, которые отражают качество подбора, оцениваются доверительные интервалы определения сопротивлений пласта и зоны проникновения, а также ее радиуса.
Метод ВИКИЗ, направленный на определение сопротивлений пласта и зоны проникновения, становится более информативным при дополнении другими метода­ми. В системе предусмотрена панель, которая позволяет визуализировать любую диаг­рамму, содержащуюся в исходном LAS-файле.
 
Общее описание
Система обработки, визуализации и интерпретации данных высокочастотного ин­дукционного каротажного изопараметрического зондирования МФС ВИКИЗ-98 явля­ется развитием программного обеспечения ряда МФС ВИКИЗ. Основные отличия программы от более ранних версий: реализация в среде Windows 95 или Windows NT, значительное увеличение быстродействия функциональных модулей и расширение функций оперативного анализа. Комплекс МФС ВИКИЗ-98 является системой интер­претации в реальном времени. Исходные данные содержатся в LAS-файлах, включаю­щих диаграммы ВИКИЗ и других методов. В системе принят стандарт LAS версии 2.0.
Помимо автономного режима предусмотрена работа МФС ВИКИЗ-98 совместно с комплексом СИАЛ ГИС, который контролирует входные и выходные потоки данных.
В системе сохранен подход, основанный на попластовой обработке и интерпре­тации. На диаграмме выделяются пласты, после этого снимаются существенные значе­ния, вносятся необходимые поправки, строится начальное приближение и выполняет­ся инверсия. Результаты интерпретации сопровождаются оценкой доверительных интервалов, которые зависят как от геоэлектрической модели, так и от погрешностей измерений.
Для расстановки границ пластов реализован алгоритм автоматической поплас­товой разбивки с возможностью ручной корректировки их положения, удаления и до­бавления. Система может получать данные о попластовой разбивке из системы СИАЛ ГИС через импорт файлов формата SII.
После расстановки границ необходимо активизировать пласты, на интервале которых будет производиться интерпретация. В момент активизации пласта автомати­чески снимаются существенные значения. Предусмотрена их ручная корректировка. Далее производится интерпретация в одном из режимов:
·       экспресс-инверсия;
·       автоматический подбор;
·       подбор на отдельном интервале.
При интерпретации автоматически выполняется оценка точности определения параметров (доверительных интервалов), при «ручном» подборе есть возможность ра­ботать отдельно с кривой зондирований и детально оценивать качество интерпретации по каждому пласту.
4. Технико-экономическая часть
4.1 Организационно-экономический раздел
Геофизические работы в скважинах будут выполняться комплексным отрядом геофизических исследований в скважинах, действующим в составе Нижневартовской геофизической экспедиции.
Нижневартовская экспедиция геофизических исследований скважин обеспечивает организацию работ входящих в ее состав отрядов, осуществляет руководство ими и контроль за их работой.
При экспедиции ГИС созданы следующие службы, необходимые для обеспечения бесперебойной работы главных производственных единиц (каротажных отрядов):
·                   диспетчерская служба, которая регистрирует заявки заказчиков на выполнение работ и на основе этих заявок выдает отрядам наряды на работу и контролирует выполнение их;
·                   контрольно-интерпретационная партия (КИП), которая принимает от отрядов первичные материалы (диаграммы, записи), обрабатывает их, интерпретирует и передает заказчику;
·                   аппаратурный цех, который производит профилактический осмотр, ремонт, регулирование и эталонирование, скважинных приборов и аппаратуры, лабораторий и подъемников и ведет учет их работы;
    продолжение
--PAGE_BREAK--·                   ремонтный цех, который обеспечивает ремонт механизмов, оборудования подъемников и лабораторий и ходовых частей автомашин, а также геофизического кабеля.
Экспедиция ГИС входит в состав производственного геофизического объединения „Нижневартовскнефтегеофизика”.
Производственная деятельность геофизического предприятия организуется следующим образом. Геофизическая экспедиция заключает договор на выполнение исследований в скважинах с заказчиками, выступая при этом в роли подрядчиков. Взаимоотношения сторон определяются „Основными условиями на производство геофизических исследований в скважинах” и „Технической инструкцией по проведению геофизических исследований”. Договорный объем работ в течение планируемого периода выполняется на основе периодического поступления заявок со стороны заказчиков.
Весь комплекс, работ, проводящихся геофизическими отрядами, состоит из последовательных этапов: 1) подготовительные и заключительные работы на базе; 2) подготовительные и заключительные работы на скважине; 3) собственно геофизические исследования; 4) спуско-подъемные операции; 5) пересоединение скважинных приборов; 6) переезды на скважину и обратно.
Перед выездом на скважину начальник отряда получает заявку на выполнение комплекса ГИС, в которой указывается общий объем работ, в том числе по видам исследований и интервалам, данные о времени начала производства работ, конструкции скважины и т.п. Ознакомившись с заявкой, начальник отряда проводит подготовительные работы к выезду: информирует персонал о характере предстоящих работ, проверяет готовность аппаратуры и оборудования. Данные об объекте исследования, записанные в заявке, уточняются по прибытию отряда на скважину. Начальник отряда может преступить к производству ГИС при наличии акта о подготовленности скважины, подписанного буровым мастером и геологом.
Учет и оплата выполненных работ производятся на основании „Акта о выполнении геофизических работ”.
После предварительной обработки материалы ГИС передаются в интерпретационную партию. Копии геофизических диаграмм и результаты интерпретации выдаются заказчику. Объем и сроки представления результатов исследований заказчику устанавливаются договорами.
Для решения поставленных геологических задач предусматривается выполнение ГИС в два этапа: первый – в открытом стволе скважины, до спуска эксплуатационной колонны; второй – в эксплуатационной колонне.
Работы на первом этапе производства ГИС проводятся через буровой инструмент с муфтовым переходником типа „воронки” на нижней части бурового инструмента („воронка” позволяет беспрепятственно выходить и входить прибору в буровой инструмент). Инструмент (после промывочного цикла) поднимается и устанавливается в определенный интервал, оставляющий открытым интересующий интервал исследования, реперные пласты, а также обеспечивающий беспрепятственное прохождение аппаратурного комплекса до забоя скважины и проведения ГИС.
Запись геофизических параметров происходит в следующей последовательности:
·                   первый измерительный цикл: одновременная запись стандартных зондов, зондов БКЗ, резистивиметрии, ПС, микрозондов, микробокового каротажа и двух радиусов прижимного устройства;
·                   второй измерительный цикл: одновременная запись бокового каротажа и кривой индукционного каротажа.
Работы на втором этапе производства ГИС проводятся в эксплуатационной колонне. Производится повторный выезд на скважину геофизического отряда, после ожидания затвердевания цемента, с целью регистрации нейтрон-нейтронного каротажа, АКЦ и локатора муфт.
4.2. Производственная и экологическая безопасность при производстве геофизических работ
Данный проект предусматривает выполнение работ на Самотлорском нефтяном месторождении в полевых и камеральных условиях.
В административном отношении Самотлорское нефтяное месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15 км от г. Нижневартовска. Район представляет собой заболоченную и слабовсхолмленную равнину с а.о. 100-125м. Климат района континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Наиболее холодным месяцем года является январь(-50°), самым теплым — июль (+30°). Местность частично заболочена, леса большей частью смешанные.
В целом району работ присваивается категория работ в условиях крайнего севера.
Работы на Самотлорском месторождении будут проводиться с января по июль 2005 года.
4.2.1. Производственная безопасность
Вредные и опасные факторы, воздействующие на человека, в полевых условиях, связаны с особенностями методики измерений (ненормированный рабочий день, всепогодные и всесезонные условия проведения работ, утомительные переезды к месту исследований и т.д.), конструктивными особенностями исследовательской аппаратуры (работа с электрическим током, радиоактивными веществами, громоздкими механическими приборами). Вредные и опасные факторы, угрожающие человеку при данных видах работ представлены в таблице 4.1…
Таблица 4.1.
Этапы работ
Наименование видов работ
Группы
Факторы
(ГОСТ 12.0.003-74)
Нормативные документы
опасные
вредные
1
2
3
4
5
6
Полевой
Методы электрического каротажа (КС, БКЗ, БК, МБК, СП, ИК).
                                  физические
1. Электрический ток.
ГОСТ 12.1.019-79 [28]
Методы акустического каротажа (АК, АКШ).
1. Отклонения показателей микроклимата на открытом воздухе.
ГОСТ 12.1.005-88 [25]
Кавернометрия и профилеметрия.
Резистивиметрия.
Локация муфт.
Методы радиоактивного каротажа (ГГК, НК, ГГКп).
2. Воздействие радиации.
ГОСТ 12.1.007-76 [27]
Работа с лебедкой каротажного подъемника.
3 Движущиеся машины и механизмы производственного оборудования.
ГОСТ 12.2.007.3-75 [30]
Спускоподъемные операции.
Весь цикл исследований (включая подготовительно-заключительные работы на базе и переезды к месту исследований).
психофюиол огические
2. Тяжесть и напряженность физического труда.
ГОСТ 12.3.009 -76 [31]
Весь цикл исследований.
биологиче ские
3. Повреждения в результате контакта с животными, насекомыми, пресмыкающимися.
Камеральный
Обработка и интерпретация полевого материала.
физические
1. Электрический ток, статическое электричество.
ГОСТ 12.1.019-79 [28]
1. Отклонения показаний микроклимата в помещении.
