Часть вторая. Виды и методы геофизических исследований и работ

14 Электрический и электромагнитный каротаж

14.1 Основные положения

14.1.1 Электрический и электромагнитный каротаж - исследования скважин, основанные на изучении электрических и электромагнитных свойств горных пород и насыщающих их флюидов.

14.1.2 Электрический каротаж (ЭК) - исследования горных пород, основанные на регистрации параметров естественного или искусственного постоянного (квазипостоянного) электрических полей.

14.1.2.1 Электрический каротаж, основанный на регистрации параметров естественного электрического поля, представляет собой каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС). Измеряемой величиной является потенциал электрического поля ПС () или разность потенциалов (). Единица измерения - милливольт (мВ).

14.1.2.2 Электрический каротаж, основанный на регистрации параметров постоянного (квазипостоянного) искусственного электрического поля, включает следующие виды: боковое каротажное зондирование (БКЗ), боковой (БК), боковой микро-(БМК) и микрокаротаж (МК), каротаж вызванных потенциалов (ВП), токовую резистивиметрию (Рез.). Они объединяются под общим названием "каротаж сопротивлений" (КС). Измеряемой величиной является кажущееся удельное электрическое сопротивление () среды. Единица измерения - ом-метр ().

14.1.2.3 Стандартный каротаж - исследования, включающие регистрацию потенциалов ПС и кажущихся сопротивлений одним или двумя не фокусированными (потенциал- и градиент-зонд) зондами, длины которых выбраны постоянными для данного района работ.

14.1.2.4 Электрический каротаж не выполняют в скважинах с промывочной жидкостью на непроводящей основе.

14.1.3 Электромагнитный каротаж (ЭМК) - исследования горных пород, основанные на измерении параметров искусственного переменного электромагнитного поля.

14.1.3.1 Электромагнитный каротаж в области низких частот (десятки и первые сотни кГц), в которой слабо проявляются волновые свойства (фазовые сдвиги, затухание) регистрируемого поля, носит название индукционного каротажа (ИК), а в варианте зондирования - индукционного каротажного зондирования (ИКЗ). Измеряемой величиной является кажущаяся удельная электрическая проводимость (, ). Единица измерения - миллисименс на метр (мСм/м).

14.1.3.2 Электромагнитный каротаж в области частот от нескольких сотен кГц до десятков МГц - это высокочастотный индукционный каротаж (ВИК) и диэлектрический каротаж (ДК). Измеряемыми величинами являются характеристики электромагнитного поля (фазовые и относительные, амплитудные), которые определяются преимущественно удельной электрической проводимостью (ВИК) или диэлектрической проницаемостью пород (ДК). Расчетной величиной для ВИК служит удельная электрическая проводимость пород (, ), для ДК - относительная диэлектрическая проницаемость пород (). Единица измерения - относительная единица.

14.1.3.3 Один из вариантов реализации ВИК - зондирование с использованием изопараметрических зондов, постоянной величиной которых является произведение частоты излучения на квадрат длины измерительного зонда, а измеряемой величиной - разность фаз сигналов (напряженности магнитного поля) в сближенных измерительных катушках - ВИКИЗ.

Вариант ВИК, основанный на измерении затухания электромагнитного поля, - электромагнитный каротаж по затуханию (ЭМКЗ).

14.1.4 Для изучения изменения электрических параметров пород в радиальном направлении от скважины к неизмененной части пласта применяют комплексирование разноглубинных измерительных зондов одного вида - БКЗ, ИКЗ, ВИКИЗ - либо различных видов, реализующих зонды с разной радиальной глубинностью исследований, например, - МК, БМК, БК, ИК.

14.1.4.1 Для обеспечения достоверной комплексной обработки данных измерения зондами ЭК, ЭМК необходимо проводить при постоянных параметрах промывочной жидкости и раньше других методов ГИС для уменьшения влияния эффектов, связанных с формированием глубоких зон проникновения. Недопустимы промежуточные промывки скважины между регистрацией данных ЭК, ЭМК.

14.1.4.2 Проведение ЭК, ЭМК дополняют измерениями диаметра скважины, резистивиметрией и термометрией и измерением удельного электрического сопротивления проб промывочной жидкости на дневной поверхности.

14.1.5 Для всех методов ЭК, ЭМК, за исключением ПС, выполняют первичные, периодические и полевые калибровки скважинных приборов. Виды, очередность и сроки калибровок типичные для всех скважинных приборов (см. раздел 6).

14.1.5.1 В процессе первичной и периодических калибровок контролируют фактические коэффициенты зондов, коэффициенты преобразования каналов, основные относительные погрешности измерений электрического сопротивления или электропроводности в пределах динамического диапазона измерений каждого зонда.

14.1.5.2 Для калибровок зондов МК, БМК и токовой резистивиметрии применяют стандартные образцы сопротивлений - слабоминерализованный водный раствор, размещенный в металлическом баке.

14.1.5.3 Приборы считаются исправными, если контролируемые параметры укладываются в допуски, указанные в эксплуатационной документации.

14.1.6 Приборы ЭК и ЭМК, допущенные к измерениям, должны быть обеспечены методическими средствами, включающими:

- зависимости между показаниями измерительного зонда (кажущиеся электрическое сопротивление и электропроводность ) и удельным сопротивлением пород в широких диапазонах изменения толщин исследуемых пластов, удельных сопротивлений промывочной жидкости () и вмещающих пород;

- зависимости показаний от изменений технологических факторов - диаметров скважины, толщин глинистых и шламовых корок;

- программные или палеточные средства, позволяющие провести первичную обработку данных и определить или во всем диапазоне измерений.

14.1.6.1 Основные зависимости между измеряемыми величинами и характеристиками горных пород должны базироваться на результатах физического или математического моделирования. Они должны включать:

- интерпретационные модели среды для определения искомых параметров;

- тесты для ситуаций, отражающих типовые геолого-технологические условия района работ;

- примеры воспроизведения всех этапов обработки.

Форма представления зависимостей - графическая на бумажном носителе или файловая, если обеспечена возможность их вывода на печать.

14.1.6.2 Программные (или палеточные) средства должны:

- базироваться на интерпретационной модели, соответствующей геолого-технологическим условиям залегания пород, а при совместной обработке данных разных методов ЭК, ЭМК - на единой модели для всех видов исследований;

- обеспечивать обработку данных во всем диапазоне изменений , , , толщин пластов;

- иметь в качестве выходных параметров величины (, , , ), для определения которых предназначен вид исследований или совокупность видов.

14.1.7 Рекомендуемый порядок проведения исследований определяется типами используемых скважинных приборов и наземных средств: являются ли приборы цифровыми или аналоговыми с оцифровкой данных на дневной поверхности; имеются ли в приборах встроенные источники нуль- и стандарт-сигналов; предусмотрена ли возможность одновременного измерения геофизической величины и регистрации нуль- и стандарт-сигналов. Общее требование - рабочие файлы должны содержать результаты:

- полевой калибровки (тестирования) приборов ЭМК в воздухе и приборов ЭК после их спуска в скважину и полного погружения в промывочную жидкость;

- регистрации нуль- и стандарт-сигналов в исследуемом интервале до начала измерений;

- основного измерения при подъеме прибора;

- повторного измерения;

- контрольного измерения в интервале каверн и при входе в обсадную колонну;

- регистрации нуль- и стандарт-сигналов и тестирования приборов по окончании основного и повторного измерений.

14.1.7.1 Допускается исследование заявленного интервала глубин за несколько операций. В этом случае записи в отдельных интервалах глубин перекрывают, начинают и заканчивают регистрацией нуль- и стандарт-сигналов, полученные данные записывают в отдельные рабочие файлы.

14.1.7.2 Скорость каротажа регламентируется эксплуатационной документацией на отдельные типы приборов. Она не должна превышать 2000 м/ч для ПС, БКЗ, БК, ИК, ВИКИЗ и 1000 м/ч - для микрометодов.

Дискретность регистрации по глубине - 0,1-0,2 м, для микрометодов - 0,05-0,1 м.

14.1.8 Контроль качества материалов ЭК, ЭМК проводят на основании общих, единых для всех методов ГИС критериев, и частных критериев, установленных для отдельных методов ЭК и ЭМК.

14.1.8.1 Общие критерии предусматривают контроль полноты выполнения заявленного комплекса исследований, соблюдения технологии производства работ, соответствия выполненных калибровок, основного, повторного и контрольного измерений нормативным требованиям (см. раздел 6).

14.1.8.2 Частные критерии основаны на наличии в интервале измерений опорных объектов, обладающих априорно известными геоэлектрическими характеристиками, и сопоставлении измеренных значений сопротивлений и проводимостей с этими характеристиками. Основными опорными объектами для отдельных видов ЭК и ЭМК являются: металлическая обсадная колонна - для МК, БМК, БКЗ, БК; глубокие каверны - МК, БМК; пласты с высоким (более 100 ) электрическим сопротивлением - ИК, ВИКИЗ; пласты большой толщины - для всех видов ЭК и ЭМК.

Опорными пластами большой толщины служат: изотропные пласты без проникновения для раздельной или совместной обработки данных БКЗ, ИКЗ, ВИКИЗ, а также комплексов БКЗ+БК+ИК, БК+ИК, БМК+БК; анизотропные пласты без проникновения для тех же комплексов при условии, что в интерпретационной модели учитывается электрическая анизотропия; пласты с неглубоким (D/d < 8) проникновением для БКЗ, БКЗ+БК.

14.1.8.3 Для выявления погрешностей измерений используется методическое обеспечение (программы, палетки), удовлетворяющие совокупности следующих условий:

- обработка данных различных зондов проводится совместно в рамках единой интерпретационной модели; интерпретационная модель соответствует опорному пласту;

- количество результатов измерений различными зондами против пласта достаточно как для определения его характеристик, так и для выявления и оценки погрешностей измерений (принцип избыточности информации);

- для выявления погрешностей сравнивают фактические и расчетные данные для каждого зонда в рамках выбранной модели.

14.1.9 Первичную обработку результатов измерений ЭК и ЭМК проводят на основе общих процедур, единых для всех методов ГИС, и частных, устанавливаемых только для ЭК и ЭМК.

14.1.9.1 Описание общих процедур (устранение технических погрешностей записи, увязка кривых по глубине с другими методами и др.) приведено в разделе 6.

14.1.9.2 Частные процедуры предусматривают учет влияния условий измерений и переход от измеренных значений параметров - кажущихся сопротивлений (проводимостей) к истинным удельным электрическим сопротивлениям пласта, зоны проникновения и промытой зоны, а также определение размеров зоны проникновения.

14.2 Каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации

14.2.1 Каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) предусматривает измерение потенциала или градиента потенциала естественного электрического поля, вызванного самопроизвольной поляризацией горных пород, относительно потенциала на дневной поверхности. Единица измерения - милливольт (мВ).

14.2.2 Измерительный зонд состоит из электрода М, расположенного на изолированном основании (например, среди электродов БКЗ), и удаленного неподвижного электрода (заземления) N, опущенного в емкость с промывочной жидкостью на дневной поверхности. Точка записи ПС совпадает с положением электрода М.

14.2.2.1 Регистрацию потенциалов ПС выполняют одновременно с любыми другими измерениями без ограничений.

14.2.2.2 Электроды М и N изготавливают из свинца для исключения влияния на измеряемую величину нестабильной электродной разности потенциалов.

14.2.2.3 В случае невоспроизводимого смещения кривой ПС, свидетельствующего о нестабильности электродных потенциалов, применяют неполяризующийся электрод М, который представляет собой свинцовый электрод, помещенный в брезентовый мешочек с насыщенным раствором хлористого натрия.

14.2.2.4 В районах с высоким уровнем блуждающих токов измерения ПС выполняют стабильным зондом, который состоит из электрода М и расположенного в 3-6 м от него длинного (более 30 м) эквипотенциального электрода N. Этот электрод выполняют из нескольких свинцовых электродов, соединенных проводом малого сопротивления. Длинный электрод может быть разделен на две одинаковые части, расположенные по обе стороны от электрода М. Не допускается применение брони кабеля в качестве длинного электрода стабильного зонда.

