• Реклама

  • Реклама


  • Новости сайта
  • "ТЕХНИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И РАБОТ ПРИБОРАМИ НА КАБЕЛЕ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ. РД 153-39.0-072-01" (утв. Приказом Минэнерго РФ от 07.05.2001 N 134)

    Страница 8


    Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 | Стр.7 | Стр.8 | Стр.9 | Стр.10 | Стр.11 | Стр.12 | Стр.13 | Стр.14 | Стр.15 | Стр.16 |


    и  имитаторы  УЭС. Стандартным образцом служит слабоминерализованный водный
    раствор  (ро   - 1 - 20 Ом х м), помещенный в металлический бак с размерами
                с
    не  менее  1  х 1 х 2 м; имитатором - магазин сопротивлений, обеспечивающий
    имитацию УЭС в динамическом диапазоне измерений.

    Для проведения калибровки используют также образцовые средства измерений: мегаомметр (для проверки сопротивления изоляции зондовой установки); рулетку и штангенциркуль (для контроля геометрических размеров элементов скважинного прибора); резистивиметр (для определения УЭС стандартного образца); мост постоянного тока (для контроля имитаторов УЭС).

    14.8.3.3. Прибор считается исправным, если коэффициент бокового микрозонда отличается от номинального значения не более чем на +/- 5%, а фактические значения относительных погрешностей измерений и погрешности установки стандарт- и нуль-сигналов укладываются в допуски, указанные в эксплуатационной документации на прибор.

    14.8.4. Исследования проводят согласно требованиям п. 14.1.7 после выполнения других видов ЭК и ЭМК.

    14.8.5. Основные положения контроля качества измерений регламентируются п. 6.6.3 и п. 14.1.8. Дополнительные критерии заключаются в следующем:

        14.8.5.1. Расхождения значений стандарт-сигналов, зарегистрированных до
    и  после  измерений  и  в  процессе  последней периодической калибровки, не
    должны  превышать  значение  допускаемой  основной  погрешности  измерений;
    расхождения  значений  ро   измеренных  в  колонне, и значений нуль-сигнала
                             к
    должны находиться в пределах +/- 0,5 Ом х м.

    14.8.5.2. Относительные расхождения между основными и повторными измерениями не должны превышать +/- 20% в интервалах с номинальным диаметром скважины.

        14.8.5.3.  Минимальные  значения  кажущегося сопротивления в интервалах
    глубоких каверн (d  > 0,35 м), где башмак не прижимается к стенке скважины,
                      с
    отличаются от УЭС промывочной жидкости не более чем на +/- 20%.

    14.8.5.4. Значения кажущихся УЭС однородных изотропных пластов без глинистой корки и проникновения не должны отличаться от значений УЭС, найденных по данным БКЗ или БК более чем на +/- 30%.

    14.8.6. На твердых копиях результаты измерений представляют в логарифмическом масштабе в треке Т3 стандарта API (рис. 1). При выполнении измерений комплексным прибором трек Т1 содержит также данные микрокаверномера, трек Т2 - данные микрокаротажа.

    14.9. Индукционный каротаж

        14.9.1.  Индукционный  каротаж  (ИК)  основан  на  измерении  кажущейся
    удельной    электрической    проводимости   сигма    пород   в   переменном
                                                     к
    электромагнитном поле в частотном диапазоне от десятков до сотен килогерц.
        Реализованы   варианты  измерения  как  активной  компоненты  кажущейся
                                               а
    удельной  электрической  проводимости сигма , которая пропорциональна  ЭДС,
                                               к
                                                                             р
    синфазной току генераторной цепи зонда, так и реактивной компоненты сигма ,
                                                                             к
    пропорциональной ЭДС, сдвинутой по фазе относительно тока генераторной цепи
    зонда  на  величину  пи/2. Единица  измерения  -  сименс  на  метр  (См/м),
    дробная - миллисименс на метр (мСм/м).