ГОСТ 12.1.005-88 [25]
2. Превышение уровней шума
ГОСТ 12.1.003-83 [23]
3. Превышение уровня электромагнитных и ионизирующих излучений.
ГОСТ 12.1.006-84 [26]
4. Недостаточная освещенность рабочей зоны.
СНиП 23.05.95 [31]
 Психо физиол огичес
5.Монотонный режим работы.
Основные элементы производственного процесса, формирующие опасные и вредные факторы
4.2.1.1.Анализ опасных факторов и мероприятий по их устранению
Полевой этап
1. Электрический ток. Опасностями поражения током при проведении полевых работ являются поражения от токонесущих элементов каротажной станции (подъемника, лаборатории и скважинных приборов), поэтому требования безопасности сводятся, в основном, к мерам электробезопасности.
Причинами поражения электрическим током могут быть: повреждение изоляции электропроводки, неисправное состояние электроустановок, случайное прикосновение к токоведущим частям (находящимся под напряжением), отсутствие заземления и др. Поэтому работа на каротажных станциях требует помимо соответствующей квалификации персонала большого внимания и строгого соблюдения правил электробезопасности.
Соединительные провода, применяемые для сборки электросетей, не должны иметь обнаженных жил, ненадежную изоляцию, концы их должны быть снабжены изолирующими вилками, муфтами или колодками.
При работах на буровой запрещается пользоваться напряжением более 380 V.
Корпуса всех агрегатов должны быть надежно заземлены. Заземление выполняется на контур буровой, имеющий металлическую связь с устьем скважины, или на устье скважины, на которой проводятся работы.
Подключать кабель к источнику питания разрешается только по окончании сборки всех коммуникаций каротажной станции. Кабель, соединяющий оборудование станции с электросетью подвешивается на высоте не менее 0.5 м и располагается в стороне от проходов и дорог.
Сборку и разборку электрических схем, ремонт проводов (изолирование оголенных участков, сращивание), а также проверку исправности цепей следует выполнять при выключенном источнике тока.
Проверку работы или поиск неисправностей в каротажной станции, находящейся под напряжением, должны производить на менее чем два исполнителя.
Если необходимо проверить на поверхности исправность скважинного прибора, разрешается подавать напряжение в схему только после предупреждения об этом работников партии.
Помощь пораженному электротоком необходимо оказывать немедленно, не теряя ни минуты. Прежде всего, добиться прекращения действия тока на пострадавшего, для чего любым способом изолировать его от источника тока. Следует помнить, что электроток вызывает сокращение мышц пальцев, и пострадавший не может самостоятельно разжать их.
Оказывающий помощь должен знать, что пораженный электротоком сам является проводником, и поэтому надо охранять себя от действия тока. Для защиты надо встать на резиновый коврик, деревянную доску, сверток сухой одежды, надеть калоши. Руки надо обмотать сухой шерстяной   и прорезиненной материей (шинель, прорезиненный плащ).
Приняв эти меры предосторожности, необходимо отбросить провод от пострадавшего багром, деревянной палкой или другим плохо проводящим электроток предметом, или не касаясь тела пострадавшего, оттащить его от провода.
Если для оказания помощи необходимо перерезать провода, то инструмент для этого должен иметь изолированные ручки. Прервать ток можно также, набросив на провод (обе фазы) металлическую цепочку, кусок неизолированного провода, второй конец которых «, предварительно укреплен в земле.
После освобождения пострадавшего от действия тока нужно вызвать скорую помощь и немедленно начать искусственное дыхание, его необходимо делать даже в тех случаях, когда исчезли видимые признаки жизни (нет дыхания, отсутствует пульс). Искусственное дыхание производится в течение нескольких часов и прекращается только в случаях
появления безусловных признаков смерти (трупных пятен, окоченения) или приезда медработников.
Одновременно принимают другие меры для возбуждения дыхания и работы сердца: массаж сердца, обрызгивание лица водой, растирание тела, дается вдыхать нашатырный спирт. После того, как пострадавший придут в себя, его надо укутать одеялом, напоить горячим чаем и доставить к врачу.
2. Радиационная опасность. При исследовании скважин применяются радиоактивные вещества (РВ) применяемые в радиоактивных методах. Источниками ионизирующего излучения служат плутоний-берилливые сплавы и сплавы, содержащие радиоактивный изотоп цезия.
За единицу радиоактивности принят Беккерель (Бк), означающий одно ядерное превращение в секунду. Энергия радиоактивного излучения характеризуется дозой излучения. Различают поглощенную, экспозиционную, эквивалентную и интегральную дозы.
Облучение источниками ионизирующего излучения может быть внешним и внутренним. Внутреннее облучение более опасно, чем внешнее, т.к. попавшие внутрь организма радиоактивные вещества повергают непрерывному облучению незащищенные роговьм слоем внутренние органы до тех пор, пока они не выведутся из организма.
Для уменьшения воздействия источников ионизирующего излучения на персонал каротажной партии необходимо придерживаться следующих правил:
1. Использовать источники излучения минимальной активности, необходимые для данного вида исследований;
2.  Выполнять все операции с источниками излучений в течение максимально короткого времени (т.н. защита времени);
3.  Производить работы (спускоподъемные, погрузочно-разгрузочные работы) на максимально возможном расстоянии от источника (т.н. защита расстоянием);
4.  Применять защитные средства в виде контейнеров, экранов, спецодежды;
5.  Осуществлять радиометрический и дозиметрический контроль.
Расчет защиты от ионизирующих излучений производят в соответствии с требованиями действующих «Санитарных правил работы с радиоактивными веществами и источниками ионизирующих излучений» [24].
Для защиты от гамма излучения применяют свинец. Дозу гамма излучений за рабочий день определяют с помощью карманных дозиметров путём пересчета показаний радиометров, отградуированных в единицах мощности дозы (мкР/ч). В любом случае мощность поглощенной дозы для каждого работника не должна превышать 5 бэр/г (0.02 Зв).
Для защиты от нейтронного излучения используют материалы, содержащие водород (вода, парафин) с добавками бора. Дозу нейтронного излучения определяют пересчетом мощности доз, отсчитанных по показаниям радиометра, снабжённого датчиком тепловых или быстрых нейтронов, путём пересчёта. Суммарная доза за рабочий день определяется как сумма доз, полученных при каждой операции — получении источника излучения, его переноски, установки в скважинный прибор и т.д.
Не в коем случае нельзя касаться и брать капсулу с источником ионизирующего излучения руками, для этого необходимо использовать специальный дистанционный манипулятор.
Радиоактивные вещества хранят в специальных хранилищах, в переносных контейнерах, которые находятся, в зависимости от активности радиоактивного вещества, в специальных колодцах. Внутри хранилища, а также снаружи излучение не должно превышать предельно допустимых величин.
Транспортирование источников ионизирующих излучений производится только в специальных контейнерах в зависимости от вида излучения. Контейнеры жёстко крепятся в задней части подъёмника.
Если в пути следования произойдёт потеря источника излучения, работник, ответственный за транспортирование немедленно должен сообщить об этом в милицию, органам санитарного надзора и руководству своего предприятия.
Для обозначения объектов, помещений, оборудования, устройств и материалов, внутри или на поверхности которых возможна радиационная опасность, ставится специальный знак с надписью «Осторожно радиоактивность!».
3. Движущиеся машины и механизмы производственного оборудования. Возникает на всех этапах полевых работ, но возрастание риска подвергнуться механическому воздействию, а в следствии, получить травму можно при погрузочно-разгрузочных работах, монтаже-демонтаже оборудования на скважине и др.
Меры безопасности, в большинстве, сводятся к неукоснительному соблюдению техники безопасности на буровой.
Все рабочие во избежание травм снабжаются спецодеждой [21].
Запрещается проводить ГИС при неисправном спускоподъемном оборудовании буровой установки или каротажного подъёмника.
При работе на скважине каротажные автомашины следует устанавливать так, чтобы были обеспечены хорошая видимость и сигнализационная связь между подъёмником, станцией и устьем скважины. Каротажный подъёмник необходимо закрепить с помощью специальных упоров.
Направляющий блок необходимо надежно закрепить на основании буровой. Прочность узла крепления должна не менее чем в два с половиной раза превышать вес каротажного кабеля.
Подвесной блок нужно надёжно закрепить на талевой системе буровой установки. После подсоединения к нему кабеля от барабана лебёдки он должен быть поднят над устьем скважины не менее чем на 15 метров и укреплён растяжкой.
    продолжение
--PAGE_BREAK--Между каротажным подъёмником и устьем скважины не должны находиться предметы, препятствующие движению кабеля, запрещается прикасаться к кабелю при движении, наклоняться над ним, а также останавливать его руками при отказе тормозной системы лебедки подъемника.
Устье скважины и мостки должны быть очищены от промывочной жидкости, грязи, нефти, снега и льда во избежание падений.
Грузы, скважинные приборы, блоки и прочее оборудование следует выгружать (погружать) из каротажной станции под наблюдением ответственного лица каротажной партии.
Грузы и скважинные приборы массой более 40 кг или длиной более 2м любого веса нужно поднимать с помощью подъёмных механизмов.
Во избежание наиболее типичной аварийной ситуации — обрыв кабеля у головки аппарата, необходимо соблюдать следующие условия:
строго контролировать движение поднимаемого кабеля по счетчику оборотов и предупредительным меткам, чтобы не пропустить приближение скважинного прибора к устью скважины и своевременно подать соответствующие сигналы машинисту подъёмной установки;
машинист подъёмной установки при управлении лебёдкой должен внимательно следить за движущимся кабелем, выходом предупредительных меток и сигналами, подаваемыми с устья скважины.