14.2.2.5 При очень высоком уровне блуждающих токов вместо потенциала измеряют градиент потенциала ПС по скважине. Для этого используют зонд с двумя обычными свинцовыми электродами, расположенными на расстоянии 0,2-1 м друг от друга.

14.2.2.6 Требования к методическому обеспечению метода заключаются в наличии интерпретационных зависимостей, отражающих влияние на амплитуду ПС условий измерений: толщин и удельных электрических сопротивлений исследуемых пластов, удельных сопротивлений вмещающих пород, удельных сопротивлений и температуры промывочной жидкости.

14.2.3 Первичная и периодические калибровки регламентируются только для цифровых приборов, а полевая - для аналоговых с оцифровкой данных в наземном регистраторе. Калибровка включает запись нуль-сигнала при закороченных электродах М и N и стандарт-сигнала, когда в цепь электродов М и N включен градуированный компенсатор поляризации (ГКП) с напряжением 25, 50, 100 мВ (в зависимости от амплитуд ПС, наблюдаемых в исследуемом разрезе).

14.2.4 Исследования в скважинах выполняют согласно общим требованиям (см. раздел 6).

14.2.5 При записи кривой ПС возможны следующие помехи и искажения:

14.2.5.1 Искажения из-за влияния блуждающих токов и неустойчивости поляризации электродов, которые обнаруживают по изменениям показаний при неподвижном зонде, изменениям кривой ПС при повторном замере, по волнистой форме кривой и наличию на ней не согласующихся с разрезом значений.

Для устранения этих искажений необходимо последовательно:

- изменить положение электрода N в емкости с промывочной жидкостью, погрузить его в скважину или использовать в качестве заземления обсадную колонну;

- выбрать время измерений, когда помехи от блуждающих токов минимальны;

- приостанавливать бурение или эксплуатацию соседних скважин, если помехи вызваны работающими там промышленными установками;

- применить стабильный зонд (пп. 14.2.2.4).

14.2.5.2 Искажения кривой ПС гальванокоррозией груза или кожуха скважинного прибора, возникающие в разрезах, представленных породами с высокими удельными электрическими сопротивлениями. Эти искажения обнаруживают по различиям в кривых ПС, записанных с электродами, находящимися на одинаковом расстоянии от скважинного прибора, а также по сходству отдельных участков кривой ПС с кривой КС.

Влияние гальванокоррозии устраняют удалением электрода М на 5-20 м от металлических деталей, являющихся ее источником, или изоляцией этих металлических деталей.

14.2.5.3 Искажения кривой ПС, вызванные ЭДС, индуцируемой в геофизическом кабеле при вращении барабана лебедки с намагниченными стальными деталями. Эта ЭДС накладывается на кривую ПС в виде синусоиды с периодом, соответствующим одному обороту барабана.

Помеху от влияния намагниченности лебедки устраняют размагничиванием или заменой барабана лебедки.

14.2.6 Контроль качества регистрации ПС предусматривает:

14.2.6.1 Сопоставление основной и повторной записей. Относительные расхождения зарегистрированных амплитуд ПС не должны превышать %.

14.2.6.2 Определение искажений кривой ПС, вызванных сползанием "линии глин", поляризацией электродов, намагниченностью лебедки, гальванокоррозией, блуждающими токами, которые не должны превышать % от максимально возможной амплитуды ПС для пород изучаемого интервала.

14.2.6.3 Подсчет количества сбоев цифровой записи в интервале исследований, которое не должно превышать двух на 100 точек записи данных.

14.2.7 Твердые копии результатов измерений представляют в линейном масштабе в треке Т1 стандарта API (рис. 1). Масштаб кривой выбирают из ряда 25; 12,5; 5 и 2,5 мВ/см таким образом, чтобы она занимала центральную часть трека Т1 в пределах 80% его ширины.

14.2.7.1 При выполнении полного комплекса ГИС трек Т1 содержит также данные ПС, ГК, ДС.

14.3 Боковое каротажное зондирование

14.3.1 Боковое каротажное зондирование (БКЗ) - электрический каротаж с использованием нескольких однотипных нефокусированных зондов различной длины, обеспечивающих радиальное электрическое зондирование пород. Измеряемая величина - кажущееся удельное электрическое сопротивление. Единица измерения - ом-метр ().

Боковое каротажное зондирование применяют для исследований всех типов разрезов с целью определения:

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

- удельных электрических сопротивлений (УЭС) неизмененной части пластов и зон проникновения;

- оценки глубины проникновения.

14.3.2 Стандартная технология БКЗ предусматривает регистрацию за одну спускоподъемную операцию показаний пяти последовательных градиент-зондов - A0,4M0,1N; А1,0М0,1N; A2,0M0,5N; A4,0M0,5N; A8,0M1,0N, - одного обращенного градиент-зонда (обычно M0,5N2,0A), одного потенциал-зонда (обычно N6,0М0,5А или N11,0М0,5А), а также ПС и токовой резистивиметрии.

Длины градиент-зондов определяются как расстояние от непарного электрода А до средней точки между парными электродами М и N, последняя является точкой записи градиент-зонда. Длина потенциал-зонда - расстояние между непарными сближенными электродами, точка записи соответствует средней точке между ними.

Допускается реализация БКЗ нефокусированными зондами других размеров и типов (например, потенциал-зондами) при условии, что для такой технологии имеется метрологическое и методическое обеспечение, удовлетворяющее требованиям п. 14.1.6.

14.3.2.1 Модуль БКЗ может комплексироваться с любыми другими модулями. Техническим ограничением для комплексирования является длина скважинного прибора, включающего "косу" с измерительными электродами.

14.3.2.2 Требования к скважинному прибору БКЗ:

- диапазон измерений - 0,2-5000 ;

- предел допускаемой основной погрешности измерений УЭС - не более %, где - верхнее значение диапазона измерений, - измеренное значение УЭС;

- допускаемая дополнительная погрешность измерений УЭС, вызванная изменением температуры в скважине, не должна превышать 0,1 от основной погрешности на каждые 10°С относительно стандартного значения, равного 20°С.

14.3.2.3 Минимальные требования к методическому обеспечению заключаются в наличии интерпретационных зависимостей, позволяющих определить УЭС пластов:

- неограниченной толщины без проникновения в диапазоне изменений - зависимости (, L/d);

- неограниченной толщины с проникновением в диапазонах ; ; D/d = 1 - 16 - зависимости (, , D/d, L/d).

14.3.3 Первичную, периодические и полевые калибровки, а также исследования скважин ведут согласно общим требованиям раздела 6.

14.3.3.1 Перечень контролируемых параметров общий для скважинных приборов ЭК (пп. 14.1.5.1). Дополнительно контролируется сопротивление изоляции электродов между собой и броней "косы".

Основным средством периодических калибровок является имитатор УЭС в виде магазина сопротивлений, обеспечивающий имитацию УЭС в динамическом диапазоне измерений данного прибора. Помимо магазина сопротивлений, используют также реостат сопротивлений, цифровой вольтметр, рулетку и штангенциркуль (для контроля геометрических размеров элементов зондов), мост постоянного тока (для контроля имитаторов УЭС), мегаомметр (для проверки сопротивления изоляции электродов между собой и броней "косы").

14.3.3.2 Результатами полевой калибровки являются значения нуль- и стандарт-сигналов и их соответствие значениям, установленным для данного прибора при первичной и последней периодической калибровках.

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

14.3.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются п. 6.6.3 и п. 14.1.8. Кроме того:

14.3.5.1 Расхождения значений стандарт-сигналов, зарегистрированных до и после измерений и в процессе последней периодической калибровки, не должны превышать допускаемое значение основной погрешности измерений.

14.3.5.2 Относительные расхождения между основным и повторным измерениями в интервалах с номинальным диаметром скважины должны находиться в пределах %.

14.3.5.3 При обработке данных БКЗ для опорных пластов большой толщины фактические значения кажущегося сопротивления для всех зондов не должны отличаться от расчетных в рамках выбранной интерпретационной модели более чем на % (для зонда А0,4М0,1N - не более %).

Результаты измерений каким-либо зондом, не удовлетворяющим этому критерию, допускается использовать для дальнейшей обработки при условии:

- погрешность носит систематический характер, что устанавливают по результатам обработки для нескольких пластов большой толщины и различного УЭС;

- тип (смещение нуля или искажение масштаба записи) и величина погрешности могут быть установлены сопоставлением фактических и расчетных данных, при этом величина погрешности должна быть одинаковой для всех опорных пластов.

14.3.5.4 Измерения зондами БКЗ должны быть повторены, если на кривых наблюдаются следующие искажения:

- отсутствует повторяемость основной и повторной записей;

- наблюдаются незакономерные колебания и скачки измеряемых сигналов при движении кабеля и его остановке, иззубренность кривых длинных зондов, заходы кривых за нуль;

- показания зондов на контрольной записи в металлической колонне отличаются от нуля;

- значения против опорных пластов заметно отличаются от найденных в соседних скважинах.

14.3.6 На твердых копиях результаты измерений представляют в треках T1, T2, Т3 (рис. 1).

14.4 Микрокаротаж

14.4.1 Микрокаротаж (МК) - электрические исследования двумя микрозондами (градиент-микрозондом и потенциал-микрозондом) существенно малой длины, установленными на прижимном изоляционном башмаке. Измеряемая величина - кажущееся удельное электрическое сопротивление прискважинной зоны в пределах радиуса исследования каждого зонда. Единица измерения - ом-метр ().

14.4.1.1 Данные МК применяют:

- для выделения коллекторов и определения их эффективных толщин по радиальному градиенту электрического сопротивления;

- определения УЭС промытой зоны (ограниченно);

- приближенной оценки УЭС промывочной жидкости в интервалах каверн.

14.4.1.2 Благоприятные для МК условия измерений выполняются в вертикальных и слабонаклонных скважинах номинального диаметра, заполненных пресной промывочной жидкостью, при небольших значениях отношений УЭС пород и промывочной жидкости (), а для выделения коллекторов - .

14.4.1.3 Информативность исследований снижается:

- при неудовлетворительном состоянии ствола скважины для проведения измерений приборами с прижимными зондовыми установками (существенные изменения диаметра и формы сечения ствола скважины, препятствующие плотному прилеганию башмака микрозонда к стенке скважины);

- при отсутствии глинистых корок, когда бурение ведут на технической воде;

- при очень толстых глинистых или шламовых корках;

- при больших значениях .

14.4.2 Прибор МК обычно содержит градиент-микрозонд А0,025M0,025N и потенциал-микрозонд A0,05M, размещенные на выносном электроизоляционном башмаке. Корпус прибора служит вторым (обратным) токовым электродом (В) для обоих зондов и измерительным электродом N для потенциал-микрозонда. Комплексный скважинный прибор микрометодов содержит также второй изоляционный башмак, на котором расположен измерительный зонд бокового микрокаротажа. Расстояние между башмаками соответствует показаниям микрокаверномера.

Длина градиент-микрозонда - расстояние от непарного электрода А до средней точки между парными электродами М и N; последняя является точкой записи. Длина потенциал-микрозонда - расстояние между непарными электродами; за точку записи принимают середину между токовым и измерительным электродами. Для применяемых размеров зондов МК точки записи считают совпадающими.

14.4.2.1 Модуль МК комплексируется с модулями других методов ГИС без ограничений.

Исследования микрометодами выполняют отдельной спуско-подъемной операцией, одновременно регистрируя при подъеме прибора кривые МК, БМК и микрокаверномера.

14.4.2.2 Для скважин диаметром более 190 мм башмак микрозондов имеет размеры 100x200 мм и радиус кривизны лицевой поверхности 100 мм, для скважин меньшего диаметра - 70x190 мм и 75 мм соответственно.