    14.9.1.1. Основное назначение ИК, выполненного с помощью многозондовых приборов, состоит в определении геоэлектрических характеристик разреза - УЭС неизмененной части пласта и зоны проникновения, а также глубины зоны проникновения. При использовании однозондовых приборов решение этих задач может достигаться комплексированием данных ИК с данными БКЗ и БК.

    14.9.1.2. Типовые условия применения метода - скважины, заполненные любой промывочной жидкостью и вскрывшие породы с удельным электрическим сопротивлением менее 500 Ом х м.

    14.9.1.3. Применение метода ограничивается: при высоком содержании в промывочной жидкости компонент с сильными магнитными свойствами; если значения удельного электрического сопротивления пород превышают 500 Ом х м, для малоглубинных зондов ИК и зондов со слабым исключением влияния скважины - на высокоминерализованных промывочных жидкостях.

    14.9.2. Простейший измерительный зонд ИК состоит из генераторной и измерительной цепей, содержащих, по крайней мере, по одной катушке - генераторной и измерительной. Реально общее число катушек зонда ИК, как правило, не меньше 3 и не больше 8. При построении многозондовых приборов ИК одну из цепей (генераторную или измерительную) выбирают общей для всех зондов.

    Длина зонда ИК - расстояние между основными генераторной и измерительной катушками. Точку на оси зонда, для которой проходящая через нее и перпендикулярная оси зонда плоскость делит все пространство на два полупространства с равными геометрическими факторами, принимают за точку записи.

    14.9.2.1. Прибор (модуль) ИК комплексируют с модулями других методов ГИС без ограничений.

    14.9.2.2. Требования к скважинному прибору (модулю) ИК:

    - диапазон измерений удельной электрической проводимости - 2 - 2500 мСм/м;

    - коэффициент фазовой отстройки активной компоненты от реактивной - не менее 20;

        -  предел  допускаемой  основной   погрешности  измерений  -  не  более
    (0,03 сигма  +/- 1) мСм/м,  где  сигма   -  измеренное  значение  кажущейся
               к                          к
    проводимости;

    - допускаемая дополнительная погрешность измерений, вызванная изменением температуры среды, - не более 0,2 от основной погрешности на каждые 10 °С относительно стандартного значения температуры, равного 20 °С;

    - допускаемая дополнительная погрешность, вызванная изменением тока питания на +/- 10% от номинального, - не более 0,5 от основной погрешности;

    - стабильность нулевого уровня в нормальных условиях - не хуже +/- 2 мСм/м для активной компоненты сигнала и +/- 4 мСм/м - для реактивной компоненты;

    - тест-кольцо (полевой калибратор) должно воспроизводить значения эквивалентных проводимостей в диапазоне 2 - 2500 мСм/м с погрешностью по активной и реактивной компонентам сигнала не более +/- 2% по модулю сигнала и +/- 0,02 рад. по его фазе.

    14.9.2.3. Минимальные требования к методическому обеспечению заключаются в наличии зависимостей, отражающих влияние на показания зонда: диаметра скважины и удельного сопротивления промывочной жидкости; скин-эффекта; ограниченной толщины пласта без проникновения; параметров зоны проникновения для пласта неограниченной толщины с проникновением.

    14.9.3. Первичную, периодическую и полевую калибровки выполняют согласно общим требованиям раздела 6.

    14.9.3.1. Перечень контролируемых параметров общий для скважинных приборов ЭК и ЭМК (пп. 14.1.5.1).

    14.9.3.2. Основным средством калибровки является тест-кольцо с набором тест-вставок, имитирующих фиксированные значения показаний зонда в диапазоне измеряемых величин.

    14.9.3.3. При использовании наземных панелей и оцифровке сигнала с помощью регистратора полевую калибровку прибора на скважине проводят измерением до и после каротажа нуль- и стандарт-сигналов в воздухе на достаточном удалении от металлических предметов. Допускается проведение полевой калибровки с помощью тест-кольца.

    14.9.4. Исследования в скважинах прибором ИК проводят согласно требованиям п. 14.1.7 непосредственно после проведения БКЗ, БК или одновременно с ними.