Большую опасность представляет перепуск кабеля, возникающий при спуске кабеля в не обсаженной части скважины из-за глинистых пробок, осадков раствора, уступов и обвалов. Перепущенный кабель часто приводит к завязыванию узлов и возможным прихватам.
Камеральный этап
1. Электрический ток, статическое электричество. При работе с компьютером существует опасность поражения электрическим током. Условия электробезопасности зависят и от параметров окружающей среды производственных помещений (влажность, температура, наличие токопроводящей пыли, материала пола и др.). Тяжесть поражения электрическим током зависит от плотности и площади контакта человека с частями, находящимися под напряжением. Во влажных помещения или наружных электроустановках складываются неблагоприятные условия, при которых улучшается контакт человека с токоведущими частями.
Для профилактики поражения электрическим током в помещении, где проводятся камеральные работы необходимо проводить следующие мероприятия по обеспечению электробезопасности: изоляция всех токопроводящих частей и электрокоммуникаций, защитное заземление распределительных щитов.
Запрещается располагать электроприборы в местах, где работник может одновременно касаться прибора и заземленного провода, оставлять оголенными токоведущие части схем и установок, доступных для случайного прикосновения; сборка схем с открытыми токоведущими частями на расстоянии менее одного метра от водопроводных и отопительных труб, радиаторов; использование стационарных установок и приборов, имеющих напряжение 36 V переменного тока и 110 V постоянного тока относительно земли, без заземления токоведущих частей.
Электризация (статическое электричество) возникает при трении диэлектрических тел друг о друга. Электрические заряды могут накапливаться на поверхности металлических предметов.
Статическое электричество отрицательно действует на организм человека. Длительное воздействие обуславливает профессиональные заболевания, особенно нервной системы. Кроме того, статическое электричество — одна из причин возникновения взрывов и пожаров.
Основные направления защиты от статического электричества предусматривают предотвращение возникновения электрических зарядов или ускорение стекания зарядов с наэлектризованной поверхности. Ускорению снятия зарядов способствует заземление оборудования, увеличение относительной влажности воздуха и электропроводности материалов с помощью антистатических добавок и присадок.
4.2.1.2.Анализ вредных факторов и мероприятий по их устранению
Полевой этап
1.     Отклонения показателей микроклимата на открытом воздухе. Климатические условия проведения работ можно охарактеризовать как суровые, до — 35°С зимой. Основным  вредным   фактором  является  воздействие  низкой  температуры,  главным образом воздействие  атмосферного  воздуха,  что может привести  к  обморожениям. Обморожению  способствуют  неблагоприятные  физические  факторы:   ветер,  влажны воздух, длительность воздействия холода, плохая защита тела одеждой, сдавливание конечностей тесной обувью. Для предотвращения обморожений весь персонал должен быть экипирован удобной, теплой одеждой, а также пребывание персонала на открытых площадях должно быть сокращено до минимума.
2.     Тяжесть и напряженность физического труда. Эмоциональные стрессы. Работы, предусматриваемые данным проектом, будут выполняться полевой каротажной партией, состоящей из шести человек. Специфика ГИС в том, что производственный процесс каротажа — процесс непрерывный, длительный и утомительный. Кроме этого, персонал, занятый на данном виде исследований, работает вахтовым методом с ненормированным рабочим днем. Кроме того, и бытовые и природные полевые условия отражаются на
физическом и нервно-эмоциональном состоянии рабочего персонала, приводит к нервному и физическому истощению, что в конечном итоге сказывается на результате работы и качестве полевого материала.
Для профилактики утомления предусмотрены технические, медико-биологические и организационные мероприятия: механизация и автоматизация трудоемких работ, своевременное прохождение профилактических медицинских осмотров, применение рациональных режимов труда и отдыха и т.п.
Начальник каротажного отряда должен своевременно организовывать пересмены внутри отряда, во время непрерывного процесса исследований.
Для полноценного отдыха после каротажа геофизическая база должна располагать необходимыми удобствами: баней, по возможности бытовой и электротехникой.
3. Биологически опасные факторы. К ним можно отнести повреждения в результате контакта с животными, насекомыми, пресмыкающимися, а также воздействие болезнетворных вирусов.
Профилактика природно-очаговых заболеваний имеет особое значение в полевых условиях. Разносят их насекомые, дикие звери, птицы и рыбы. Наиболее распространенные природно-очаговые заболевания — весенне-летний клещевой энцефалит, туляремия, гельминтоз.
При заболевании энцефалитом происходит тяжелое поражение центральной нервной системы. Заболевание начинается через две недели после занесения инфекции в организм. Наиболее активны клещи в конце мая — середине июня, но их укусы могут быть опасны и в июле и в августе.
Присосавшегося клеща удаляют вместе с хоботком. Чтобы клещ вышел сам, место укуса необходимо смазать керосином или растительным маслом. Основное профилактическое мероприятие — противоэнцефалитные прививки, которые создают у человека устойчивый иммунитет к вирусу на весь год.
Камеральный этап
1.   Отклонения показателей микроклимата в помещении. Параметры микроклимата для помещений, где установлены компьютеры, можно свести в таблицу 4.2.:
Таблица 4.2.
Нормативные параметры микроклимата в помещениях.
Период года
Параметры микроклимата
Величина
Холодный и переходный
Температура воздуха в помещении Относительная влажность Скорость движения воздуха
22-24 °С 40-60%
до 0,1м/с
Теплый
Температура воздуха в помещении Относительная влажность Скорость движения воздуха
23-25°С
46-60%
0,1-0,2 м/с
Для подачи в помещение воздуха используют системы вентиляции и кондиционирования, а так же естественной вентиляции.
2. Превышение уровней шума. Источниками шума на предприятиях являются сами вычислительные машины (встроенные в стойки ЭВМ вентиляторы, принтеры и т.д.), центральная система вентиляции и кондиционирования воздуха и другое оборудование.
Уровень шума на рабочем месте программистов и операторов не должен превышать  50 дБА, а в залах обработки информации на вычислительных машинах — 65 дБА. Для снижения уровня шума, стены и потолок помещения, где установлены компьютеры, должны быть облицованы звукопоглощающими материалами [23].
Уровень вибрации в помещении вычислительных центров может быть снижен путем установки оборудования на специальные фундаменты и виброизоляторы.
3. Превышение уровня электромагнитных и ионизирующих излучений. Допустимые значения параметров неионизирующих магнитных излучений можно представить в виде следующей таблицы 4.3.:

Таблица 4.3.
Допустимые параметры электромагнитных излучений
Наименование параметра
Допустимые значения
Напряженность электромагнитного         поля         по электрической     составляющей     на расстоянии   50   см   от  поверхности видеомонитора
10В/м
Напряженность электромагнитного         поля         по магнитной        составляющей        на расстоянии  50  см  от  поверхности видеомонитора
0,3 А/м
Напряженность электростатического поля не должна превышать: для взрослых пользователей для        детей        дошкольных учреждений   и   учащихся   средне-специальных   и   высших   учебных заведений
20 кВ/м 15кВ/м
4.2.2. Пожаробезопасность
Пожарная безопасность представляет собой единый комплекс организационных и технических мероприятий по предупреждению пожаров и взрывов в полевых и камеральных условиях.
Возможными причинами пожаров при проведении каротажных работ является несоблюдение инструкций по эксплуатации электротехнических устройств, а также нарушение общих правил пожаробезопасности на буровой.
Перед проведением геофизических работ необходимо проверить изоляцию электрооборудования и исправность защитного заземления буровой установки и скважины.
Промыслово-геофизические работы во время грозы проводить запрещается.
При работе в скважине, где возможны нефте- и газопроявления, или в скважине с герметизированным устьем с газовой средой, каротажные подъёмники и лаборатории необходимо ставить с наветренной стороны.
После окончания работы все источники электропитания должны быть отключены.
В каротажном подъёмнике и лаборатории запрещается разжигать примусы, керогазы, паяльные лампы, а также хранить пожароопасные материалы в открытых сосудах.
Для освещения и отопления рабочих мест необходимо использовать только приборы и устройства, предусмотренные проектами каротажной лаборатории и подъёмника.
Категорически запрещается пользоваться на устье скважины открытым огнем для отогревания геофизического оборудования. В случае замерзания ролика блок-баланса, или другого оборудования отогревать их следует только паром или горячей водой, необходимый запас которой должен быть на буровой.
4.2.3. Экологическая безопасность
В соответствии с действующими законами, постановлениями и положениями в данном разделе предусматриваются мероприятия, обеспечивающие безопасность населения, охрану недр и окружающей природной среды от возможных вредных воздействий, связанных с разработкой месторождения.
Охрана атмосферного воздуха. Фоновые концентрации загрязняющих веществ (ЗВ) в атмосферном воздухе в районе месторождения значительно ниже установленных нормативов ПДК для населенных мест.
Источниками возможного выделения и выбросов в атмосферу ЗВ при добыче, сборе и внутрипромысловом транспорте газа и конденсата являются: устьевая противовыбросовая арматура скважин, свечи, газосборные сети; при подготовке газа -технологическое оборудование, факелы, котельные, трубопроводы.
Загрязняющие вещества (в основном метанол) выбрасываемые в атмосферу при эксплуатации месторождения относятся к 2 — 4 классам экологической опасности.