14.4.2.3 Требования к скважинному прибору:

- диапазон измерений УЭС для микрозондов должен быть от 0,05 до 40 ;

- предел допускаемой основной погрешности измерений УЭС - %, где - верхнее значение диапазона измерений, - измеренное значение УЭС;

- допускаемая дополнительная погрешность измерений УЭС, вызванная изменением температуры в скважине, не должна превышать 0,1 значения основной погрешности на каждые 10°С относительно стандартного значения, равного 20°С.

14.4.2.4 Методическое обеспечение составляют зависимости показаний (значений кажущегося электрического сопротивления) градиент- и потенциал-микрозондов от диаметра скважины, удельного электрического сопротивления промывочной жидкости и промытой зоны пород, удельного электрического сопротивления и толщины глинистой корки.

14.4.3 Первичную, периодические и полевые калибровки проводят согласно общим требованиям раздела 6. Дополнительные требования следующие:

14.4.3.1 Обязательные контролируемые параметры и показатели включают:

- сопротивление изоляции электродов между собой и корпусом зонда, которое должно быть не менее 2 МОм;

- коэффициенты преобразования каналов;

- фактические коэффициенты зондов МК;

- основную относительную погрешность при измерении кажущегося сопротивления в динамическом диапазоне измерений каждого зонда;

- стабильность стандарт- и нуль-сигналов.

14.4.3.2 Основными средствами калибровки являются стандартный образец и имитаторы УЭС. Стандартным образцом УЭС является слабоминерализованный водный раствор хлористого натрия (), помещенный в металлический бак с размерами не менее 1x1x2 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).

14.4.3.3 Прибор считается исправным, если коэффициенты зондов отличаются от номинальных не более чем на %, а фактические значения относительных погрешностей измерений и погрешности установки стандарт- и нуль-сигналов укладываются в допуски, указанные в эксплуатационной документации на прибор.

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

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

14.4.5.1 Расхождения значений стандарт-сигналов, зарегистрированных до и после измерений и в процессе последней периодической калибровки, не должны превышать значение допускаемой основной погрешности измерений. Расхождение значений , измеренных в колонне, и значений нуль-сигнала должны находиться в пределах %.

14.4.5.2 Относительные расхождения показаний основного и повторного измерений не должны превышать % в интервалах с номинальным диаметром скважины.

14.4.5.3 Показания потенциал- и градиент-микрозонда в интервале глубоких каверн ( м) не должны отличаться друг от друга и от УЭС промывочной жидкости более чем на %.

14.4.5.4 Показания потенциал- и градиент-микрозонда против плотных пластов с номинальным диаметром скважины должны быть не менее и различаться между собой не более чем на %.

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

14.5 Каротаж потенциалов вызванной поляризации

14.5.1 Каротаж потенциалов вызванной поляризации в варианте электрического каротажа (ВП) - это электрические исследования, основанные на измерении разности потенциалов, вызванных электрической поляризацией горных пород под действием первичного поляризующего поля.

Исследования применяют для выявления пород, содержащих вкрапленные минералы с электронной проводимостью (участки пиритизации и др.), и связанных с ними специфичных интервалов разреза - битуминозных отложений, зон окисленной нефти, контактов "вода-углеводороды", в том числе палеоконтактов, поверхностей несогласий и др.; выделения пластов с различным содержанием углистого материала.

Данные ВП могут быть использованы для литологического расчленения разреза (иногда более детального, чем по ПС), в том числе для выделения: тонких алевритовых прослоев в песчаных толщах: коллекторов, включая трещинные, в низкопроницаемых объектах; интервалов разреза с различной минерализацией пластовых вод, включая участки обводнения коллекторов пресными нагнетаемыми водами.

14.5.2 В приборах для измерения потенциалов ВП используются обычные трехэлектродные зонды с расстояниями АМ = 0,04-0,1 м и MN (AB) = 2-5 м.

Эффективность исследований повышается при использовании специальных четырехэлектродных потенциал-зондов (например, ), конструкции которых (симметричное и близкое расположение измерительного электрода М относительно раздвоенного токового электрода А) позволяют исключить поляризационное влияние электрода А на электрод М.

14.5.2.1 Допускается регистрация как потенциалов, так и градиента потенциалов ВП. Рекомендуется первый подход, при котором для каждой точки глубины измеряют: I - силу поляризующего тока; - разность потенциалов внешнего поляризующего поля; - разность потенциалов, необходимую для оценки кажущегося сопротивления; - разность потенциалов ВП через промежуток времени , прошедший после выключения поляризующего тока.

Допускается измерение одного значения (желательно для с), но рекомендуется регистрация для каждого кванта глубин пакета значений (, , где определяется шагом квантования по глубине и скоростью каротажа, а значение - подбирается в процессе опытно-методических работ и имеет порядок первых десятков мкс).

14.5.3 Калибровки скважинного прибора выполняют согласно общим требованиям раздела 6.

14.5.4 Исследования скважин проводят согласно требованиям п. 14.1.7. Дополнительные требования заключаются в следующем:

14.5.4.1 Для получения оптимальных результатов силу тока подбирают опытным путем в диапазоне от 10 до 500 мА.

14.5.4.2 Скорость каротажа рассчитывают исходя из принятого шага квантования по глубине и максимального времени измерения .

14.5.5 Контроль качества материалов сводится к проверке информации о поляризующем токе (сила тока, частота). Значение против чистых глин должно быть близким к нулю.

14.5.6 Первичная обработка состоит в расчете значений и расчете вызванной электрохимической активности пород как отношения . Выполнение других процедур, в том числе обработка спектральных данных, не регламентируется.

14.5.7 Форма представления данных на твердых копиях не регламентируется. Обязательно представление кривых или и или при единичном измерении.

14.6 Токовая резистивиметрия

14.6.1 Резистивиметрия - вид исследования, предназначенный для определения удельного электрического сопротивления жидкости, заполняющей скважину.

В открытом стволе данные резистивиметрии предоставляют информацию об УЭС промывочной жидкости, необходимую для количественной обработки данных ЭК и ЭМК. Метод применяют также для определения интервалов поглощения промывочной жидкости в скважине.

14.6.2 Простейший измерительный зонд токовой резистивиметрии представляет собой обычный четырехэлектродный зонд сопротивления малого размера, полностью погруженный в жидкость и расположенный в верхней части изоляционной "косы" скважинных приборов БКЗ, стандартного каротажа, БК.

Для уменьшения влияния горных пород и обсадной колонны на измеряемые значения удельного электрического сопротивления промывочной жидкости один из измерительных электродов (N) выполнен в виде выпуклых ребер, не позволяющих приближаться двум другим электродам (центральному измерительному М и кольцевому токовому А) к стенке скважины. Вторым токовым электродом В служит заземление на дневной поверхности.

14.6.2.1 Зонд токовой резистивиметрии (и измерения) комплексируют с приборами БКЗ, БК и комплексных приборов, объединяющих измерительные зонды стандартного каротажа, БК, ИК.

14.6.2.2 Требования к измерительному зонду заключаются: в измерении значений удельного электрического сопротивления жидкости в диапазоне не менее 0,1-30 ; исключении влияния горных пород и колонны на величину измеряемого УЭС.

14.6.3 Калибровки резистивиметра проводят согласно общим требованиям раздела 6, размещая измерительный зонд в баке с водой, удельное электрическое сопротивление которой находится в диапазоне измерения УЭС токовым резистивиметром.

14.6.4 Измерения в скважине удельного сопротивления промывочной жидкости проводят согласно требованиям п. 14.1.7. Дополнительные требования заключаются в следующем:

14.6.4.1 Измерения ведут одновременно с исследованиями скважины зондами БКЗ, БК.

14.6.4.2 Повторное и контрольное измерения не проводят.

14.6.4.3 Одновременно с измерениями в скважине выполняют отбор и измерение УЭС проб промывочной жидкости поверхностным резистивиметром.

14.6.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются требованиями раздела 6. Дополнительные требования следующие:

14.6.5.1 На записанной кривой, как правило, должно наблюдаться монотонное уменьшение УЭС промывочной жидкости с глубиной вследствие повышения температуры.

14.6.5.2 Значения УЭС промывочной жидкости, измеренные скважинным и поверхностным резистивиметром и исправленные за влияние температуры, должны отличаться не более чем на %.

14.6.5.3 Значения УЭС промывочной жидкости, измеренные резистивиметром, и значения УЭС, найденные по результатам обработки данных БКЗ, БК, ИК против непроницаемых пластов большой толщины и высокого сопротивления, а также по данным МК в интервалах каверн, должны отличаться между собой не более чем на %.

14.6.6 На твердых копиях кривую резистивиметрии отображают в линейном масштабе в треке глубин TD (рис. 1).

14.7 Боковой каротаж

14.7.1 Боковой каротаж (БК) - электрические исследования фокусированными зондами с фокусировкой тока в радиальном направлении с помощью экранных электродов. Измеряемая величина - кажущееся удельное электрическое сопротивление. Единица измерения - ом-метр ().

Значения кажущихся сопротивлений , измеряемые при боковом каротаже, слабо искажаются влиянием скважины и вмещающих пород. Поэтому БК эффективен для изучения разрезов с частым чередованием пластов, характерным, например, для карбонатных пород, а также в условиях высоких отношений удельных сопротивлений пород и промывочной жидкости .

Благодаря высокому вертикальному разрешению БК целесообразно применять также для исследования терригенных разрезов, разбуренных на пресных и минерализованных промывочных жидкостях.

14.7.2 Для проведения БК применяют одно- и многозондовые приборы, а также комплексные приборы, содержащие зонды БК и других методов ЭК и ЭМК. Техническим ограничением комплексирования является длина скважинного прибора. Целесообразно комплексирование БК с БКЗ с использованием единой изоляционной "косы".

14.7.2.1 В приборах БК применяют трех- и многоэлектродные (пяти-, семи-, девятиэлектродные) измерительные зонды.

За точку записи зондов Б К принимается середина центрального электрода.

14.7.2.2 В многозондовых приборах БК применяют комбинации трех- и пяти, семи- и девятиэлектродного измерительных зондов с различными радиусами исследования для изучения распределения электрического сопротивления пород в радиальном направлении.

14.7.2.3 Фокусировку тока в измерительных зондах БК осуществляют аппаратно непосредственным регулированием потенциалов электродов зонда либо расчетным (программным) путем по результатам измерения составляющих поля от токов через основной и экранный электроды зонда.

14.7.2.4 Требования к скважинному прибору (модулю) БК:

- диапазон измерений УЭС - от 0,2 до 10000 ;

- предел допускаемой основной погрешности измерений УЭС - не более %;

- допускаемая дополнительная погрешность измерений УЭС, вызванная изменением температуры в скважине, не должна превышать 0,1 от значения основной погрешности на каждые 10°С относительно стандартного значения, равного 20°С.

14.7.2.5 Минимальные требования к методическому обеспечению заключаются в наличии интерпретационных зависимостей, отражающих влияние на измеренные значения условий измерений: диаметра скважины () и удельного сопротивления промывочной жидкости для пласта неограниченной толщины без проникновения; ограниченной толщины пласта без проникновения; параметров зоны проникновения для пласта неограниченной толщины с проникновением.

14.7.3 Первичную, периодические и полевые калибровки выполняют согласно общим требованиям раздела 6.

14.7.3.1 Перечень контролируемых параметров общий для приборов ЭК (пп. 14.1.5.1).

14.7.3.2 Основным средством калибровки является имитатор УЭС в виде магазина сопротивлений, обеспечивающий имитацию УЭС в динамическом диапазоне измерений. Для проведения калибровки, помимо магазина сопротивлений, используют реостат сопротивлений, цифровой вольтметр, рулетку и штангенциркуль (для контроля геометрических размеров элементов прибора), мост постоянного тока (для контроля имитаторов УЭС).

14.7.3.3 При наличии полевых калибраторов или встроенных в прибор источников стандартных сигналов результатами полевой калибровки являются значения нуль- и стандарт-сигналов и их соответствие значениям, установленным для данного типа прибора при первичной и последней периодической калибровках.