    14.9.5. Контроль качества первичных данных осуществляется согласно требованиям п. 6.6.3 и п. 14.1.8. Кроме того:

    14.9.5.1. Смещение нуля, определяемое как разность нуль-сигналов при полевых калибровках до и после каротажа, не должно превышать +/- 6 мСм/м для активного и +/- 10 мСм/м для реактивного каналов каждого из зондов.

    14.9.5.2. Относительные расхождения значений стандарт-сигналов, зарегистрированные до и после проведения каротажа и при последней периодической калибровке, должны отличаться не более чем на +/- 5%.

    14.9.5.3. Расхождения между основным и повторным замерами не должны превышать +/- 3 мСм/м плюс 5% от текущего значения для активной компоненты сигнала и +/- 5 мСм/м плюс 5% от текущего значения для реактивной компоненты сигнала.

    14.9.5.4. В непроницаемых пластах большой толщины после введения поправок за скин-эффект значения кажущегося сопротивления, вычисленные по активной и реактивной компонентам для различных зондов ИК, не должны различаться более чем на +/- 10% при сопротивлении пород менее 20 Ом х м. В таких пластах значения сопротивлений, найденные по данным ИК, не должны различаться от сопротивлений, определенных по другим методам электрического каротажа (БКЗ, БК), более чем на +/- 20%. Возможны несколько меньшие значения сопротивления по ИК вследствие влияния анизотропии на показания зондов БКЗ и БК.

    14.9.5.5. Активные компоненты кажущихся проводимостей могут иметь отрицательные аномалии только в экстраординарных случаях: в интервалах протяженностью не более 1 м на границах пластов с высокой контрастностью УЭС; при сильной кавернозности ствола скважины, заполненной высокоминерализованной промывочной жидкостью; для некоторых зондов в пластах с низкими значениями УЭС в результате инверсии кривой скин-эффекта.

    Отрицательные значения на кривых активных компонент в других случаях обусловлены "сдвигом нуля" прибора, что должно быть скорректировано при первичной обработке данных.

        14.9.5.6.  При высоком УЭС однородной среды (ро  > 200 Ом х м) активная
                                                       п
    компонента  кажущейся проводимости практически равна удельной электрической
                               а
    проводимости  среды  (сигма    ~=  сигма ); реактивная компонента кажущейся
                               к            п
    проводимости практически равна нулю при ро  > 40 - 100  Ом х м.  Эти  факты
                                              п
    можно использовать при оценке "сдвига нуля" измеряемых сигналов.

    14.9.5.7. Количество сбоев цифровой записи первичных данных в интервале исследований не должно превышать двух на 100 точек записи.

    14.9.6. На твердых копиях результаты измерений проводимости представляют в линейном масштабе в треке Т2 стандарта API, а при их выводе как кривых сопротивлений - в логарифмическом масштабе в том же треке (рис. 1).

    14.10. Высокочастотное индукционное каротажное

    изопараметрическое зондирование

    14.10.1. Высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование (ВИКИЗ) представляет собой измерение параметров магнитного поля трехкатушечными индукционными зондами, обладающими геометрическим и электродинамическим подобием.

    Измеряемой величиной в методе ВИКИЗ является разность фаз ДЕЛЬТА пси гармонического магнитного поля, распространяющегося в проводящей среде от источника излучения до приемников, удаленных от источника на различные расстояния (база измерения). Разность фаз характеризует удельное электрическое сопротивление пород и электрические неоднородности прискважинной зоны, которые учитывают итерационным подбором интерпретационных моделей. Выходные расчетные величины после обработки первичных данных - удельные сопротивления зоны проникновения, окаймляющей зоны и удаленной от скважины части пласта, не затронутого проникновением, а также глубина зоны проникновения.

    14.10.1.1. ВИКИЗ выполняют с целью определения:

    - радиального градиента электрического сопротивления и выделения на этой основе пород-коллекторов, в которые происходит проникновение промывочной жидкости;

    - удельного электрического сопротивления частей пластов, не затронутых проникновением, зон проникновения и окаймляющих их зон с одновременной оценкой глубины измененной части пласта;

    - характера насыщенности пород;

    - положений контактов углеводородов с водой и протяженности переходных зон;

    - а также мониторинга эксплуатационных скважин, обсаженных диэлектрическими трубами.