Результат расчета количества выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от объектов эксплуатации, проведенного в ОВОС Северо-Васюганского месторождения (согласованного Областным комитетом экологии 14.07.95 г., заключение № 136). Автоматизированный расчет рассеивания вредных веществ в приземном слое атмосферы по унифицированной программе " ЭКОЛОГ " (версия 1.10) определил основные источники загрязнения атмосферы — стоянки тракторной и автомобильной техники. На эти источники приходится 99.5 % выброса двуокиси азота и окиси углерода. Превышение максимальных приземных концентраций загрязняющих веществ наблюдается на расстоянии 11.4 м от этих источников. По остальным источникам превышение ПДК загрязняющих веществ не наблюдается даже в непосредственной близости от них.
Анализ расчета максимально возможного уровня загрязнения атмосферного воздуха на месторождении технологическим оборудованием в рабочем режиме показал, что выбросы вредных веществ от объектов промысла, не создадут за пределами промплощадок приземные концентраций, превышающие установленные нормативы ПДК.
Выбросы углеводородов от кустовых площадок и газосборных сетей не учитывались в расчете рассеивания, так как они рассредоточены на значительной площади и рассеивание ЗВ происходит на расстоянии нескольких метров от них. Выбросы углеводородов от кустовых площадок, также не внесут существенного загрязнения в атмосферный воздух.
При проведении регламентных работ по проверке технологических аппаратов возникают залповые выбросы ЗВ, направляемые на факел или свечу сжигания газа. Валовый выброс загрязняющих веществ в результате проведения регламентных работ составит 40.972 т/год, без учета установки регенерации метанола. При этом в периоды особо неблагоприятных метеорологических условий возможно превышение концентраций вредных веществ в воздухе более 1 ПДК (I степень опасности), более 3 ПДК (II степень опасности) и более 5 ПДК (III степень опасности).
Неблагоприятными метеорологическими условиями (НМУ) являются: приподнятая инверсия выше источника ЗВ, штилевой слой ниже источника ЗВ, туманы.
При возникновении НМУ предусмотрены мероприятия по I, II и III режимам эксплуатации технологического оборудования, выполнение которых при НМУ исключает залповые выбросы вредных веществ в атмосферу.
Мероприятия по защите воздушного бассейна предусматривают полную герметизацию всего технологического оборудования, запорной арматуры и трубопроводов, исключающую постоянные сбросы газа в атмосферу. Оборудование выбирается с учетом взрывоопасное™ и токсичности продуктов. На случай превышения давления сверх предусмотренного режимом оборудование оснащено предохранительными клапанами с выбросом газа на факел.
Автоматизированная система управления технологическими процессами обеспечивает отключение отдельных установок в предаварийных ситуациях, что предупреждает аварийные выбросы газа и жидкости.
Охрана водной среды. При разработке месторождения негативное воздействие на водную среду возможно при строительстве и эксплуатации площадных объектов, устройстве подводных переходов водотоков трубопроводами, строительстве автодорог и мостов, бурении скважин на кустовых площадках, использовании подземного водозабора и сбросе сточных вод.
Строительство площадных объектов сопровождается изменениями рельефа, нарушающими естественный поверхностный сток. С промплощадок в процессе эксплуатации месторождения возможны утечки токсичных загрязнителей на прилегающие участки земли.
При строительстве подводных переходов трубопроводами нарушается естественный рельеф поймы и русла водотоков, вырубается лес в водоохранных зонах.
Для промывки и гидроиспытаний трубопроводов предусматривается забор воды из поверхностных водоемов.
При строительстве дорог, возможно, нарушение поверхностного стока насыпями с образованием вдоль трасс подпрудных озерков — очагов заболачивания.
Забор воды из подземных вод предусматривается при бурении эксплуатационных скважин. Для обеспечения водой хозяйственно — питьевых и технологических нужд при бурении скважин на каждой кустовой площадке необходимо бурение артскважины глубиной 172 м. Подземные воды приурочены к пескам атлымской свиты, залегающим в интервалах глубин 135 — 170 м и защищены от загрязнения с поверхности. Воды напорные, пьезометрические уровни устанавливаются на глубине до 10 м. Дебит скважин изменяется в пределах 4 -14.4 л/с.
Площадки под строительство артскважин размещаются на расстоянии не менее 30 м от мест бурения эксплуатационных скважин. Первый пояс зоны санитарной охраны артскважин специально не ограждается и не благоустраивается. Для исключения загрязнения водоносного горизонта в процессе бурения артскважин в качестве промывочной жидкости используется глинистый раствор, шурф вокруг устья скважины размером 1.5 х 0.5 м бетонируется. После бурения и испытания эксплуатационных скважин кустовой площадки артскважина на воду ликвидируется путем санитарно -технической заделки согласно «Положения по порядку использования и охране подземных вод на территории СССР».
    продолжение
--PAGE_BREAK--    продолжение
--PAGE_BREAK--

    продолжение
--PAGE_BREAK--Связь отложений пласта БВ10 с завершающим этапом клиноформенной седиментации обусловила формирование «черепичных» фаций (пласт БВ101-2) и фаций «черепичных» отложений и передовой части шельфа (пласт БВ100). В пласте БВ100области развития «черепичных» фаций и фаций передовой части шельфа разделены областью замещения песчаных тел на глины. В северо-западной половине площади песчаные тела либо развиты в ограниченном объеме, либо полностью отсутствуют. В данной седиментационной обстановке следует ожидать наличие изолированных песчаных линз – литологических ловушек, имеющих разные ВНК.
Залежи ачимовской толщи
Ачимовская толща нижнего мела на Самотлорском месторождении, как и в пределах всего Нижневартовского свода, представлена тонким и очень сложным переслаиванием песчано-алвролитовых и глинистых пород, которое обусловило своеобразное фазовое состояние содержащихся в их пустотном пространстве флюидов. Большинство залежей нефти, выявленных в разрезе ачимовской толщи, относится к так называемым объектам с непредельным характером насыщения, следствием которого является частое получение притоков воды (особенно при высоких депрессиях) при испытании  интервалов с положительной характеристикой по ГИС и достаточно быстрое обводнение залежей при положительных испытаниях.
Среди множества пластов, выделяемых в разрезе ачимовской толщи, промышленно нефтеносными являются пласты БВ16, БВ17-18, БВ19, БВ20, БВ21-22.
Фондаформенные отложения (ачимовская пачка) наиболее сложно построены в разрезе Самотлорского месторождения. Они представлены фациями конусов выноса разной интенсивности и площади седиментации. Наиболее активными процессы седиментации песчаного материала были в период формирования отложений пластов БВ19 и БВ16. В пределах месторождения во всех пластах, кроме БВ16, отложения конусов выноса представлены полным набором фаций – питающие каналы, разветвленные каналы, устьевые бары, покровные отложения. Клиноформа наступала с юго-востока, соответственно, проградация конусов выноса имела место в том же направлении. Полифациальный характер отложений ачимовской пачки явился следствием наличия большого количества залежей нефти на разных уровнях глубин. По нашему мнению в ачимовских отложениях еще предстоят открытия новых залежей.
Залежи пласта ЮВ1
По этому пласту произошли наибольшие изменения в отношении открытия новых и приобщения ранее выявленных залежей нефти. Промышленно нефтеносными в разрезе являются пласты ЮВ11 и ЮВ12, которые на отдельных залежах сливаются в единый объект.
Песчаные тела пласта ЮВ1 распространены в пределах месторождения практически повсеместно. Данное обстоятельство обуславливает наличие залежей нефти в пределах локальных структур третьего-четвертого порядков, оконтуренных замкнутыми изогипсами. Локальные структуры являются осложнениями структуры второго порядка. Следовательно, ВНК локальных юрских залежей будут снижаться по мере удаления от купола Самолорского поднятия. Таким образом, успешность поиска залежей нефти в юрских отложениях определяется точностью построения ее структурного плана по кровле коллектора, поверхности ВНК этих залежей соответствуют положению наиболее глубокой замкнутой изогипсы.
1.4 Физические свойства горных пород и петрофизические комплексы Для контроля за разработкой залежи и успешной  эксплуатации необходимо изучить коллекторские и физические свойства горных пород, вскрытых скважиной. Знание состава пород, их строения и распределения по площади продуктивного пласта позволяет рационально располагать эксплуатационные скважины, намечать мероприятия по воздействию на продуктивный пласт, а также  следить за  техническим состоянием скважин.
В табл. 1.4.1 – 1.4.5 приведены свойства, которыми обладают породы на данном месторождении.
Таблица 1.4.1– Плотность
Таблица 1.4.2– Удельное электрическое сопротивление
Таблица 1.4.3– Естественная радиоактивность
Таблица 1.4.4– Диэлектрическая проницаемость
Таблица 1.4.5– Скорость
1.5. Анализ основных результатов геофизических работ прошлых лет 1.5.1. Объем и комплекс геофизических исследований скважин
После пересчета запасов в 1987г. на Самотлорском месторождении было пробурено 5525 скважин, из них разведочных 92. В комплекс геофизических исследований скважин, утвержденный Миннефтепромом в 1984г, входят методы:
— стандартный каротаж;
— боковое каротажное (электрическое) зондирование (БК3, БЭ3);
— индукционный каротаж (ИК);
— боковой каротаж (БК);
— микрозондирование (МКЗ);
— микробоковой каротаж (МБК);
— кавернометрия (КВ);
— радиоактивный каротаж (ГК, НКТ, НГК);
— акустический каротаж (АК);
— плотностной гамма-гамма каротаж ( ГГК-П);
— резистивиметрия;
— инклинометрия;
— цементометрия (ОЦК, АКЦ).