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

14.7.5 Основные положения контроля качества первичных данных регламентируются разделом 6. Специальные критерии заключаются в следующем:

14.7.5.1 Расхождения значений стандарт-сигналов, зарегистрированных до и после измерений и в процессе последней периодической калибровки, не должны превышать значение допустимой основной погрешности измерений.

14.7.5.2 Относительные расхождения между основным и повторным измерениями не должны превышать % в интервалах с номинальным диаметром скважины.

14.7.5.3 Для однородных изотропных пластов без проникновения значения УЭС пород, измеренные зондами БК, должны отличаться не более чем на %, от значений , найденных другими методами, если обработка проводится в рамках единой интерпретационной модели, а искомые значения удельных сопротивлений находятся в диапазонах: при толщине пласта h > 5 м, если сравнивают результаты определений БК и БКЗ; при h > 4 м и , если сравнивают результаты БК и ИК.

14.7.6 На твердых копиях результаты измерений БК представляют в логарифмическом масштабе в треке Т2 (рис. 1).

14.8 Боковой микрокаротаж

14.8.1 Боковой микрокаротаж (БМК) - электрические исследования фокусированным микрозондом, установленном на прижимном изоляционном башмаке. Измеряемая величина - кажущееся удельное электрическое сопротивление прискважинноп зоны в пределах радиуса исследования зонда. Единица измерения - ом-метр ().

14.8.1.1 Данные БМК применяют для выделения коллекторов и определения их эффективных толщин по радиальному градиенту электрического сопротивления, если используются многозондовые приборы БМК или комплекс данных БМК и других методов ЭК; для определения УЭС промытой части пластов и оценки остаточной нефтегазонасыщенности.

14.8.1.2 Благоприятные для БМК условия измерений выполняются в вертикальных и слабонаклонных скважинах номинального диаметра, заполненных пресной или минерализованной промывочной жидкостью.

14.8.1.3 Качество материалов снижается при неудовлетворительном для проведения измерений приборами с прижимными зондами состоянии ствола скважины вследствие существенных изменений диаметра и формы сечения ствола скважины, препятствующих плотному прилеганию башмака к стенке скважины.

14.8.2 В приборах БМК применяют боковые микрозонды с трубчатой или радиально-сферической фокусировкой тока.

Наибольшее распространение получили двух- и трехэлектродные микрозонды с трубчатой фокусировкой тока. Двухэлектродный боковой микрозонд содержит на лицевой поверхности башмака центральный электрод и охватывающий его экранный электрод , одновременно являющийся измерительным электродом М. У трехэлектродного зонда имеется дополнительный контрольный измерительный электрод М, расположенный между электродами и . Обратным токовым электродом В и измерительным электродом N служит корпус прижимного устройства.

За точку записи зонда БМК принимают середину центрального электрода .

14.8.2.1 Модуль бокового микрокаротажа комплектируется с модулями других методов ГИС без ограничений. Исследования выполняют отдельной спускоподъемной операцией, одновременно регистрируя при подъеме прибора кривые БМК, МК и микрокаверномера.

14.8.2.2 Существуют одно- и многозондовые варианты приборов БМК. В многозондовых приборах БМК используют зонды с различным радиусом исследования для изучения распределения электрического сопротивления в радиальном направлении или зонды с одинаковым радиусом исследования для изучения распределения электрического сопротивления в азимутальной плоскости.

14.8.2.3 Для размещения электродов БМК применяют изоляционные башмаки тех же размеров, что и для МК: площадью 100x200 мм и радиусом кривизны лицевой поверхности 100 мм для скважин диаметром 190 мм и более; для скважин меньшего диаметра - 70x190 мм и 75 мм соответственно.

14.8.2.4 Требования к скважинным приборам БМК:

- диапазон измерений УЭС - от 0,2 до 500 ;

- предел допускаемой основной погрешности измерений УЭС - %;

- предел допускаемой дополнительной погрешности измерений УЭС, вызванной изменением температуры в скважине, не должен превышать % на каждые 10°С относительно стандартного значения, равного 20°С.

14.8.2.5 Методическое обеспечение БМК составляют зависимости показаний измерительного зонда (значений кажущегося электрического сопротивления) от диаметра скважины, удельного электрического сопротивления промывочной жидкости и промытой зоны пород, удельного электрического сопротивления и толщины глинистой корки.

14.8.3 Первичную, периодические и полевые калибровки проводят согласно общим требованиям раздела 6. Дополнительные для метода требования следующие:

14.8.3.1 Обязательные контролируемые параметры и показатели включают:

- сопротивление изоляции электродов между собой и корпусом зонда, которое должно быть не менее 2 МОм,

- фактический коэффициент зонда БМК;

- основную относительную погрешность при измерении кажущегося сопротивления во всем динамическом диапазоне измерений зонда;

- стабильность стандарт- и нуль-сигналов.

14.8.3.2 Основными средствами калибровки являются стандартный образец и имитаторы УЭС. Стандартным образцом служит слабоминерализованный водный раствор ( - 1-20 ), помещенный в металлический бак с размерами не менее 1x1x2 м; имитатором - магазин сопротивлений, обеспечивающий имитацию УЭС в динамическом диапазоне измерений.

14.8.3.3 Прибор считается исправным, если коэффициент бокового микрозонда отличается от номинального значения не более чем на %, 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 , измеренных в колонне, и значений нуль-сигнала должны находиться в пределах .

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

14.8.5.3 Минимальные значения кажущегося сопротивления в интервалах глубоких каверн ( м), где башмак не прижимается к стенке скважины, отличаются от УЭС промывочной жидкости не более чем на %.

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 %.

14.8.6 На твердых копиях результаты измерений представляют в логарифмическом масштабе в треке ТЗ 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 пород в переменном электромагнитном поле в частотном диапазоне от десятков до сотен килогерц.

Реализованы варианты измерения как активной компоненты кажущейся удельной электрической проводимости , которая пропорциональна ЭДС, синфазной току генераторной цепи зонда, так и реактивной компоненты , пропорциональной ЭДС, сдвинутой по фазе относительно тока генераторной цепи зонда на величину . 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 .

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 , 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 () мСм/м, где - измеренное значение кажущейся 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 % от номинального, - не более 0,5 от основной погрешности;

- стабильность нулевого уровня в нормальных условиях - не хуже мСм/м для активной компоненты сигнала и 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 % по модулю сигнала и 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 мСм/м для активного и 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 %.

14.9.5.3 Расхождения между основным и повторным замерами не должны превышать мСм/м плюс 5% от текущего значения для активной компоненты сигнала и 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 % при сопротивлении пород менее 20 . 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 %. 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 () активная компонента кажущейся проводимости практически равна удельной электрической проводимости среды (); реактивная компонента кажущейся проводимости практически равна нулю при . Эти факты 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 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, незатронутого 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, незатронутых 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 , и промывочной жидкостью на нефтяной основе. Диапазон измерения удельных сопротивлений пород от 1 до 200 .

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

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 ;

- предел допускаемой основной погрешности определений - не более %, где - рассчитанное значение кажущегося УЭС, - верхнее значение определяемого УЭС для данного диапазона измерения 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 %, 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 % от значений стандарт-сигнала.

14.10.5.2 Расхождения между основным и повторным измерениями не должны превышать % 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 ТЗ 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, незатронутой 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 .

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 ;

- предел допускаемой основной погрешности определений - %, где - рассчитанное сопротивление, - нижнее 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 %, где - верхнее значение определения УЭС для данного 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 .

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 коллекторов, если диаметр проникновения не превышает 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 , где - круговая частота возбуждаемого электромагнитного поля (характеристика скважинного прибора), , - относительная диэлектрическая проницаемость и УЭС пород (характеристики разреза) соответственно. Эффективность метода возрастает в разрезах с высокими УЭС пластов () и неглубокими зонами проникновения пресной промывочной жидкости ().

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 (или , ) напряженности магнитного поля, амплитуды ( и ) напряженности 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 (, , ) и относительные амплитудные характеристики , что обеспечивает 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 4x4x4 м для получения зависимостей разности фаз и отношения амплитуд при удалении 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 и указаны в паспорте теста.

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 %.

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

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

14.12.6 На твердых копиях представляют измеренные значения относительных фазовых и амплитудных характеристик, а также расчетную кривую . 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, различающиеся 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.) и 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 ) 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 (), параметры которых подлежат количественной оценке, и заданной статистической (случайной) погрешности, приведенной к пласту толщиной h = 1 м, значение которой определяется выражением:

, %,

где J - средняя скорость счета (имп/мин), v - скорость подъема прибора (м/ч).

Выполнение этих требований (таблица 5) достигается выбором максимально допустимой скорости каротажа, которая, при отсутствии каких-либо других, специальных для конкретного типа приборов требований, определяется выражением:

где - эффективная длина зонда, м.

Таблица 5 - Требования к минимальным толщинам и значениям случайных погрешностей для общих и детальных измерений РК

Вид исследований	, м	, %
Общие
Детальные

При использовании нескольких каналов регистрации выбирается значение , минимальное для одного из каналов.

Уменьшение случайной погрешности достигается снижением скорости каротажа. В случае если подъемник не обеспечивает необходимую (низкую) скорость каротажа, измерения выполняют за несколько спускоподъемных операций. Их количество определяется делением минимально возможной скорости каротажа, которую обеспечивает подъемник, на требуемую скорость измерений.

15.1.7 Повышение детальности исследований достигается уменьшением шага дискретизации по глубине при одновременном снижении скорости каротажа. Шаг дискретизации по глубине выбирают из ряда 0,2; 0,1; 0,05 м.

15.1.8 Процедуры калибровки скважинных приборов, проведения измерений, контроля качества первичных данных, редактирования и первичной обработки данных, выдачи твердых копий регламентируются требованиями раздела 6.

15.1.9 Калибровку, техническое обслуживание, исследования скважин приборами радиоактивного каротажа проводят, строго соблюдая требования документов: СП 2.6.1.758-99 "Нормы радиационной безопасности НРБ-99". М.: Минздрав России, 1999; СП 2.6.1.799-99 "Основные санитарные правила обеспечения радиационной безопасности ОСПОРБ-99", М.: Минздрав России, 2000; отраслевых нормативно-технических и руководящих документов по обеспечению радиационной безопасности.

15.1.10 Все работы с источниками ионизирующих излучений и радиоактивными веществами проводит персонал, обученный и допущенный к соответствующим видам работ в соответствии с требованиями, нормами и правилами НРБ-99 и ОСПОРБ-99.

15.1.11 Работы на метрологических стендах по поверке скважинных приборов, в которых установлены источники радиоактивного излучения, выполняют в специально выделенных помещениях (площадках), исключающих доступ лиц, не допущенных к работе с ионизирующими излучениями и непосредственно не занятых работами по поверке.

Поверку источников на герметичность упаковки активной компоненты выполняют, располагая один раз зондовую часть прибора ГГК-П коллимационными отверстиями вниз на стандартном образце плотности, выполненном из алюминия, второй раз - располагая тот же образец плотности на зондовой части, повернутой коллимационными отверстиями вверх. Допустимая разность показаний при указанных положениях прибора не должна превышать %.

15.1.12 Предприятия и организации, выполняющие работы с источниками ионизирующего и радиоактивного излучения, должны быть оснащены переносными приборами для измерения мощности дозы гамма- и нейтронного излучения и радиометрами альфа- и бета-излучения для контроля загрязнения кожных покровов людей, средств индивидуальной защиты, поверхностей промыслового оборудования и грунта.

15.2 Интегральный гамма-каротаж

15.2.1 Интегральный гамма-каротаж (ГК) основан на измерении естественного гамма-излучения горных пород. Измеряемая величина - скорость счета в импульсах в минуту (имп/мин). Основная расчетная величина - мощность экспозиционной дозы в микрорентгенах в час (МЭД, мкР/ч).