    14.10.1.2. Благоприятные условия для ВИКИЗ выполняются в вертикальных, наклонных и горизонтальных скважинах, заполненных пресной либо минерализованной промывочной жидкостью, удельное сопротивление которой более 0,02 Ом х м, и промывочной жидкостью на нефтяной основе. Диапазон измерения удельных сопротивлений пород от 1 до 200 Ом х м.

    14.10.1.3. Исследования не проводят в скважинах, заполненных сильно минерализованной промывочной жидкостью, удельное сопротивление которой менее 0,02 Ом х м.

    Качество материалов снижается в скважинах диаметром более 0,4 м. Последнее ограничение ослабляется при центрировании скважинного прибора.

    14.10.2. Стандартная технология ВИКИЗ (см. подраздел 2.8) предусматривает регистрацию за одну спускоподъемную операцию показаний пяти разноглубинных зондов индукционного каротажа и потенциала самопроизвольной поляризации (ПС) пород.

    В измерительном зонде все излучающие и приемные катушки коротких зондов размещены между излучающей и приемной катушками двухметрового зонда. Длины зондов уменьшаются последовательно, начиная с зонда двухметровой длины; коэффициент уменьшения - корень квадратный из двух. Самый короткий зонд имеет длину 0,5 м. База измерения равна расстоянию между приемниками и составляет пятую часть от длины зонда. Для двухметрового зонда база равна 0,4 м, а для наименьшего зонда - 0,1 м.

    Точка записи - середина базы измерения. Электрод ПС размещен в нижней части защитного контейнера.

    14.10.2.1. Модуль ВИКИЗ комплексируется с другими модулями ГИС без ограничений в качестве непроходного модуля, размещенного в нижней части комбинированного прибора.

    14.10.2.2. Требования к скважинному прибору ВИКИЗ:

    - нормируемой метрологической характеристикой является кажущееся удельное сопротивление, однозначно связанное с измеряемой разностью фаз, диапазон определения кажущегося удельного сопротивления - 1 - 200 Ом х м;

        - предел  допускаемой  основной  погрешности  определений  -  не  более
    +/- (5 + 20 ро / ро )%,  где  ро - рассчитанное  значение  кажущегося  УЭС,
                       в
    ро  - верхнее значение  определяемого УЭС  для данного  диапазона измерения
      в
    разности фаз;

    - допускаемая дополнительная погрешность определения УЭС, вызванная изменением температуры в скважине, не должна превышать 0,2 от значения основной погрешности на каждые 10 °С относительно стандартного значения, равного 20 °С;

    - допускаемая дополнительная погрешность измерения, вызванная изменением напряжения питания в диапазоне +/- 10%, не должна превышать 0,2 от значения основной погрешности.

    14.10.2.3. Минимальные требования к методическому обеспечению заключаются в наличии интерпретационных зависимостей, позволяющих определить: УЭС пластов ограниченной толщины с учетом влияния скин-эффекта, диаметра скважины, удельного сопротивления промывочной жидкости и вмещающих пород при отсутствии проникновения; параметры (диаметр и удельное электрическое сопротивление) зоны проникновения и окаймляющей зоны в пластах неограниченной толщины.

    14.10.3. Первичную и периодические калибровки выполняют согласно общим требованиям раздела 6.

    Полевая калибровка выполняется, если при исследованиях используется наземная панель управления. Дополнительные для метода требования заключаются в следующем:

    14.10.3.1. Периодические калибровки выполняют с помощью образцового имитатора (тест-кольца) в соответствии с эксплуатационной документацией на скважинный прибор и наземную панель управления.

    14.10.3.2. Значения стандарт- и нуль-сигналов до и после исследования скважины устанавливают с помощью наземной панели управления. Если работу ведут с программно-управляемой каротажной лабораторией без применения панели управления, то используют значения стандарт- и нуль-сигналов, записанные при последней периодической калибровке.