В скважинах также проводились исследования с целью уточнения интервалов перфорации.
Основные регламентированные различия в комплексах ГИС эксплуатационных и разведочных скважин состоят в следующем:
— исследования МК3, МБК, КВ в эксплуатационных скважинах делают при углах наклона ствола скважины до 150;
— радиоактивные методы НК и ГК в эксплуатационных скважинах делают в обсаженном стволе, а в разведочных скважинах — в открытом;
— в эксплуатационных скважинах НК выполняется в модификации НКТ, в разведочных — в модификации НГК и только в последние годы — также в модификации НКТ;
— исследования акустическим и гамма-гамма — плотностным методами не входят в обязательный геофизический комплекс эксплуатационных скважин;
— в наборе зондов БКЗ эксплуатационных скважин не предусмотрены исследования большим 8-ми метровым зондом.
По всему фонду скважин (5525), пробуренных начиная с 1987г., выполненный комплекс в цифровом виде есть по 5487 скважинам. По 38-ми скважинам, что составило 0,7% от всего фонда, отсутствуют материалы ГИС в цифровой базе данных по следующим причинам:
— 13 скважин — аварийные, были ликвидированы без выполнения ГИС;
— по 1 скважине полностью забракованы материалы геофизических исследований;
— по 13 скважинам нет исходных материалов в ОАО ННГФ;
— 11 скважин — горизонтальные, материалы не оцифрованы.
Список этих 38 скважин с указанием причин отсутствия геофизических материалов приведен в таблице 1.5.1. Анализ выполнения комплекса геофизических исследований по методам представлен в таблице 1.5.2.
Таблица 1.5.1
Список скважин Самотлорского месторождения, пробуренных после 01.01.87г.,
по которым отсутствуют материалы ГИС
Стандартный каротаж включает запись потенциал-зондом (ПЗ) А 0,5М6N или
А 0,5М11N с одновременной записью кривой потенциалов собственной поляризации
(СП). Стандартный каротаж в продуктивной части разреза в масштабе глубин 1:200 полностью выполнен в 4455 скважинах (81%). Масштаб записи кривой потенциал-зонда 2,5 Омм/см; СП- 12,5 мВ/см. Применяемая аппаратура Э-1 и К-3.
Боковое каротажное зондирование (БКЗ) выполнено последовательными градиент-зондами  размерами АО=0,45; 1,05м; 2,25м; 4,25м и одним обращенным зондом (ОГЗ) размером 2,25м в 5479 скважинах (99,6%). В 8-ми скважинах БКЗ не выполнен и в 16-ти — выполнен частично, в 4-х скважинах из них забракованы зонды 0,45; 1,05м и 4,25м (табл. 1.5.2). Масштаб записи кривых КС_2,5Омм/см. Применяемая аппаратура — Э.1, К-3.
Таблица 1.5.2
Анализ выполнения геофизических исследований по методам
в скважинах Самотлорского месторождения,
пробуренных после 01.01.87г.
Индукционный метод (ИК) выполнен в 2972г скважинах (54%), в 3-х скважинах материалы ИК забракованы (табл. 1.5.2). Масштаб записи ИК 25 мСим/м/см, аппаратура ИК-100, ПИК-1М, КАС, АИК-М, зонды 4ФО,75; 4И1; 6Ф1. Качество первичных материалов удовлетворительное. В 20-ти скважинах выполнено индукционное зондирование 5-ю зондами разной глубинности аппаратурой ВИКИЗ. Качество материалов хорошее.
Боковой каротаж (БК) выполнен в 2978 скважинах (54,1%), в 4-х скважинах материалы  забракованы (табл. 1.5.2.). Кривые записаны в логарифмическом масштабе, аппаратура  Э-1, К-3. Качество материалов хорошее и удовлетворительное.
Микрозондирование (МКЗ) проведено 2637 скважинах (47,9%), в 5-ти скважинах материалы МКЗ забракованы (табл. 1.5.2.). В эксплуатационных скважинах микрозондирование выполняется при угле наклона ствола в интервале детальных исследований не более 150. Запись проводится микроградиент-зондом А0,025М0,025N и микропотенциал-зондом А0,05М. Масштаб записи 2,5Омм/см. Аппаратура Э-2, МДО. Качество материалов хорошее и удовлетворительное.
Микробоковой метод (МБК) выполнен в 179 скважинах (3,3%). Масштаб записи 2,5Омм/см, аппаратура Э-2, К-3. Качество материалов хорошее и удовлетворительное.
Кавернометрия (КВ) выполнена в 2720 скважинах (49,8%), в 4-х  скважинах материал забракован (табл. 1.5.2.). Запись КВ проводится в скважинах с углами наклона ствола в интервале детальных исследований не превышающих 150. Масштаб записи 2см/см. Качество материалов удовлетворительное.
Радиометрические исследования включают гамма-метод (ГК), который зарегистрирован в 5498 скважинах (99,9%), и нейтронный метод (НМ), выполненный в 5491 скважине (99,8%). Забракованы материалы ГК в 2-х скважинах, материалы НК    –
в 4-х. Запись кривых РК производилась аппаратурой ДРСТ-1, ДРСТ-3, РКС-3.Для записи НКТ применялись источники нейтронов Ро-Ве мощностью 9,1¸14106 нейтрон/сек. Скорость регистрации 350-800м/ч при постоянной времени интегрирующей ячейки 6-12с.
Материал, в основном, удовлетворительного качества. Эталонировка аппаратуры РК — на низком уровне, что сказалось на точности определений Кп по радиоактивным методам.
Акустический каротаж (АК) выполнен в 78 скважинах (1,4%). Запись производилась аппаратурой СПАК-4. Число исследованных скважин недопустимо мало, что приводит к сложностям в оценке пористости коллекторов.
    продолжение
--PAGE_BREAK--

    продолжение
--PAGE_BREAK--
    продолжение
--PAGE_BREAK--


    продолжение
--PAGE_BREAK--

    продолжение
--PAGE_BREAK--Кажущееся электрическое сопротивление. Выше среда счи­талась однородной. Практически же она всегда имеет границы, искажающие вид поля. Например, наличие скважины, удельное сопротивление в которой ρсk и данном токе I, создается такая же разность потенциалов ΔU, как в изучаемой неоднородной среде.
В общем случае ρп = ρк из-за влияния скважины, вмещаю­щих пород, зоны проникновения и т. д. Суть метода КС за­ключается в том, чтобы зарегистрировать одну или несколько диаграмм ρк и, воспользовавшись методами интерпретации для учета влияния названных выше факторов, определить истин­ное значение удельного электрического сопротивления ρп.
Зонды КС применяют для литологического расчленения раз­резов, выделения полезных ископаемых-—руд, водоносных и нефтегазоносных коллекторов.
Боковое каротажное зондирование
В общем случае зна­чение ρк, как уже говорилось, зависит не только от ρп, но и от длины зонда L, его расстояния до границы пласта, мощности пласта, диаметра скважины, диаметра зоны проникновения, сопротивления скважинной жидкости ρс и некоторых других параметров. Изменяя длину зонда, можно изменять степень влияния того или иного фактора на значение ρк. Например, для зонда очень малых размеров, в силу его малости и уда­ленности от стенок скважины, влияние ρп будет несуществен­ным и ρк ≈ ρс. Для большого зонда влияние ρп будет значи­тельно сильнее. Чем больше  длина зонда L(или отношение L/dс), тем сильнее влияние ρп и меньше влияние ρс.
Начиная с определенной оптимальной длины зонда L1, ρс, практически перестает влиять на показания, и для пласта с h>>L, можно считать ρк = ρп.  Даль­нейшее увеличение длины зонда не изменяет картины. Если увеличить шунтирующее влияние скважины, увеличив ρп  и сохранив прежнее ρс, то для выполнения условия ρк ≈ ρп  по­требуется зонд большей оптимальной длины L2. Семейство графиков, отражающих зависимость от длины зонда L, называют палеткой. Шифр графика — отношение ρп/ ρс =μ, — именуют его модулем. При значениях μ >20 применять зонды оптимальной длины, как пра­вило, не удается, так как они оказываются соизмеримы с мощ­ностью пластов или больше нее. Однако для определения ρп достаточно провести измерения ρк несколькими' зондами разной длины, меньшей чем оптималь­ная. Полученные при этом точки с координатами lgρк —lgL ля­гут на тот график палеточного семейства зависимостей lgρк / ρс —lgL/dс, модуль которого μ, соот­ветствует искомому значению ρп. Определив μ, легко можно найти ρп: ρп = μ/ ρс. Такую методику на­зывают боковым каротажным зондированием (БКЗ).
Существуют альбомы палеточных зависимостей, предназ­наченные для интерпретации ма­териалов в пластах большой и ограниченной мощности, а также при наличии зоны проникновения. Разработаны алгоритмы и программы, автоматизирующие процесс интерпретации БКЗ. Методом БКЗ исследуют разрезы с целью детального изучения пластов и получения их количе­ственных характеристик (в первую очередь коэффициента пористости  и коэффициента нефтенасыщенности). Обычно БКЗ проводят только в продуктивном участке разреза.