Гамма-каротаж применяют для решения задач: выделения в разрезах скважин местоположения полезных ископаемых, отличающихся пониженной или повышенной гамма-активностью; литологического расчленения и корреляции разрезов осадочных пород; выделения коллекторов; оценки глинистости пород; массовых поисков радиоактивного сырья. В обсаженных скважинах ГК применяют для выявления радиогеохимических аномалий, образующихся в процессе вытеснения нефти водой. С использованием ГК решают технологическую задачу - увязку по глубине данных всех видов ГИС в открытом и обсаженном стволе.

Гамма-каротаж выполняют во всех без исключения необсаженных и обсаженных скважинах, заполненных любой промывочной жидкостью или газом.

15.2.2 Измерительная установка ГК состоит из детектора(ов) гамма-квантов и электронной схемы. Точкой записи является середина детектора.

Зонд (модуль) применяют в качестве самостоятельного прибора или включают в состав комплексных приборов, реализующих несколько методов ГИС. Модуль ГК комплексируется с другими модулями без ограничений.

15.2.2.1 Требования к измерительной установке ГК:

- нормируемыми метрологическими характеристиками являются мощность экспозиционной дозы (МЭД) или эквивалентная массовая доля урана (ЭМДУ), которые рассчитывают по измеренной скорости счета импульсов (см. п. 15.1.3);

- диапазоны определения МЭД - 0-250 мкР/ч, ЭМДУ - 0-200 ppmU;

- пределы допускаемых основных относительных погрешностей определения МЭД - %; ЭМДУ - %, где - эквивалентная массовая доля урана, ppmU;

- допускаемая дополнительная погрешность определения, вызванная изменением напряжения питания в диапазоне %, не должна превышать 0,2 значения основной погрешности;

- допускаемая дополнительная погрешность определения, вызванная изменением температуры в скважине, не должна превышать 0,1 значения основной погрешности на каждые 10°С относительно стандартного значения, равного 20°С.

15.2.2.2 Минимальные требования к методическому обеспечению заключаются в наличии зависимостей: калибровочных, позволяющих перейти к скорости счета (в имп/мин) к мощности экспозиционной дозы, выраженной в микрорентгенах в час, или эквивалентной массовой доле урана, выраженной в промилле урана (ppmU ); поправочных, учитывающих влияние на МЭД и ЭМДУ геолого-технических условий измерения - диаметра скважины, глинистой корки, типа и свойств промывочной жидкости, плотностей и толщин обсадной колонны и цементного камня.

15.2.3 Первичную, периодические и полевые калибровки, а также исследования в скважинах ведут согласно общим требованиям раздела 6.

15.2.3.1 Основным средством первичной и периодических калибровок является дозиметрическая установка УП-ГК, представляющая собой закрепленный на подвижной тележке коллиматор, диаметр цилиндрического канала которого равен 90 мм. Для создания требуемой мощности экспозиционной дозы применяют источник гамма-излучения радий-226 в платино-иридиевой капсуле типа ЕР.

15.2.3.2 Скорость каротажа определяется значением допускаемой основной относительной погрешности. Для измеряемых величин (скорости счета) ее значение не должно превышать % для общих и % для детальных исследований. Рекомендуемая скорость исследований не должна превышать 600 м/ч в терригенном и 400 м/ч в карбонатном разрезах.

При использовании модуля ГК в составе комбинированных сборок скорость каротажа определяется скоростью исследований другими модулями ГИС, если для них установлены более низкие скорости проведения исследований.

15.2.4 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительные критерии:

15.2.4.1 Расхождения между основным, повторным и контрольным измерениями по интервалам не менее 10 м не должны превышать % для общих и % для детальных исследований.

15.2.4.2 В интервале контрольных измерений толщины и конфигурации опорных пластов должны соответствовать установленным по данным исследований, выполненных ранее.

15.2.5 На твердых копиях результаты измерений представляют в линейном масштабе в треке Т1 (рис. 1).

15.3 Спектрометрический гамма-каротаж

15.3.1 Спектрометрический гамма-каротаж (СГК) основан на измерении спектрального состава естественного гамма-излучения горных пород с целью определения массовой концентрации в породах урана, тория и калия. Измеряемые величины - скорости счета в энергетических окнах в имп/мин, расчетные величины - массовые содержания в породе урана и тория, в промилле (ррm), калия - в процентах (%).

Спектрометрический гамма-каротаж применяют для решения задач детальной стратиграфической корреляции разрезов, выделения отдельных литотипов пород в различных фациях, количественной оценки глинистости пород, типа и содержания глинистых минералов и органогенного углерода, выделения при благоприятных условиях высокопроницаемых и трещиноватых зон и обводненных интервалов.

Выполняют в необсаженных и обсаженных скважинах, заполненных любой промывочной жидкостью или газом.

15.3.2 Измерительная установка СГК состоит из сцинтилляционного детектора гамма-излучения и электронной схемы. Точкой записи является середина детектора.

Скважинный прибор, изготовленный в виде модуля, комплексируют с другими модулями без ограничений.

15.3.2.1 Требования к измерительной установке:

- нормируемыми метрологическими характеристиками являются эквивалентные массовые доли урана, тория и калия, которые рассчитывают по измеренному (в импульсах в минуту) спектру естественного гамма-излучения;

- диапазоны определения эквивалентных массовых долей урана и тория - 0- 200 ррm, калия - 0,1-20%;

- предел допускаемой основной относительной погрешности определения эквивалентной массовой доли урана - %;

- пределы допускаемых основных погрешностей измерений каналов урана и тория не более ppm и канала калия не более %.

15.3.2.2 Минимальные требования к методическому обеспечению заключаются в наличии алгоритмов и зависимостей: калибровочных, позволяющих перейти от скоростей счета (в имп/мин) к эквивалентным массовым долям урана, тория и калия, выраженных в промилле и процентах; поправочных, учитывающих влияние на расчетные величины геолого-технических условий измерения - диаметра скважины, толщины глинистой корки, типа и свойств промывочной жидкости, плотностей и толщин обсадной колонны и цементного камня.

15.3.3 Первичную, периодические и полевые калибровки, а также исследования в скважинах ведут согласно требованиям раздела 6 и эксплуатационной документации на прибор.

15.3.3.1 Основным средством калибровок являются образцы эквивалентной массовой доли урана с известными содержаниями урана, тория и калия и три имитатора ЭМДУ.

15.3.3.2 В процессе исследований регистрируют также суммарную скорость счета и рассчитывают МЭД естественного гамма-излучения.

15.3.3.3 Скорость каротажа регламентируется технической документацией на конкретную аппаратуру, при этом погрешность определения массовых содержаний урана, тория и калия в пластах минимальной толщины (таблица 5) не должна превышать пределы допускаемых основных относительных погрешностей измерений.

15.3.4 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительные критерии:

15.3.4.1 Расхождения между основным, повторным и контрольным измерениями для интегрального канала в интервале не менее 10 м не должны превышать % для общих и % для детальных исследований; для каналов урана, тория и калия расхождения не должны превышать пределы основных погрешностей.

15.3.5 На твердых копиях кривые массовых содержаний урана, тория и калия представляют в линейном масштабе в треке Т2, интегральную кривую ГК - в треке Т1 (рис. 1).

15.4 Нейтронный каротаж

15.4.1 Нейтронный каротаж (НК) основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного ампульного источника и измерении плотностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов и (или) гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Измеряемая величина - скорость счета в импульсах в минуту (имп/мин); расчетная величина - водородосодержание пород в стандартных условиях (см. п. 15.1.5) в процентах.

В зависимости от регистрируемого излучения различают: нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - ННК-НТ; нейтронный каротаж по тепловым нейтронам - ННК-Т; нейтронный гамма-каротаж - НГК. Первые два вида исследований выполняют, как правило, с помощью компенсированных измерительных зондов, содержащих два детектора нейтронов; НГК - однозондовыми приборами, содержащими источник нейтронов и один детектор гамма-излучения.

Нейтронный каротаж применяют в необсаженных и обсаженных скважинах с целью литологического расчленения разрезов, определения емкостных параметров пород (объемов минеральных компонент скелета и порового пространства), выделения газожидкостного и водонефтяного контактов, определения коэффициентов газонасыщенности в прискважинной части коллектора.

15.4.2 Областями эффективного применения НК при определении пористости и литологическом расчленении разреза являются:

- для ННК-НТ - породы с любым водородосодержанием, любыми минерализациями пластовых вод и промывочной жидкости (в том числе с любой контрастностью и в зоне исследования метода), при невысокой кавернозности ствола скважины;

- для ННК-Т - породы с любым водородосодержанием, невысокими и (меньше 50-70 г/л NaCl) и слабой контрастностью и ,

- для НГК - породы с низким (меньше 8-12%) водородосодержанием и любыми и , а также породы со средним (8-20%) водородосодержанием, если и не превышают 100 г/л.

Областями эффективного применения НК при выделении газоносных пластов, газожидкостного контакта, определении коэффициента газонасыщенности являются:

- для ННК-НТ - породы с любым водородосодержанием при диаметре скважины, не превышающем 200 мм;

- для ННК-Т - породы с водородосодержанием более 10% при диаметре скважины, не превышающем 250 мм;

- для НГК - породы с водородосодержанием менее 20%.

15.4.3 Измерительный зонд НК содержит ампульный источник нейтронов и один или два (и более) детектора нейтронов (надтепловых или тепловых) или гамма-излучения. Точка записи - середина расстояния между источником и детектором для однозондовых приборов и середина между двумя детекторами для компенсированных (двухзондовых) приборов.

Модуль НК комплексируется с другими модулями без ограничений.

15.4.3.1 Требования к измерительным зондам НК:

- нормируемой метрологической характеристикой служит водонасыщенная пористость горных пород, которую рассчитывают по измеренным скоростям счета импульсов;

- диапазон определения водонасыщенной пористости - 1-40%;

- предел допускаемой основной относительной погрешности определений за время набора 10000 импульсов - не более %;

- предел допускаемой основной относительной погрешности определений для режима исследования (скорость 400 м/ч, толщина пласта 1 м) за время 10 с - не более %;

- дополнительная погрешность определения, вызванная изменением напряжения питания на %, - не более 0,2 значения основной погрешности.

15.4.3.2 Минимальные требования к методическому обеспечению заключаются в наличии зависимостей: калибровочных, устанавливающих связь между пористостью и скоростями счета каждого зонда в стандартных условиях измерений (см. п. 15.1.5); поправочных, учитывающих отклонение условий измерений от стандартных и влияние фона естественного гамма-излучения пород (последнее - только для НГК).

15.4.4 Первичную, периодические и полевые калибровки, а также исследования в скважинах ведут согласно общим требованиям раздела 6.

15.4.4.1 Основным образцовым средством первичной и периодической калибровок является поверочная установка УП-НК, содержащая три имитатора пористого пласта (ИПП), и емкость с пресной водой.

15.4.4.2 Скорость каротажа регламентируется эксплуатационной документацией на конкретный прибор (аппаратуру), при этом зонды, аттестованные как средства измерения водонасыщенной пористости пород, должны обеспечивать определение последней (в расчете на толщину пласта 1 м) с погрешностью не более %.

Рекомендуемая скорость каротажа в терригенном разрезе - до 250 м/ч, в карбонатном - до 450 м/ч.

15.4.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительные критерии:

15.4.5.1 Расхождения между основным, повторным и контрольным измерениями для регистрируемых параметров в интервалах длиной не менее 10 м (при отсутствии заметного желобообразования ствола скважины) не должны превышать % для общих и % для детальных исследований.

15.4.5.2 Для компенсированных зондов в пластах с известным литотипом пород и толщиной более 3-5 м значения пористости, рассчитанные по показаниям короткого и длинного зондов и по отношению этих показаний, должны воспроизводиться с абсолютной погрешностью % (единицах пористости).

15.4.6 На твердых копиях кривую водородосодержания отображают в линейном масштабе в треке Т2 (рис. 1).