    14.10.4. Исследования скважин выполняют согласно требованиям п. 14.1.7 в начальный период геофизических работ, чтобы исключить влияние эффектов, связанных с образованием глубоких зон проникновения.

    14.10.4.1. Скорость каротажа - не более 1800 м/ч.

    14.10.5. Основные положения контроля качества первичных материалов ВИКИЗ регламентируются п. 6.6.3. Дополнительные критерии заключаются в следующем:

    14.10.5.1. При использовании наземной панели управления расхождения значений нуль- и стандарт-сигналов в начале и конце исследований и при последней периодической калибровке не должны превышать +/- 5% от значений стандарт-сигнала.

    14.10.5.2. Расхождения между основным и повторным измерениями не должны превышать +/- 10% в интервалах с номинальным диаметром скважины.

    14.10.5.3. Количество сбоев цифровой регистрации в интервале исследований должно быть не более двух на 100 точек записи данных.

    14.10.6. На твердых копиях результаты измерений представляют в логарифмическом масштабе в треке Т3 стандарта API (рис. 1).

    14.11. Электромагнитный каротаж по затуханию

    14.11.1. Электромагнитный каротаж по затуханию (ЭМКЗ) основан на измерении затухания высокочастотного электромагнитного поля, возбуждаемого генераторными катушками.

    ЭМКЗ применяют для определения электрической проводимости пород, с которой связано затухание электромагнитного поля. Его данные используют:

    - для определения удельной электрической проводимости (удельного электрического сопротивления) части пласта, не затронутой глубоким проникновением;

    - для выделения коллекторов в случае глубоких (диаметр более 0,8 м) зон проникновения;

    - в комплексе с данными ИК - для выделения низкоомных окаймляющих зон в нефтенасыщенных пластах.

    14.11.1.1. Благоприятные условия применения ЭМКЗ существуют в скважинах, заполненных пресной или слабо минерализованной промывочной жидкостью, удельное электрическое сопротивление которой превышает 0,2 Ом х м.

    14.11.2. Стандартная технология ЭМКЗ предусматривает проведение измерений, по крайней мере, двумя разноглубинными зондами на частотах 400 кГц (большой зонд длиной 5,8 м) и 2500 кГц (зонд средней глубинности длиной 2,3 м), точки записи которых совмещены.

    14.11.2.1. Требования к скважинному прибору и наземной панели определяют:

    - нормируемой метрологической характеристикой является кажущееся удельное электрическое сопротивление (кажущаяся удельная проводимость), связанное с измеряемым затуханием электромагнитного поля;

    - диапазон определения кажущегося удельного сопротивления - 0,5 - 200 Ом х м;

        -  предел  допускаемой  основной  погрешности  определений  -  +/- [5 +
    0,05 (ро / ро  - 1)]%, где ро -  рассчитанное  сопротивление,  ро  - нижнее
                 н                                                   н
    значение определяемого УЭС для  данного   диапазона   измерения   затухания
    электромагнитного поля;
        -  допускаемая  погрешность, вызванная изменением температуры на каждые
    10  °С  относительно  стандартного значения,  равного 20 °С, равна +/- (2 +
    3 ро / ро )%, где  ро  -  верхнее  значение  определения  УЭС  для  данного
             в           в
    диапазона измерения затухания.

    14.11.2.2. Минимальные требования к методическому обеспечению заключаются в наличии интерпретационных зависимостей, позволяющих определять по данным ЭМКЗ и псевдобокового каротажа УЭС пластов и наличие зоны проникновения.

    14.11.3. Первичную, периодические и полевые калибровки проводят согласно общим требованиям раздела 6.

    14.11.3.1. Периодические калибровки выполняют посредством поверочного стола при расположении вспомогательной генераторной катушки в точках с известными значениями регистрируемого параметра.

    14.11.3.2. Полевую калибровку осуществляют по двум стандарт-сигналам, которые соответствуют значениям удельных электрических сопротивлений пород, равных 1 и 200 Ом х м.