Боковой каротаж Каротаж сопротивления обычными зондами неэффективен в случае тонкослоистого разреза со значительной дифференциа­цией пластов с низким и высоким сопротивлениями и скважины, заполненной высокоминерализованным глинистым раствором. Из-за утечки тока в пласты с низким сопротивлением в пер­вом случае и из-за утечки тока по скважине во втором случае регистрируют кажущиеся сопротивления пород, намного отли­чающиеся от истинных. Основное отличие бокового каротажа (метода экранированных зондов) от каротажа сопротивления с обычными зондами состоит в том, что в рассматриваемом ме­тоде осуществляется фокусировка тока, выходящего из цен­трального электрода, вследствие чего влияние скважины и вме­щающих пород сказывается на результатах измерений значи­тельно меньше.
Боковой каротаж (БК) проводят трех-, семи- и девятиэлектродными зондами с автоматической фокусировкой тока.
Трехэлектродный экранированный зонд. Аппа­ратура АБКМ, Э1. Зонд состоит из центрального электрода А0и двух цилиндрических удлиненных фокусирующих электро­дов А1 и А2. Все они разделены между собой изоляционными прокладками и питаются током одной полярности. Равенство их потенциалов обеспечивается тем, что основной электрод че­рез незначительное сопротивление накоротко соединяется с эк­ранными электродами. Поскольку разность потенциалов между электродами равна нулю, то сила тока вдоль оси скважины на этом интервале также равна нулю. Ток из электродаА0рас­пространяется в радиальном направлении перпендикулярно к оси скважины, а не вниз и вверх по скважине во вмещающие, более проводящие породы.
Разность потенциалов ΔUкс измеряют между центральным электродом (экранным электродом, так как UА = UА = UА и электродом, удаленным от зонда на значительное расстояние. Кажущееся удельное сопротивление для трехэлектродного экра­нированного зонда рассчитывают по формуле
ρк =К ΔUкс/I0
где I0— сила тока, протекающего через центральный электрод A0; К — коэффициент зонда,
K=2,73 L/lg(2Lоб/dз)
где L, — длина основного электрода A0; Lоб— общая длина зонда; dз— диаметр зонда.
Точку записи относят к середине электрода А0.
Семиэлектродный экранированный зонд.Зонд состоит из центрального токового электрода А0, двух пар следящих электродов M1,N1 и M2, N2 одной пары фокусирующих (экранных) электродов A1 и A2. Три пары электродов замкнуты накоротко между собой и располо­жены симметрично относительно центрального электрода A0. Через электрод A0пропускают ток I0, сохраняемый постоянным по величине в процессе записи кривой. Через экранные элек­троды A1и A2 пропускают ток, сила которого автоматически регулируется так, что разность потенциалов между следящими электродами M1,N1 и M2, N2 остается постоянной и практически равной нулю.
Разность потенциалов ΔUкс измеряют между измеритель­ными (следящими) электродами зонда M1 и N1(М2и N2) и электродом N. расположенным от зонда на далеком расстоя­нии.
Точку записи относят к центральному электроду A0; за длину зонда принимают расстояние между серединами интервалов М1N1 и М2N2. Расстояние между серединами экранных электро­дов называют общим размером зонда А1A2 = Lоб, аотношение (Lоб— L)/L — параметром фокусировки зонда.
Девятиэлектродный экранированный зонд. Зонд используют в двух модификациях: нормализованный зонд и псевдобоковой. При расположении дополнительных экранных электродов В1и В2 между основными экранными электродами A1, A2 и измерительными N1, N2 электродами радиус исследо­вания девятиэлектродным зондом резко увеличивается по срав­нению с семиэлектродным зондом в пластах большой мощности. При псевдобоковом варианте  два дополнительных экранных электрода В1 и В2 располагаются с внешней стороны семиэлектродного зонда симметрично отно­сительно центрального электрода A0. В результате распреде­ления токовых линий электрода A0значительная часть потенциала падает в непосредственной близости от стенки скважины и измеряемое значение зависит в основном от удельного сопро­тивления близлежащей к стенке скважины части пласта.
Кривые кажущегося сопротивления, зарегистрированные эк­ранированными зондами, симметричны относительно середины пласта и по форме напоминают кривые КС обычных потенциал-зондов.
Границы пластов высокого сопротивления для трехэлектрод-ных зондов определяются по началу максимального возрастания ρк. Для многоэлектродных зондов границы таких пластов нахо­дят следующим образом: от точек с максимальным градиентом ρк (половина высоты аномалии против пласта) в сторону вме­щающих пород в масштабе глубин откладывают отрезки, рав­ные расстоянию A0O.
Для одиночных однородных пластов минимальное в случае пласта низкого сопротивления и максимальное в случае пласта высокого сопротивления ρк принимают за значения кажущегося сопротивления, снимаемого с диаграмм. В случае неоднородного пласта берут среднее значение ρк.
Глубина исследования экранированными зондами зависит от типа зонда и параметра его фокусировки. Наибольшей глубин­ностью обладают семиэлектродные зонды. Глубинность иссле­дования возрастает с увеличением Lоб  и q. С их увеличением уменьшается влияние скважины и зоны проникновения филь­трата промывочной жидкости, но возрастает влияние мощности: пласта на  ρк, т. е. уменьшается разрешающая вертикальная спо­собность зонда. Для сравнения, при измерениях с трехэлектродным зондом влияние мощности начинает ощущаться в пластах с   h
Индукционный каротаж Изучение разрезов скважин индукционным методом основано на различии в электропроводности горных пород — величине, обратной удельному электрическому сопротивлению. Первоначально метод разрабатывался для исследования скважин, заполненых не проводящим электрический ток буровым раствором (на нефтяной основе), в котором обычно метод КС или метод экранированного заземления, имеющие систему токопроводящих  и измерительных электродов, применены быть не могут. Однако в последующем были обнаружены существенные преимущества индукционного метода при изучении геологических разрезов низкого сопротивления в скважинах, заполненных обычным токопроводящим буровым раствором.
Рис. Принципиальая схема индукционного метода. 1-скважиный снаряд-зонд; 2-излучающая катушка; 3-приемная катушка; 4-генератор; 5-усилитель и выпрямитель; 6-кабель; 7-регистрирующий прибор
В самом элементарном виде индукционный каротажный зонд состоит из двух катушек — генераторной и измерительной, укрепленных на изолированном немагнитном стержне на некотором расстоянии Lи, друг от друга, называемом размером зонда. Генераторная катушка питается постоянным по величине переменным током высокой частоты (20-60 кГц), создающим переменное магнитное поле – прямое или первичное. В результате в породах; окружающих зонд индуктируются вихревые токи. токовые линии которых в однородной среде представляют собой окружности с центром по оси скважины. Вихревые токи создают. в свою очередь. вторичное переменное магнитное поле той же частоты.
Первичное и вторичное магнитные поля индуцируют в измерительной катушке ЭДС Еп. В индуцируемую ЭДС Еп входит как составляющая  ЭДС Е1 созданная прямым полем генераторной катушки и не связанная с электрическими свойствами горных пород. Поэтому в цепь приемной катушки с помощью дополнительной компенсационной катушки вводят компенсационную ЭДС Ек, равную Е1 и противоположную ей по фазе. Полезная часть сигнала, т. е. ЭДС Е2, индуцируемая вторичным магнитным полем, подается на усилитель и далее через фазочувствительный выпрямитель по кабелю на поверхность к регистрируемому прибору. Е2 является активной составляющей ЭДС, индуцируемой вторичным магнитным полем, и приблизительно пропорциональна электропроводности окружающей среды. В результате в процессе перемещения зонда регистрируется диаграмма изменения электропроводности среды по разрезу скважины. Точка записи зонда — середина расстояния между центрами генераторной и приемной катушек. Единицей измерения электропроводности σ пород является величина, обратная Ом-м, — сименс на метр (См/м). На практике используют мСм/м.
За отсчитываемые значения σк(ρк) принимают экстремальные значения против пласта. Они близки к удельной электропроводности пласта и могут быть использованы вместо нее в пластах достаточной мощности при наличии скважины с пресным глинистым раствором (ρр> 1,5 Ом-м), отсутствии проникновения в пласт или наличии неглубокого повышающего проникновения. В остальных случаях при определении σп в исходные данные необходимо вносить соответствующие поправки на влияние скважины, ограниченную мощность пласта, явление скин-эффекта и наличие зоны проникновения фильтрата глинистого раствора. Для этих целей используют специальные палетки.
Индукционные зонды среднего размера (0,75-1 м) имеют радиус исследования, почти в 4 раза превышающий радиус обычных зондов каротажа КС, что позволяет более точно определять истинное сопротивление пород, обычно в диапазоне до 50 Омм.
Методы малых зондов: микрокаротаж  (МЗ), боковой микрокаротаж (МБК), резистивиметрия
Методы малых зондов, в отличие от уже рассмотренных, используются для изучения пространства внутри скважины или близлежащего к ней.
Микрокаротаж относится к методам электрического каротажа, использующим установки с малой зоной исследования для детального изучения прискважинной части разреза. Сам микрозонд представляет собой зонд малого размера, электроды которого крепятся на башмаке из изоляционного материала на расстоянии 2,5 см друг от друга (рис. Во избежание влияния скважины на результаты измерений, башмак прижимают к стенке скважины специальным устройством, которое может быть либо — рессорным, либо управляемым рычажным (использование рычажного устройства позволяет одновременно с регистрацией диаграмм микрозондов регистрировать микрокавернограммы), что позволяет башмаку в процессе проведения исследований «скользить» по стенке скважины, реагируя на изменение ее диаметра.