15.5 Импульсный нейтронный каротаж

15.5.1 Импульсный нейтронный каротаж (ИНК) в интегральной модификации основан на облучении скважины и породы быстрыми нейтронами от импульсного источника и измерении распределения во времени интегральной плотности тепловых нейтронов или гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. В зависимости от регистрируемого излучения различают: импульсный нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ИННК) и импульсный нейтронный гамма-каротаж (ИНГК). Для обоих видов каротажа измеряемыми величинами являются скорости счета во временных окнах, основными расчетными - макросечение захвата тепловых нейтронов в единицах захвата (е.з.), равных , и водонасыщенная пористость пород, в процентах.

Импульсный нейтронный каротаж применяют в обсаженных скважинах для литологического расчленения разрезов и выделения коллекторов, выявления водо- и нефтегазонасыщенных пластов, определения положений водонефтяного контакта на месторождениях нефти с минерализованными (более 20 г/л) пластовыми водами, определения газожидкостных контактов, оценки пористости пород, количественной оценки начальной, текущей и остаточной нефтенасыщенности, контроля за процессом испытания и освоения скважин.

Наиболее эффективный способ применения ИНК - выполнение повторных измерений во времени в процессе изменения насыщенности коллекторов. Такие изменения могут быть вызваны естественным расформированием зоны проникновения, обводнением пластов в ходе их выработки, целенаправленными технологическими операциями, включающими в себя закачку в породы растворов веществ с аномальными нейтронно-поглощающими свойствами.

15.5.2 Измерительный зонд (ИНК) содержит излучатель быстрых (14 МэВ) нейтронов, один или два детектора тепловых нейтронов или гамма-излучения. Точка записи - середина расстояния между излучателем и детектором, для двухзондовых приборов - середина расстояния между детекторами.

Модуль ИНК обычно комплексируют с модулями ГК и ЛМ.

15.5.2.1 Требования к измерительным зондам ИНК:

- нормируемыми метрологическими характеристиками являются макросечение захвата тепловых нейтронов () и коэффициент водонасыщенной пористости (), которые рассчитывают по измеренным скоростям счета импульсов;

- диапазоны определения и - 7,4-22,2 е.з. и 1-40% соответственно;

- среднеквадратические случайные погрешности определения не более %, - не более % (абс.);

- систематические погрешности определений не более %, - не более % (абс.);

- дополнительные погрешности определений макросечения захвата, вызванные изменением нейтронного выхода излучателя, температуры окружающей среды и напряжения питания - не более % для каждой изменяющейся величины;

- дополнительные погрешности определений пористости при изменениях тех же величин - не более % (абс.).

15.5.2.2 Минимальные требования к методическому и программному обеспечению заключаются в наличии алгоритмов и зависимостей: калибровочных, устанавливающих связь между макросечением захвата и пористостью, с одной стороны, и скоростью счета, с другой; поправочных, учитывающих отклонение условий измерений от стандартных (см. п. 15.1.5); программное обеспечение должно сопровождать регистрацию и обработку данных до получения конечных характеристик - и .

15.5.3 Первичную, периодические и полевые калибровки проводят согласно требованиям эксплуатационной документации.

15.5.3.1 Периодические калибровки проводят через каждые 3 месяца эксплуатации и после ремонта прибора, включающего замену излучателя быстрых нейтронов и детекторов, с использованием трех стандартных образцов, воспроизводящих значения макроскопического сечения захвата и водонасыщенной пористости в диапазонах измерений.

В качестве одного из стандартных образцов используют емкость с пресной водой (минерализация менее 0,5 г/л), размеры которой исключают влияние среды за ее стенками и составляют не менее 1,5 м в диаметре и 2 м по высоте.

15.5.3.2 Полевые калибровки выполняют в емкости, заполненной пресной водой, перед выездом на скважину и по возвращении со скважины.

15.5.4 Скважинные исследования включают два этапа: оценочный и основной.

15.5.4.1 Оценочные измерения проводят в нижней части разреза в водонасыщенном пласте с целью проверки работоспособности прибора и наземной панели, определения скорости проведения основных измерений в зависимости от статистической погрешности измерения. Время накопления одного кванта по глубине подбирают скоростью проведения каротажа таким образом, чтобы статистические погрешности измерения и не превышали заданный уровень, регламентируемый эксплуатационной документацией на конкретную аппаратуру.

В случае, если подъемник не обеспечивает требуемую скорость подъема прибора, определяют количество необходимых рейсов основных измерений. При однократном измерении скорость каротажа не должна превышать 150 м/ч.

15.5.4.2 Основное, повторное и контрольные измерения выполняют согласно требованиям раздела 6.

15.5.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительный критерий:

15.5.5.1 Основные, повторные и контрольные кривые должны повторяться по конфигурации, а систематические погрешности не должны превышать % (отн.) для макросечения захвата нейтронов и % (абс.) для пористости.

15.5.6 На твердых копиях результирующие кривые и отображают в линейном масштабе в треке Т2 (рис. 1).

15.6 Импульсный спектрометрический нейтронный гамма-каротаж

15.6.1 Импульсный спектрометрический нейтронный гамма-каротаж (ИНГК-С) основан на измерении энергетического и временного распределения плотности потока гамма-излучения, возникающего в результате нейтронных реакций, с целью определения элементного состава горных пород и пространственно-временных характеристик регистрируемого излучения.

Измеряемыми величинами являются скорости счета в энергетических и временных окнах. Расчетными величинами являются скорости счета в энергетических окнах, соответствующих энергиям гамма-квантов неупругого рассеяния быстрых нейтронов и радиационного захвата тепловых нейтронов для основных породообразующих элементов (С, О, Н, Са, Si, Fe, Cl и др.). Интерпретационными параметрами служат макросечение () захвата тепловых нейтронов и коэффициент (%) водонасыщенной пористости, а также отношения счета С/О и Ca/Si в окнах, характеризующих элементы, определяющие, прежде всего, литологическую принадлежность и насыщенность пород.

15.6.2 ИНГК-С применяют в обсаженных скважинах для оценки текущей и остаточной нефтенасыщенности, определения интервалов обводнения продуктивных коллекторов независимо от минерализации пластовых вод и для сопровождения процесса интенсификации нефтеотдачи коллекторов.

15.6.3 Измерительный зонд содержит излучатель быстрых (14 МэВ) нейтронов и один-два детектора гамма-излучения. Длина зонда 0,4-0,6 м, точка записи - середина зонда.

Модуль ИНГК-С комплексируют с модулями ГК и ЛМ.

15.6.3.1 Требования к измерительным зондам: относительная погрешность определения скоростей счета в энергетических окнах для основных породообразующих элементов в пластах толщиной не менее 1 м не должна превышать %.

15.6.3.2 Минимальные требования к методическому и программному обеспечению заключаются в наличии зависимостей, позволяющих корректировать результаты измерений за "мертвое" время измерительного тракта, нестабильность энергетической шкалы, влияние фона, а также зависимостей, учитывающих отклонение условий измерений от стандартных.

15.6.4 Первичную, периодические и полевые калибровки проводят согласно требованиям эксплуатационной документации.

15.6.4.1 Периодические калибровки выполняют через каждые 3 месяца эксплуатации прибора и после его ремонта, включающего замену детекторов и импульсного излучателя быстрых нейтронов. Их проводят на трех стандартных образцах, воспроизводящих значения насыщенности пласта. Одним из стандартных образцов является емкость с пресной водой (минерализация не более 0,5 г/л), размеры которой исключают влияние среды за ее стенками и составляют не менее 1,5 м в диаметре и 2 м по высоте.

15.6.4.2 Полевые калибровки выполняют в емкости, заполненной пресной водой, перед выездом на скважину и по возвращении со скважины.

15.6.5 Скважинные исследования включают два этапа:

15.6.5.1 Оценочные измерения проводят в нижней части разреза в водоносном пласте с целью проверки работоспособности аппаратуры, определения скорости проведения основных измерений в зависимости от статистической погрешности измерений.

Время накопления одного кванта по глубине подбирают выбором скорости проведения каротажа таким образом, чтобы статистическая погрешность измерения (в энергетических окнах для основных породообразующих элементов) не превышала заданный уровень, регламентируемый эксплуатационной документацией на конкретную аппаратуру.

Рекомендуемая скорость каротажа - 40-50 м/ч.

В случае, если подъемник не обеспечивает требуемую скорость подъема прибора, определяют количество необходимых рейсов основных измерений.

15.6.5.2 Основное, повторное и контрольное измерения выполняют согласно требованиям раздела 6. Контрольное измерение проводят в интервале залегания заведомо водонасыщенных песчаников.

15.6.6 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительные критерии:

15.6.6.1 Основные и повторные кривые С/О и Ca/Si должны повторяться по конфигурации и расхождение между ними (систематическая погрешность) не должно превышать %.

15.6.7 На твердых копиях результирующие кривые С/О, Ca/Si, и отображают в линейном масштабе в треке Т2 (рис. 1).

15.7 Гамма-гамма плотностной и литоплотностной каротаж

15.7.1 Гамма-гамма-каротаж (ГГК) - исследования, основанные на регистрации плотности потока гамма-излучения, рассеянного горной породой при ее облучении стационарным ампульным источником гамма-квантов. В зависимости от энергетического спектра регистрируемого гамма-излучения различают плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГК-П), показания которого обусловлены в основном плотностью пород, и литоплотностной гамма-гамма-каротаж (ГГК-ЛП), предназначенный для определения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения, связанного с эффективным атомным номером пород.

Измеряемая величина - скорость счета (интегральная или в энергетических окнах). Основные расчетные величины - объемная плотность пород, в ; поправка за влияние промежуточной среды между прибором и породой, ; индекс фотоэлектрического поглощения.

Плотностной и литоплотностной гамма-гамма-каротаж применяют для литологического расчленения разрезов и определения емкостных параметров породы (объемов минеральных компонент скелета и порового пространства).

Благоприятные условия применения метода: вертикальные и наклонные скважины; промывочные жидкости любого состава для прижимных измерительных зондов и неутяжеленные жидкости для центрированных приборов; незначительная кавернозность ствола скважины; тонкие глинистые корки или их отсутствие.

15.7.2 Компенсированный измерительный зонд ГГК содержит ампульный источник и два детектора гамма-излучения. Зонд располагают на выносном башмаке, который в процессе исследований прижимают к стенке скважины рабочей поверхностью, или в защитном кожухе скважинного прибора, когда к стенке скважины прижимают весь прибор.

Точка записи - середина расстояния между детекторами измерительного зонда.

15.7.2.1 Требования к измерительному зонду:

- нормируемыми метрологическими характеристиками служат объемная плотность и индекс фотоэлектрического поглощения горных пород, которые рассчитывают по измеренным скоростям счета импульсов;

- диапазон определения объемной плотности - 1,7-3,0 ;

- диапазон определения индекса фотоэлектрического эффекта - 1,3-7,0;

- предел допускаемой основной относительной погрешности измерения плотности в диапазонах 1,7-2,0 и 2,0-3,0 - не более % и % соответственно;

- предел допускаемой основной относительной погрешности измерения индекса фотоэлектрического поглощения - не более (в единицах );

- допускаемые дополнительные погрешности, вызванные изменением напряжения питания на % и изменением температуры в скважине на 10°С относительно стандартного значения, равного 20°С, - не должны превышать 0,2 и 0,1 значений основной погрешности соответственно.

15.7.2.2 Минимальные требования к методическому обеспечению заключаются в наличии зависимостей: калибровочных, устанавливающих связь между объемной плотностью и индексом фотоэлектрического поглощения пород и показаниями (скоростями счета) короткого и длинного зондов в стандартных условиях измерений (см. п. 15.1.5); поправочных, учитывающих отклонение условий измерений от стандартных и влияние фона естественного гамма-излучения.

15.7.3 Первичную, периодические и полевые калибровки, а также исследования в скважинах ведут согласно общим требованиям раздела 6.

15.7.3.1 Стандартными образцами для первичной и периодических калибровок служат три стандартных образца плотности и от одного до трех имитаторов глинистой корки, аттестованные в установленном порядке.