    14.11.4. Исследования в скважинах выполняют согласно требованиям п. 14.1.7. Скорость каротажа - не более 1500 м/ч.

    14.11.5. Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6.

    14.11.6. На твердых копиях результаты измерений представляют в логарифмическом масштабе в треке Т2 стандарта API (рис. 1).

    14.12. Диэлектрический каротаж

    14.12.1. Диэлектрический каротаж (ДК) основан на измерении амплитудных и/или фазовых характеристик высокочастотного магнитного поля, возбуждаемого генераторной катушкой зонда в частотном диапазоне выше первых десятков мегагерц.

        Диэлектрический  каротаж  выполняют  с  целью  измерения  относительной
    диэлектрической  проницаемости  пород  и  оценки  по ее значениям характера
    насыщенности   пластов   при  низкой  минерализации  пластовых  вод,  когда
    дифференциация  продуктивных  и  водоносных пластов по УЭС незначительна. К
    вспомогательным задачам относят определение эффективных нефтегазонасыщенных
    толщин  и  положений  контактов  углеводородов  с  водой,  оценку  объемной
    влажности  W  = k  k  коллекторов, если диаметр  проникновения не превышает
                     п  в
    0,6 - 0,8 м.
        14.12.1.1.  Благоприятные условия применения ДК существуют в скважинах,
    заполненных  пресной  промывочной жидкостью и жидкостью на нефтяной основе.
    Оптимальной для ДК является область выполнения соотношения омега эпсилон ро
    >=  0,2,  где омега - круговая частота возбуждаемого электромагнитного поля
    (характеристика   скважинного   прибора),   эпсилон,   ро  -  относительная
    диэлектрическая   проницаемость   и   УЭС  пород  (характеристики  разреза)
    соответственно.  Эффективность  метода возрастает в разрезах с высокими УЭС
    пластов  (ро   >  6  Ом  х  м)  и  неглубокими зонами проникновения пресной
                н
    промывочной жидкости (ро  > 0,5 Ом х м).
                            с

    14.12.1.2. Ограничения применения метода связаны с влиянием факторов, осложняющих определение диэлектрической проницаемости: минерализованная промывочная жидкость; добавки утяжелителей на основе гематита, магнетита и других веществ с высокими магнитными свойствами; кавернозность ствола скважины; низкие УЭС пластов в разрезе, особенно в сочетании с низкими значениями диэлектрической проницаемости (конкретные значения устанавливают для района работ); глубокое (более 3 - 4 диаметров скважин) проникновение в пласты, особенно повышающее.

        14.12.2.   Прибор   ДК  содержит  трехэлементные  измерительные  зонды,
    состоящие  из  двух  сближенных  генераторных и одной приемной катушек  или
    наоборот,  из  генераторной  и  двух  сближенных приемных катушек, которыми
    измеряют разность фаз  ДЕЛЬТА  фи  (или cos ДЕЛЬТА фи,  sin  ДЕЛЬТА фи / 2)
    напряженности   магнитного   поля,  амплитуды  (Н    и  Н  )  напряженности
                                                     Z1      Z2
    магнитного  поля  и  величины,  производные  от  амплитуд,  -  разность или
    отношение  амплитуд. Длина зонда - расстояние между генераторной и приемной
    катушками;   измерительная   база   зонда   -   расстояние   между  парными
    генераторными   или  приемными  катушками.  Точку  записи  при  регистрации
    разности фаз или напряженности магнитного поля относят к середине базы.
        Рекомендуется    использование    приборов,   позволяющих    определять
    относительные   фазовые  (ДЕЛЬТА   фи,  cos ДЕЛЬТА фи, sin ДЕЛЬТА фи / 2) и
    относительные   амплитудные   характеристики   Н   / Н  , что  обеспечивает
                                                    Z1    Z2
    автономность  обработки  и  ослабление  влияния геолого-технических условий
    измерений  (скважины,  вмещающих  пород);  реализовать  не  менее двух длин
    зондов  или  двух  частот для обеспечения радиальных исследований. Диапазон
    применяемых частот - 15 - 60 МГц.