Рис. Схематический вид микрозонда. 1-изоляционная пластина; 2-электрод; 3-пружина; 4-корпус микрозонда; 5-груз; 6-кабель; А, М1, М2 – элекроды зонда.
В практике геофизических исследований применяют два микрозонда: микроградиент-зонд А0,025М0,025 и микропотенциал-зонд А0,05М (электродом N данном случае служит корпус прибора): Радиус исследования микроградиент-зондом примерно 3,75 см, микропотенциал-зондом — в 2-2,5 раза больше. Точкой записи микроградиент-зонда (МГЗ) служит середина расстояния между измерительными электродами, микропотенциал-зонда (МПЗ) электрод М. Кривые микропотенциал- и микроградиент-зондов обычно регистрируются одновременно, поскольку при раздельной записи башмак зонда может занимать неодинаковое положение, что приводит к несопоставимости кривых. При регистрации используют как многожильный, так и одножильный кабель. С одножильным кабелем применяют многоканальную аппаратуру с частотным разделением каналов — МДОЗ и Э-2.
Обычно данные микрозондирования используют для детального расчленения разреза, выделения различных литологических разностей и четкой отбивки их границ, выделения пластов-коллекторов и оценки мощности продуктивных горизонтов, определения пористости и трещиноватости пород.
Так как радиус исследования микроградиент-зондом меньше радиуса исследования микропотенциал-зондом, влияние глини­стой корки и глинистого раствора на его показания гораздо значительнее. Показания же микропотенциал-зонда определяются в основном сопротивлениями промытой зоны и пласта.
По диаграммам микрозондов в комплексе с другими методами каротажа можно выделить породы разных типов.
В фильтрующих коллекторах с межзерновой пористостью (пески, песчаники и т.д.) показания микропотенциал-зонда больше, чем микроградиент-зонда. Наблюдается так называемое положительное приращение:
Δρ = ρк мпз — ρк мгз >0
Уровень приращения против продуктивных пластов выше чем против водоносных за счет остаточного нефтенасыщения. Плотные породы характеризуются высоким уровнем сопротивлений; против них показания двух микрозондов совпадают.
Та же картина наблюдается и против глинистых пород, но для них характерен более низкий уровень значений кажущихся сопротивлений. Показания обоих микрозондов против глин обычно совпадают и при наличии больших каверн соответствуют ρр.
Скважинный резистивиметр многоэлектродного зонда (типа КСП) представляет собой трехэлектродный зонд небольшого размера, смонтированный в специальном кожухе (экранном устройстве), исключающем влияние стенки скважины на результаты замера ρр. Измерения проводят по обычной схеме замера КС.
Данные скважинной резистивиметрии используют также для решения задач, связанных с техническим состоянием ствола скважины. Если по тем или иным причинам не удаётся непосредственно в скважине измерить ρр  или требуются специальные исследования проб глинистого раствора, в условиях лаборатории используют поверхностные резистивиметры. При этом в данные замеров вносят поправку за температуру, соответствующую глубине отбора пробы.
    продолжение
--PAGE_BREAK--Радиоактивные методы Гамма-каротаж  Гамма – каротаж (ГК) основан на измерении естественной гамма – активности горных пород. Гамма – излучение представляет собой высокочастотное коротковолновое электромагнитное излучение, граничащее с жестким рентгеновским излучением. Интенсивность гамма – излучения приблизительно пропорциональна гамма – активности пород. Средняя глубина проникновения g-лучей в осадочных породах около 30 см, что соответствует радиусу сферы исследования, из которой поступает 90% регистрируемого излучения (g-лучи полностью поглощаются лишь слоем толщиной  около 1 м).
При прохождении g-лучей через слой вещества интенсивность излучения I0g снижается до величины Ig.
Ig = I0g × e –  m0dl 
I0g — первоначальная толщина слоя;
l – толщина слоя;
d — плотность вещества;
m0– массовый коэффициент поглощения гамма – излучений.
Интенсивность поглощения оценивается толщиной слоя вещества, в котором поток g-квантов уменьшается в 2 раза.
Интенсивность радиоактивного излучения пород в скважине измеряют с помощью индикатора гамма – излучения. В качестве индикатора используют сцинтилляционные счетчики.
Погрешность измерений тем больше, чем меньше импульсов, испускаемых в единицу времени (скорость счета). Уменьшить погрешность можно путем усреднения наблюдений за некоторый интервал времени tя.
Гамма – излучение, измеряемое при гамма – каротаже, включает в себя так называемое фоновое излучение (фон). Фоновое излучение вызвано загрязнением радиоактивными веществами материалов и космическим излучением. Влияние космического излучения резко снижается с глубиной и на глубине несколько десятков метров на результатах измерений уже не сказывается.
Измерение радиоактивности производится с помощью радиометров, которые состоят из скважинного прибора и наземного пульта, соединенных между собой геофизическим кабелем.
Важнейшим элементом радиометров являются детекторы излучения. В качестве детекторов излучения в скважинной аппаратуре применяют газонаполненные (газоразрядные) или сцинтилляционные счетчики.
Гамма-гамма каротаж
Метод гамма-гамма-каротаж (ГГК) основан на измерении интенсивности Jγγ гамма-излучения, рассеянного породой при ее облучении потоком гамма-квантов.
Для исследований используют установку, включающую детектор и источник гамма-квантов с расположенным между ними экраном (фильтром) из стали и свинца, предохраняющим детектор от прямого гамма-излучения источника. Расстояние между источником и центром детектора  называется размером зонда и в зависимости от целей исследований изменяется в пределах 30 — 40 см.
Интенсивность излучения, регистрируемого при ГГК, зависит от плотности и вещественного состава горных пород и в основном определяется процессами комптоновского рассеяния и фотоэлектрического поглощения гамма-квантов породой. Испускаемые источником гамма-кванты большой энергии претерпевают на пути своего движения несколько актов рассеяния, значительно уменьшают свою энергию и поглощаются в результате фотоэффекта. Как следствие, около источника устанавливается некоторое их распределение (облако), обусловленное свойствами окружающей среды, ее способностью рассеивать и поглощать гамма-кванты. В результате по мере удаления от источника поток рассеянных гамма-квантов около детектора, расположенного от источника на довольно значительном расстоянии (в среднем 20 см), быстро убывает, особенно с увеличением плотности горной породы и концентрации в ней тяжелых элементов.
Относительная роль процессов комптоновского рассеяния и фотоэффекта, кроме перечисленных факторов, зависит от начальной энергии гамма-квантов. В соответствии с этим применяют два варианта ГГК: плотностной и селективный.
Плотностной вариант (ГГК-П). В варианте ГГК-П породы облучаются потоком жестких гамма-квантов с энергией 0,5-2 МэВ; мягкие гамма-кванты с энергией менее 0,2 МэВ поглощаются с помощью фильтра. Величина измеряемого в этом случае рассеянного гамма-излучения с энергией более 0,2 МэВ будет определяться количеством электронов в единице объема среды Ne,
Ne  = (z/A) N δп,
где z – заряд ядра; А – атомная масса; N – число Авогадро; δп – плотность среды. В горных породах, представленных в основном легкими элементами z/А ≈ 0,5, откуда Ne=cδп, где с — некоторая постоянная величина.
Поскольку Ne≈ δп  показания ГГК-П будут зависеть лишь от плотности среды: чем больше плотность окружающей среды, тем меньше показания ГГК-П, и наоборот. Длина зонда ГГК-П 20 — 40 см.
Плотностной вариант ГГК — один из основных методов, применяемых для оценки пористости горных пород.
Нейтрон – нейтронный каротаж
 На диаграммах ННКТ водородсодержащие пласты выделяются низкими значениями, малопори­стые пласты — более высокими значениями. Однако на пока­зания ННКТ значительное влияние оказывают элементы, об­ладающие большим сечением захвата тепловых нейтронов, по­этому ННКТ весьма чувствителен к содержанию хлора и получаемые результаты сильно зависят от минерализации про­мывочной жидкости и пластовой воды.
Показания ННКН практически не зависят от содержания в окружающей среде элементов с большим сечением захвата тепловых нейтронов, в том числе хлора. Они определяются главным образом замедляющими свойствами среды — водородосодержанием. Следовательно, показания ННКН более тесно связаны с содержанием водорода в породе, чем показания НГК и ННКТ. Однако для ННКН характерна малая глубинность ис­следования, которая изменяется в зависимости от свойств по­род и их водородосодержания от 20 до 40 см, уменьшаясь с рос­том водородосодержания. Наименьший радиус исследования характерен для ННКН, так как область распространения надтепловых нейтронов меньше, чем тепловых.
По данным НК через содержание водорода определяется об­щая пористость пород. При этом учитывается ряд геологиче­ских и технических факторов.
За условную единицу измерения при нейтронном каротаже приняты значения Iусл.ед, измеренные в баке с пресной водой. При использовании в качестве эталонной жидкости дизель­ного топлива в измерения необходимо вводить поправки за счет разницы в водородосодержании нефти и воды. При ка­либровке приборов НК выполняются измерения потока гамма-излучения или нейтронов на имитаторах пористых пластов (ИПП). Полученные данные используются для построения зависимости Iусл.ед=f(kп). Погрешность приведенных измере­ний не должна превышать ±1 % в рабочем (линейном) диа­пазоне изменения пористости от 3 до 20—30%.