Образцы должны соответствовать известным значениям плотности и эффективного атомного номера. Сами стандартные образцы аттестуются с помощью государственных стандартных образцов ГСО-ПНС. Имитаторы глинистой корки должны воспроизводить влияние корок толщиной 1-2 см, плотностью 1,26-2,00 . Эффективный атомный номер материала одного из имитаторов корки должен достигать 30, что соответствует корке, обогащенной баритом.

15.7.3.3 Скорость каротажа регламентируется эксплуатационной документацией на конкретную аппаратуру, обеспечивая измерение плотности породы (в расчете на толщину пласта 1 м) с погрешностью не более %, индекса фотоэлектрического поглощения - не более (в единицах ).

Рекомендуемая скорость каротажа - не более 350 м/ч.

15.7.4 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительные критерии:

15.7.4.1 Расхождения между основным, повторным и контрольным измерениями в интервалах толщиной не менее 10 м (при постоянном диаметре ствола скважины) не должны превышать % для общих и % для детальных исследований.

15.7.4.2 Усредненные значения объемной плотности и индекса фотоэлектрического поглощения, рассчитанные по результатам измерений на образцах плотности до и после каротажа, должны воспроизводиться с погрешностями, не превышающими соответственно и (в единицах ), и с такими же погрешностями соответствовать аттестованным значениям плотности образцов.

15.7.4.3 Среднее значение поправки за влияние промежуточной среды в интервалах с номинальным диаметром скважины при отсутствии глинистой корки не должно превышать .

15.7.5 На твердых копиях кривые плотности и индекса фотоэлектрического эффекта отображают в линейном масштабе в треке Т2, а кривую поправки за влияние промежуточной среды - в треке TD (рис. 1).

16 Акустический каротаж

16.1 Акустический каротаж на преломленных волнах

16.1.1 Акустический каротаж (АК) предназначен для измерения интервальных времен (, где v - скорость распространения волны, м/с), амплитуд А и коэффициентов эффективного затухания преломленных продольной, поперечной, Лэмба и Стоунли упругих волн, распространяющихся в горных породах, обсадной колонне и по границе жидкости, заполняющей скважину, с горными породами или обсадной колонной. Единицы измерения - микросекунда на метр (мкс/м), безразмерная (для А) и децибелл на метр (дБ/м) соответственно.

Данные АК применяют:

- для литологического расчленения разрезов и расчета упругих свойств пород;

- локализации трещиноватых пород, трещин гидроразрывов и интервалов напряженного состояния пород;

- определения коэффициентов межзерновой и вторичной (трещинно-каверновой) пористости коллекторов и характера их насыщенности;

- выделения проницаемых интервалов в чистых и глинистых породах;

- расчета синтетических сейсмограмм и интеграции результатов скважинных измерений с наземными и скважинными сейсмическими данными.

Измерения выполняют в необсаженных и, при определенных ограничениях, обсаженных скважинах, заполненных любой негазирующей промывочной жидкостью.

16.1.2 Простейший измерительный зонд АК содержит излучатель И упругих волн звукового (2-20 кГц) или ультразвукового (20-60 кГц) диапазонов частот и широкополосный приемник П, собственная частота колебаний которого превышает частоту излучателя в 3-5 раз.

Для проведения АК применяют более сложные трехэлементные (ИПП, ИИП), компенсированные (ИППИ, ИИПП) и многоэлементные (ИПП...П) измерительные зонды, состоящие из нескольких двухэлементных зондов и позволяющие учесть влияние на результаты измерений характеристик промывочной жидкости и положение зонда в стволе скважины. Точка измерения такими зондами - середина расстояния между приемниками.

Для исследования низкоскоростных разрезов приборы дополнительно оснащают измерительными зондами с дипольными излучателями и приемниками, позволяющими регистрировать значения интервального времени поперечной волны большие, чем интервальное время упругой волны в жидкости.

Скважинные приборы центрируют.

16.1.2.1 Требования к измерительным зондам АК:

- диапазоны измерения преломленных продольной и Лэмба волн - 120-660 мкс/м, поперечной - 170-660 мкс/м, Стоунли - 600-1550 мкс/м;

- диапазон измерения коэффициента эффективного затухания по длине измерительного зонда - 0-30 (40) дБ/м;

- диапазон измерения амплитуд при эффективном затухании 0-40 дБ/м - 0-78 дБ/м в статическом положении прибора и 0-66 дБ/м при движении прибора в скважине;

- пределы допускаемых основных относительных погрешностей измерения и - и % соответственно;

- дополнительные погрешности измерения , А, , вызванные изменениями напряжения на %, давления на 1 МПа, температуры на 10°С относительно стандартного значения, равного 20°С, не должны превышать 0,3; 0,01 и 0,1 значений основных погрешностей соответственно.

16.1.2.2 Длительность оцифровки сигналов от приемников прибора - до 8 мс; шаг дискретизации - 2-5 мкс.

16.1.2.3 Модуль АК комплексируют с любыми другими модулями при условии, что механическое соединение модулей не нарушает центрирование измерительного зонда.

16.1.3 Специфичное для АК требование к методическому и программному обеспечению заключается в наличии не менее двух, реализующих различные принципы обработки, программ выделения в общем волновом пакете колебаний продольной, поперечной, Лэмба и Стоунли волн и определения их интервальных времен, амплитуд и эффективного затухания.

16.1.4 Первичную и периодические калибровки выполняют согласно требованиям раздела 6 и эксплуатационной документации на прибор.

16.1.4.1 Основным средством калибровок является поверочная базовая установка, содержащая аттестованный волновод акустических колебаний (отрезок или несколько отрезков стальных труб, разрезанных вдоль образующей).

16.1.4.2 Полевые калибровки не выполняют. Их заменяет контрольное измерение, которое выполняют в интервале незацементированной обсадной колонны протяженностью не менее 50 м.

16.1.5 Исследования в скважинах проводят согласно требованиям раздела 6. Дополнительные требования:

16.1.5.1 Коэффициент усиления электронной схемы скважинного прибора выбирают таким образом, чтобы в диапазоне оцифровки акустических сигналов сохранялся минимальный уровень шумов, вызванных движением прибора, а сигналы регистрируемых волн (либо одной выбранной волны) не ограничивались. Правильность выбора контролируется по экрану монитора, на котором отображаются волновые пакеты всех двухэлементных зондов, фазокорреляционные диаграммы (ФКД) одного или двух зондов и значения в текущей точке исследования.

16.1.5.2 Необходимость выполнения нескольких записей с разными коэффициентами усиления для неискаженной регистрации амплитуд и затухания упругих волн разных типов определяется эксплуатационной документацией на скважинный прибор.

16.1.5.3 Контрольную запись выполняют в интервале незацементированной колонны протяженностью не менее 50 м.

16.1.5.4 Скорость каротажа - не более 800 м/ч.

16.1.6 Качество материалов оценивают согласно требованиям раздела 6. Критерии, специфичные для АК, следующие:

16.1.6.1 Значение интервального времени продольной волны в незацементированной обсадной колонне должно находиться в пределах 185-187 мкс/м, затухания - в пределах 1-5 дБ/м. В интервале между муфтами кривая интервального времени и фазовые линии на ФКД должны представлять собой устойчивые прямые линии, параллельные оси глубин.

16.1.6.2 Значения интервальных времен продольной волны против опорных пластов (пласты ангидрита, каменной соли, плотных известняков и доломитов) не должны отличаться от известных значений более чем на %.

16.1.6.3 Расхождения интервальных времен основного и повторного измерений не должны превышать %, а эффективного затухания - дБ/м в интервалах глубин протяженностью не менее 10 м.

16.1.7 На твердых копиях кривые , А, размещают в треке Т2, ФКД двух зондов - в треке Т3 (рис. 1). При подготовке единого планшета с данными комплекса ГИС их размещают соответственно в треке T2L и T2R (ФКД одного зонда).

16.2 Акустический каротаж на отраженных волнах

16.2.1 Акустический каротаж на отраженных волнах ("акустический телевизор", АК - сканер) предназначен для растрового отображения стенки скважины или обсадной колонны по интенсивности отраженных от нее высокочастотных упругих импульсов. Измеряемые величины - времена и амплитуды (интенсивность) отраженной волны. Единицы измерения - микросекунда (мкс) и безразмерная единица соответственно.

В необсаженных скважинах применяют (ограниченно) для измерения диаметра скважины (по времени прихода отраженной волны) и определения литологического состава пород, выделения трещиновато-кавернозных зон, определения положения границ пластов с различной акустической жесткостью. В обсаженных скважинах определяют положение муфт, перфорационных отверстий, дефектов колонны, выходящих на ее внутреннюю поверхность.

Исследования проводят в скважинах, заполненных любой нетяжелой (плотностью не более 1,2 ), негазирующей промывочной жидкостью.

16.2.2 Измерительный преобразователь АК-сканера представляет собой совмещенный излучатель-приемник упругих колебаний, вращающийся вокруг оси скважинного прибора.

16.2.2.1 Требования к преобразователю:

- частота собственных колебаний в диапазоне 250-1000 кГц;

- форма внешней (излучающей) поверхности должна обеспечивать фокусировку упругого сигнала на поверхности стенки скважины в круге диаметром не более 3 мм;

- наличие устройства определения азимутальной ориентации или привязки положения к апсидальной плоскости ствола скважины с азимутальной погрешностью не более +0,5° в открытом стволе и ° в обсаженной скважине. После обработки первичных данных начало развертки должно определяться направлением на север;

- количество оборотов - не менее трех в секунду;

- количество точек сканирования - не менее 512 за один оборот;

- погрешность измерения диаметра скважины - не более мм;

- наличие дополнительного короткого зонда И-П для определения скорости упругой волны в жидкости, заполняющей скважину, с погрешностью измерения не более м/с.

16.2.3 Требования к методическому и программному обеспечению не регламентируются.

16.2.4 Выполнение калибровок определяется эксплуатационной документацией на прибор. Диаметр скважины определяют как произведение времени распространения отраженной волны на скорость ее распространения в промывочной жидкости (с учетом диаметра скважинного прибора).

16.2.5 Исследования в скважинах проводят согласно требованиям раздела 6 с изменениями:

16.2.5.1 Повторное измерение не выполняют.

16.2.5.2 Контрольное измерение проводят в любом участке обсадной колонны протяженностью не менее 50 м.

16.2.5.3 Скорость каротажа - не более 250 м/ч.

16.2.6 Контроль качества первичных данных определяется эксплуатационной документацией на прибор.

16.2.7 На твердых копиях значения диаметра скважины и растровое изображение поверхности стенки скважины отображают в треках T2L и T2R (рис. 1).

17 Ядерно-магнитный каротаж в земном магнитном поле

17.1 Ядерно-магнитный каротаж (ЯМК) в земном магнитном поле основан на измерении параметров свободной ядерной прецессии (СП) протонов, возникающей после выключения поляризующего поля.

Измеряемые величины - несколько (как правило, три) значений , , огибающей сигнала СП, которые регистрируют через фиксированные промежутки времени после выключения поля, а также время продольной релаксации протонов. Определяемыми параметрами являются индекс свободного флюида (ИСФ), в процентах, и время , в секундах.

ЯМК применяют в необсаженных скважинах для выделения коллекторов, приблизительной оценки их эффективной пористости, определения характера (нефть, вода) насыщенности коллекторов.

Условия применения: вертикальные и слабонаклонные скважины, заполненные глинистой промывочной жидкостью плотностью не менее 1,2 , вязкостью более 25 с, водоотдачей не более 9 без добавок углеводородов; содержание магнитных примесей в породах должно быть менее 50 , в промывочной жидкости - не более 1 ; уровень фонового сигнала в промывочной жидкости - на уровне собственных шумов прибора; вязкость пластовой нефти - менее 0,3 Па·с.

17.2 Требования к измерительным зондам ЯМК:

- диапазон определения индекса свободного флюида - 3-100%;

- предел допускаемой основной погрешности определения ИСФ - % в диапазоне ИСФ от 3 до 50% и % в диапазоне ИСФ от 50 до 100%;

- допускаемая дополнительная погрешность, вызванная изменением напряжения питания на %, - не более 0,2 основной погрешности;

- допускаемая дополнительная погрешность, вызванная изменением температуры окружающей среды, - не более 0,1 основной погрешности на каждые 10°С относительно стандартного значения, равного 20°С.