    Вид исследований не вышел из стадии опытно-методического применения, поэтому задачи комплексирования прибора с другими модулями ГИС не актуальны.

    14.12.3. Первичную, периодические и полевые калибровки проводят согласно общим требованиям раздела 6. Дополнительные требования заключаются в следующем:

        14.12.3.1. Первичную и периодические калибровки выполняют в заполненной
    водой  емкости  размером  не  менее  4 х 4 х 4 м для получения зависимостей
    разности  фаз  ДЕЛЬТА   фи  и  отношения  амплитуд  Н   / Н   при  удалении
                                                         Z1    Z2
    от границы "вода-воздух". Полученные зависимости сравнивают с рассчитанными
    теоретическими.
        14.12.3.2.   Полевые   калибровки   выполняют   в   воздухе  с  помощью
    портативного  имитатора среды при расположении скважинного прибора не менее
    чем  в  1,7  м  от  земли  и   не  ближе  2  м  от металлических предметов.
    Имитируемые значения ДЕЛЬТА фи и Н   / Н   указаны в паспорте теста.
                                      Z1    Z2

    14.12.3.3. Перед началом и по окончании исследований в скважинах прописывают значения нуль- и стандарт-сигналов, подаваемых из скважинного прибора или встроенного наземного генератора сигналов.

    14.12.4. Исследования в скважинах проводят согласно требованиям п. 14.1.7 после выполнения других видов ЭК и ЭМК. Их выполняют также в скважинах "старого фонда", обсаженных неметаллической обсадной колонной.

    14.12.4.1. Скорость каротажа - не более 1200 м/ч.

    14.12.5. Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительные требования для данного вида исследований следующие:

    14.12.5.1. Значения стандарт-сигналов, зарегистрированные до начала и по окончании исследований, не должны различаться более чем на +/- 10%.

    14.12.5.2. Значения диэлектрической проницаемости эпсилон, рассчитанные для непроницаемых пластов ангидритов, каменной соли, карбонатных пород большой толщины, должны соответствовать их табличным значениям с погрешностью не более +/- 1 отн. ед. эпсилон.

    14.12.5.3. Интервалы разреза, характеризующиеся удельным сопротивлением пород менее 5 Ом х м, не обрабатываются.

    14.12.6. На твердых копиях представляют измеренные значения относительных фазовых и амплитудных характеристик, а также расчетную кривую эпсилон. Форма представления не регламентируется.

    15. РАДИОАКТИВНЫЙ КАРОТАЖ

    15.1. Основные положения

    15.1.1. Радиоактивный каротаж (РК) - исследования, основанные на измерении параметров полей ионизирующих частиц (нейтронов и гамма-квантов) с целью определения ядерно-физических свойств и элементного состава горных пород.

    15.1.2. Радиоактивный каротаж нефтяных и газовых скважин включает следующие основные группы измерений: гамма-каротаж - ГК, гамма-гамма-каротаж - ГГК, нейтронный каротаж - НК, нейтронный активационный каротаж. Каждая группа подразделяется на несколько модификаций, различающихся типом и/или энергетическим спектром регистрируемого излучения, конструкцией измерительных зондов, методиками измерений и обработки первичных данных.

    15.1.3. Приборами РК непосредственно измеряются сигналы детектора(ов) ионизирующего излучения в виде скорости счета - числа импульсов, регистрируемых в единицу времени. В импульсных и спектрометрических модификациях РК регистрируют скорости счета во временных и/или энергетических окнах.

    Переход от скорости счета к геофизическим характеристикам пород (плотность пород, эффективный атомный номер элементов, макросечение захвата нейтронов и др.) к их геологическим параметрам (пористость, насыщенность, вещественный состав пород) осуществляют с использованием зависимостей между показаниями скважинных приборов и указанными характеристиками или параметрами, установленными на моделях пород, пересеченных скважиной, или методами математического моделирования.