Нейтронный каротаж  проводится при помощи скважинного при­бора, содержащего источник нейтронов и расположенный на некотором расстоянии от него детектор гамма-излучения или нейтронов (см. рис..). Это расстояние, отсчитанное до середины детектора, называют длиной зонда.
Рис. Схема измерительных установок нейтронного каротажа: γ – детектор гамма – излучения; n– детектор нейтронов; N– источник нейтронов; L– длина зонда; 1- стальной экран; 2 – свинцовый экран; 3 – парафин (или другой материал с высоким водородосодержанием); 4 – точка записи результатов измерений.
Источником нейтронов является помещенная в ампулу смесь порошкообразного бериллия с радиоактивным элементом, обычно полонием. Нейтроны образуются в результате взаимодействия ядер ато­мов бериллия 49Ве с альфа-частицами, испускаемыми полонием.
Форма кривых НК определяется следующими факторами: характером распределения по стволу скважины потока излучения, регистрируемого приборами; электрической инерционностью аппаратуры, возрастающей с увеличением постоянной времени интегрирующей ячейки τ и скорости перемещения прибора по скважине.
Рис. Кривые радиоактивного каротажа против одиночных пластов. Шифр кривых ντ.
При ντ =0  (точечные замеры, нет искажающего влияния интегрирую­щей ячейки) кривая симметрична относительно середины пласта.
При ντ>0 кривая становится асимметричной относительно середины пласта, растягиваясь в направлении движения прибора (снизу вверх). Амплитуда кривой против пласта начинает снижаться при большей мощности пласта. С увеличением параметра ντ отмеченные искажения кривой выражаются все более резко. Границы пласта отбиваются по началу крутого подъема и началу крутого спада кривой.
Акустический каротаж Акустическим каротажем называют методы определения упругих свойств горных пород, слагающих разрезы скважин, по наблюдениям за распространением в них упругих волн.
В отличие от сейсмического каротажа, в котором для получения средней скорости распространения упругих колебаний в мощных пластах (от 20 м и более) используют частоты порядка 20 — 100 Гц, при акустическом каротаже определяют интервальную или пластовую скорость для маломощных пластов (от 0,5 м и более) с использованием частот порядка 5 — 100 кГц.   
Чтобы получить представление опринципе скважинных измерений при акустическом каротаже, рассмотрим распространение упругих волн от сферического излучателя И в скважине постоянного диаметра, заполненной глинистым раствором и пересекающей пласт неограниченной мощности. Приемник П упругих колебаний находится на расстоянии L от излучателя на оси скважины. Наблюдается следующая картина. При возбуждении упругих колебаний от излучателя И по глинистому раствору распространяется продольная упругая волна Р1 со сферическим фронтом распространения и скоростью υ1 Достигнув стенки скважины, прямая волна Р1  образует вторичные волны — отраженную продольную Р11и проходящие — продольную Р12  и обменную поперечную Р1S2волны. У проходящих вторичных волн скорость распространения продольной волны υр2, больше, чем поперечной υs2( υp2  > υs2). Фронт прямой продольной волны Р1образует со стенкой скважины критический угол i(sin i = υp2/ υp2 ) в результате чего проходящие волны становятся перпендикулярными к границе раздела скважина — плавт (случай преломления, называемый полным внутренним отражением) и начинает распространяться вдоль стенки скважины. Скользя вдоль стенки скважины проходящие волны Р12  и Р1S2  излучают энергию в скважину в виде головных продольных Р121 и поперечных Р1S2P1 волн, а также волн типа Лэмба — Стоунли (L — St) (распространяющихся в жидкости, заполняющей скважину, и в горной породе в прискважинном слое).
Следовательно, от излучателя И к приемнику в условиях скважины распространяются головная продольная волна Р121  головная поперечная волна P1S2P1, волна Лэмба — Стоунли (L — St) и прямая продольная волна Р1(отраженная волна  Р11  обычно не доходит до приемника из-за малой ее энергии) со следующим соотношением скоростей: υp2 > υs2 >υL-St> υp1. В реальных условиях волновая картина имеет более сложный вид.
2.5. Метрологическое обеспечение проектируемых работ
К  геофизическим  исследованиям  в  скважинах  допускается  аппаратура  и  скважинные  приборы,  прошедшие  проверку  в  региональных  и  базовых  метрологических  центрах.  Проверка  скважинной  аппаратуры  производится  в  соответствии  с  действующими  ОСТами  геофизической  аппаратуры  и  другими  руководящими  документами  по  проведению  различных  видов  каротажа.
Проверка  геофизической  аппаратуры   в  базовых  метрологических  центрах  производится  периодически (1 раз  в  течение  полугода),  но  реже  1  раза  в  год  и  после  ремонта,  влияющего  на  метрологическую  характеристику  аппаратуры.  Калибровка  аппаратуры  на  скважине  производится  с  помощью  специальных  передвижных  метрологических  устройств,  при  отсутствии  указанных  устройств – с  помощью  контрольных  измерений. Широкое внедрение государственной системы обеспечения единства измерений позволяет гарантировать нормированную точность применяемых средств измерений и предусматривает применение аттестованных и стандартизированных методик выполнения измерений. Метрологическая служба ОАО «РГК» осуществляет  контроль нормированной точности скважинной аппаратуры.
Качество средств измерений определяют при поверке и аттестации. Средствами контроля точности скважинной аппаратуры являются стандартные образцы жидкости.
Скважинный прибор СГДТ требуется поверять один раз в три месяца. Основным средством первичной и периодических калибровок являются отрезки стальных труб разного диаметра и толщин стенок, установленные в емкости с водой и зацементированные в нижней части.
Результат калибровки (признание аппаратуры годной или негодной) оформляется протоколом, на основании которого выдается свидетельство о калибровки аппаратуры, если результаты калибровки положительны. При отрицательных результатах калибровки аппаратура не допускается к применению. В протоколе калибровки указывается все результаты измерений и обработки этих результатов с оценкой значения погрешности аппаратуры. В свидетельстве о калибровке, помимо заключения о годности, указывается оценка погрешности проверяемой аппаратуры.
Госнадзор за деятельностью метрологической службы предприятия осуществляется окружным центром стандартизации и метрологии РФ.
Аппаратура и оборудование Геофизические исследования в скважинах служат для изучения разрезов скважин, выявления и промышленной оценки полезных ископаемых, изучения технического состояния скважин и контроля разработки нефтяных и газовых месторождений.
Геофизические исследования  в скважинах проводятся с помощью специальных установок, которые включают наземную и скважинную аппаратуру, соединенную между собой каналом связи – геофизическим кабелем, а также спуско-подъемный механизм, обеспечивающий перемещение скважинных приборов, по стволу скважины.
Наземная аппаратура, включающая совокупность измерительной аппаратуры, источников питания, контрольных приборов, смонтированных в специальном кузове, установленном на шасси автомобиля, носит название каротажной станции.
Под скважинной геофизической аппаратурой понимают совокупность измерительных устройств, предназначенных для определения разных физических параметров в скважинах. В большинстве случаев комплект скважинной аппаратуры включает в себя датчик (зонд), располагающийся вне скважинного прибора или входящий в его состав, передающую часть  телеизмерительной системы, находящуюся внутри гильзы скважинного прибора, кабель и приемную часть телеизмерительной системы на поверхности. Информация со скважинного прибора преобразуется на поверхности в геофизические диаграммы, отнесенные к глубине интервала регистрации.
Приемная часть телеизмерительной системы функционирует совместно с основными узлами каротажных станций, включая регистрирующий прибор и источники питания.
Спуск и подъем скважинного прибора осуществляется при помощи подъемника, кабеля, подвесного и направляющего роликов, устанавливаемых на устье скважины. В зависимости от типа и длины кабеля применяют подъемники с лебедками  различных видов.
Подъемники представляют собой самоходную установку, смонтированную в специальном металлическом кузове на шасси повышенной проходимости. Спуск и подъем кабеля происходит при помощи лебедки. Барабан лебедки снабжен тормозом, состоящим из двух металлических лент с наклеенными на них слоями феррадо, охватывающими щеки барабана. Передача от двигателя к барабану обеспечивает возможность изменения скорости подъема кабеля в диапазоне 40-10000 м/ч и имеет устройство передачи на плавный спуск кабеля. Для подсоединения измерительной цепи лаборатории к жилам кабеля на лебедке устанавливается коллектор.
Подъемник имеет органы  управления лебедкой и трансмиссией ее привода, приборы для измерения скорости движения кабеля, глубины его спуска и натяжения, приборы для освещения кузова и устья скважины, различное оборудование для проведения монтажных работ при геофизических исследованиях, а также для крепления при перевозке скважинных приборов и грузов.
В процессе геофизических исследований должны быть известны данные о глубине нахождения, скорости перемещения прибора по скважине и натяжении кабеля. Кроме того, необходимо четко согласовать перемещение прибора по скважине с  движением диаграммы. Это достигается применением блок-баланса или направляющего и подвесного роликов с датчиками глубины, натяжения и сельсинной передачей.
Блок-баланс состоит из ролика для направления кабеля в скважину и подставки, устанавливаемой над устьем скважины и прижимаемой к столу ротора бурильным инструментом. Направляющий ролик крепится к подроторной раме основания буровой, а подвесной после установки датчиков глубины и натяжения и подсоединения к ним кабелей от смоточного устройства подъемника  с помощью подвески закрепляют на талиевой системе бурильной установки.
Геофизические кабели служат для спуска и подъема приборов при проведении геофизических исследований.