    15.1.4. Наиболее важными эксплуатационными и метрологическими характеристиками приборов РК являются:

    - диапазоны измерения геофизических характеристик;

    - предел допускаемой основной погрешности измерений;

    - допускаемые максимальные скорости счета;

    - нестабильность скорости счета при непрерывной работе прибора;

    - максимальные значения температуры и давления в скважине;

    - максимальное и минимальное значения внутреннего диаметра исследуемых скважин (обсадных колонн, НКТ);

    - вертикальное разрешение метода и глубинность исследований.

    Значения этих характеристик и допускаемые отклонения от них регламентируются требованиями эксплуатационной документации на конкретные приборы.

    15.1.5. Минимальные требования к методическому обеспечению обработки данных заключаются в наличии основных интерпретационных зависимостей, устанавливающих взаимосвязь между измеряемыми скоростями счета и искомыми геофизическими характеристиками или геологическими параметрами пород для стандартных условий измерений, а также дополнительных зависимостей, позволяющих учесть влияние на основные зависимости геолого-технических условий измерений: давления и температуры в скважине, ее диаметра, свойств промывочной жидкости и глинистой корки, диаметров и толщин обсадной колонны и цементного кольца, вещественного состава пород, минерализации пластовых вод, плотности флюидов и т.п.

    Стандартные условия для большинства видов РК заключаются в следующем:

    - породы представлены чистым известняком (минералогическая плотность 2,71 г/куб. см) с гранулярной (межзерновой) пористостью;

    - поры породы и ствол скважины заполнены пресной водой, минерализация которой меньше 0,2 г/л;

    - диаметр скважины равен 200 мм, каверны и глинистая корка отсутствуют;

    - прибор прижат к стенке скважины;

    - температура окружающей среды - 20 °С, давление атмосферное.

        15.1.6.  В  зависимости  от  решаемой задачи выделяют общие и детальные
    исследования  методами  РК (см. раздел 7). Отличия между ними заключаются в
    требованиях  получения  неискаженной  информации  для пластов с минимальной
    толщиной  (h   ),  параметры  которых  подлежат  количественной  оценке,  и
                min
    заданной   статистической   (случайной) сигма   погрешности,  приведенной к
                                                 сл
    пласту толщиной h = 1 м, значение которой определяется выражением:

                                                 ____
                                                / ню
                                сигма   = 100 \/-----, %,
                                     сл         60J h

        где:
        J - средняя скорость счета (имп./мин.);
        ню - скорость подъема прибора (м/ч).
        Выполнение  этих требований (таблица 5) достигается выбором максимально
    допустимой  скорости  ню    каротажа,  которая  при  отсутствии  каких-либо
                            max
    других, специальных для конкретного типа  приборов требований, определяется
    выражением:

                                         -3      2
                           ню    = 6 х 10   сигма   J (h    - l ),
                             max                 сл     min    з

        где l  - эффективная длина зонда, м.
             з

    Таблица 5

                         ТРЕБОВАНИЯ К МИНИМАЛЬНЫМ ТОЛЩИНАМ
                       h    И ЗНАЧЕНИЯМ СЛУЧАЙНЫХ ПОГРЕШНОСТЕЙ
                        min
                     сигма    ДЛЯ ОБЩИХ И ДЕТАЛЬНЫХ ИЗМЕРЕНИЙ РК
                          сл

    ------------------------+-----------------------+----------------¬
    ¦   Вид исследований    ¦         h   , м       ¦   сигма  , %   ¦
    ¦                       ¦          min          ¦        сл      ¦
    +-----------------------+-----------------------+----------------+
    ¦Общие                  ¦3 - 5                  ¦4 - 7           ¦
    +-----------------------+-----------------------+----------------+

    Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 | Стр.7 | Стр.8 | Стр.9 | Стр.10 | Стр.11 | Стр.12 | Стр.13 | Стр.14 | Стр.15 | Стр.16 |


    Архив правовых актов
  • Реклама
 
  • Реклама
  • Счетчики

  • Рейтинг@Mail.ru
  • Новости