17.3 Первичную и периодические калибровки выполняют, поместив скважинный прибор в стандартный образец ИСФ 3264-84, который устанавливают вертикально на расстоянии не менее 50 м от силовой, осветительной и радиотрансляционной сетей, убрав в радиусе 50 м мелкие ферромагнитные предметы (железный лом). Полевую калибровку проводят с помощью контрольного датчика.

17.3.1 Требования к прибору, который находится в калибровочном устройстве: отношение сигнала СП к помехе - не менее 100; время спада сигнала СП - не менее 200 мс; отклонение частотной настройки от частоты прецессии - меньше 5 Гц.

17.3.2 Контролируемые параметры: время поляризации - больше 2 с; "мертвое" время - меньше 35 мс; время первой задержки (для измерения ) - меньше 100 мс; различие в частотах настройки и прецессии - больше 5 Гц.

17.3.3 Параметры, подлежащие калибровке: нуль-сигналы каналов измерения , , ; отклонения , , при калибровке канала постоянным напряжением (стандарт-сигналы); отклонения , , в стандартном образце ИСФ; отклонения , , , соответствующие сигналу СП от контрольного датчика.

17.4 Подготовку к исследованиям, оформление заголовка и сами исследования выполняют согласно требованиям раздела 6. Дополнительные требования:

17.4.1 При помещении прибора в скважину регистрируют сигналы контрольного датчика, нуль- и стандарт-сигналы , , .

17.4.2 После спуска прибора в интервал исследований с помощью контрольного датчика проверяют соответствие частотной настройки частоте прецессии и регистрируют уровень помех при выключенном токе поляризации (фоновая запись).

17.4.3 Контрольную запись выполняют в интервале пород, в которых ИСФ больше 4%.

17.4.4 Скорость каротажа - не более 250 м/ч.

17.4.5 Для расчета времени продольной релаксации данные ЯМК регистрируют одним из следующих способов: 5 кривых с изменяющимися временами поляризации; 15 значений на фиксированной глубине при различных временах поляризации; 15 значений на фиксированной глубине при различных временах действия остаточного тока.

17.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительные требования:

17.5.1 Уровень фоновых помех не должен превышать 2% ИСФ.

17.5.2 Отношение уровня помех при включенной поляризации к уровню помех при выключенной поляризации в интервалах пород без коллекторов (аргиллиты, ангидриты и т.п.) - не должно превышать 3.

17.5.3 Расхождение повторных замеров против пластов, для которых ИСФ больше 4%, не должно превышать %.

17.6 На твердых копиях результаты измерений представляют в арифметическом масштабе в треке Т2 (рис. 1).

18 Магнитный каротаж

18.1 Магнитный каротаж основан на изучении магнитных характеристик горных пород и напряженности геомагнитного поля в породах, вскрытых скважиной. Он включает:

- каротаж естественного магнитного поля, основанный на изучении: вектора (модуля вектора) Т напряженности геомагнитного поля или его составляющих Х, Y, Z; приращений полного вектора или его составляющих (, ); компонент нормального (, ) и аномального (, ) поля. Единица измерения в системе СИ - тесла (Тл), дробная единица - нанотесла (1 нТл = Тл). Радиус исследований при каротаже естественного магнитного поля изменяется от нескольких метров до 100-150 м в зависимости от геометрии и магнитных свойств влияющего объекта;

- каротаж магнитной восприимчивости (КМВ), основанный на изучении искусственного переменного электромагнитного поля, величина ЭДС которого определяется магнитной восприимчивостью с горных пород. Допускается выражение результатов измерений в единицах СИ или СГС, связанных между собой соотношением . Радиус исследований составляет 10-60 см.

В нефтегазовых скважинах магнитный каротаж применяют для:

- определения магнитной восприимчивости и намагниченности пород в разрезах параметрических скважин;

- литологического расчленения и корреляции геологических разрезов;

- выделения интервалов разреза, содержащих магнитные минералы и зоны оруденения;

- определения элементов залегания пород, которые дифференцируются по магнитным свойствам;

- обеспечения интерпретации наземных магниторазведочных работ.

Магнитный каротаж выполняют в необсаженных скважинах. Дополнительными ограничениями являются присутствие в промывочной жидкости добавок ферромагнитных минералов (гематита) и влияние металлических конструкций скважины в радиусе исследования зондов.

18.2 Для проведения магнитного каротажа применяют: скважинные каппаметры - для исследования магнитной восприимчивости среды; скважинные магнитометры для измерения напряженности магнитного поля. Рекомендуется использовать приборы, сочетающие оба модуля.

18.2.1 Основные требования к приборам для магнитного каротажа: определение магнитной восприимчивости и модуля вектора Т напряженности геомагнитного поля и его составляющих; возможность исследования слабомагнитных разрезов с ед. СИ и аномалиями магнитного поля менее 10000 нТл.

18.2.2 Минимальные требования к методическому обеспечению: для каротажа магнитной восприимчивости - программы учета влияния скважины; для каротажа естественного магнитного поля - учет влияния кривизны скважины; расчет модуля вектора Т напряженности геомагнитного поля.

18.3 Калибровки выполняют согласно общим требованиям раздела 6. Как частность:

18.3.1 Калибровку каппаметров на скважине выполняют до и после каротажа с использованием рабочих мер магнитной восприимчивости, тестов или стандарт-сигналов. Прибор должен располагаться на расстоянии не менее 5 длин зонда от металлических предметов.

18.3.2 Калибровку магнитометров выполняют при помощи меры магнитной индукции или градуировочного комплекта на контрольных пунктах: района (статус периодической калибровки) и скважины (полевая калибровка). Измерения на контрольных пунктах выполняют приборами и оборудованием (геофизический кабель, регистратор и др.), которые используются при проведении скважинных исследований.

18.3.2.1 Контрольный пункт района должен быть расположен в условиях нормального магнитного поля; целесообразно использовать для этого контрольные пункты наземной магниторазведки. На контрольном пункте района выполняют: периодическую калибровку магнитометров; измерение компонент нормального поля; оценку основной погрешности измерений по воспроизводимости результатов.

18.3.2.2 Контрольный пункт скважины выбирают по карте изодинам магнитного поля в области наименьшего градиента на удалении не менее 50 м от металлических предметов (каротажная станция, обсадка скважины и др.). Расстояние до устья скважины и азимут направления документируются в файлах измерений. На контрольном пункте скважины проводят: полевую калибровку магнитометров; измерение компонент магнитного поля для привязки результатов измерений в скважине к наблюдениям на поверхности.

18.4 Исследования в скважинах выполняют согласно требованиям эксплуатационной документации. При этом:

18.4.1 До начала и после измерений (не позднее 2-3 мин после извлечения прибора из скважины) проводят регистрацию нуль- и стандарт-сигналов.

18.4.2 Скорость каротажа и шаг дискретизации по глубине не должны превышать 1000 м/ч и 0,2 м соответственно.

18.4.3 Во время проведения каротажа методом естественного магнитного поля рекомендуется параллельное измерение вариаций магнитного поля на контрольном пункте скважины вторым скважинным или наземным магнитометром. Такие измерения являются обязательными в следующих случаях: интервал магнитного каротажа превышает 1000 м; по результатам магниторазведочных работ установлено, что амплитуды короткопериодных вариаций превосходят погрешности измерений.

Исследования магнитным каротажом не проводят во время магнитных бурь.

18.4.4 В интервалах проведения каротажа магнитной восприимчивости обязательно выполнение кавернометрии, а каротажа магнитного поля - инклинометрии.

18.5 Первичная обработка данных магнитного каротажа должна обеспечивать решение качественных задач (расчленение разреза по магнитным свойствам и др.).

18.5.1 Для каротажа магнитной восприимчивости регламентируется установка нулевых линий по уровню сигнала в воздухе до и после наблюдений и введение поправок в результаты измерений за влияние скважины (при необходимости).

18.5.2 Для каротажа естественного магнитного поля выполняются: учет влияния кривизны скважины; расчет модуля вектора Т напряженности геомагнитного поля (при измерении его составляющих); расчет показателей аномального магнитного поля. Переход от измеренных компонент полного магнитного поля к компонентам аномального поля осуществляют вычитанием уровня нормального поля, установленного на контрольном пункте скважины (при необходимости, с учетом измеренных вариаций). В случае измерения приращений поля (, ) уровень поля, найденный на контрольном пункте скважины, принимают за нулевой.

18.6 На твердых копиях при совместном выполнении каротажа магнитной восприимчивости и каротажа естественного магнитного поля результаты представляют в треках Т2, Т3 (рис. 1).

19 Кавернометрия и профилеметрия

19.1 Изучение геометрии ствола скважины проводят по результатам измерения нескольких диаметров (не менее двух) во взаимно перпендикулярных плоскостях - профилеметрия ствола, а также и среднего диаметра скважины - кавернометрия (ДС). Измеряемая величина - диаметр скважины в миллиметрах (мм).

Различают - вертикальную профилеметрию, при которой проводят регистрацию изменения формы и размера поперечного сечения скважины по стволу, и горизонтальную профилеметрию (профилографию), при которой фиксируют данные о форме и размерах одного поперечного сечения скважины.

Данные о фактическом диаметре скважины необходимы для решения следующих задач:

- оценки прихватоопасности желобов, сальников, глинистых и шламовых корок, интервалов выкрашивания и вывала пород;

- учета геометрии ствола при аварийных работах, связанных с извлечением из открытого ствола посторонних предметов;

- выбора интервалов установки пакеров испытателя пластов, испытателей на кабеле и сверлящего керноотборника на кабеле;

- выбора интервалов для установки башмака, центраторов и турбулизаторов обсадной колонны;

- определения объема затрубного пространства для расчета количества тампонажной смеси; уточнения геологического разреза, в том числе выделения коллекторов по появлению глинистых корок;

- учета диаметра ствола при интерпретации данных БКЗ, БК, ГК, НК и др. методов.

Исследованию кавернометрией-профилеметрией подлежат все скважины без исключения.

19.2 Требования к каверномерам и профилемерам:

- диапазон измерения диаметров скважины каверномером - от 100 до 800 мм;

- диайазон измерения радиусов профилемером - от 25 до 400 мм;

- предел допускаемой основной погрешности каверномера - не более мм в диапазоне до 400 мм и не более мм в диапазоне от 400 до 800 мм;

- предел допускаемой основной погрешности профилемера - не более мм;

- дополнительная погрешность, вызванная изменением напряжения питания, - не более 0,2 значения основной погрешности;

- дополнительная погрешность, вызванная изменением температуры окружающей среды, - не более 0,1 значения основной погрешности на каждые 10°С относительно стандартного значения, равного 20°С;

- дополнительная погрешность, вызванная отклонением скважины от вертикали, не должна превышать 0,5 значения основной погрешности.

19.2.1 Приборы комплексируют с другими приборами (модулями) без ограничений.

19.2.2 Минимальные требования к методическому и программному обеспечению заключаются в наличии методик и программ расчета площади, формы и объема скважины по данным профилеметрии.

19.3 Первичную, периодические и полевые калибровки ведут согласно общим требованиям раздела 6.

19.3.1 Основным средством периодических калибровок является набор из пяти образцовых колец или калибровочная установка типа УП-Кв, которые воспроизводят значения диаметров в диапазоне от 100 до 800 мм с погрешностью не более мм. Допускается использование также калибровочных устройств, поставляемых заводом-изготовителем (так называемые, "гребенки"), если погрешность воспроизведения ими диаметров не превышает мм.

19.3.2 В качестве средства полевой калибровки используют образцовые кольца (не менее двух) или "гребенку".

19.4 Исследования в скважинах ведут согласно требованиям раздела 6.

19.4.1 Интервал контрольной записи должен включать участок протяженностью не менее 50 м перед входом в обсадную колонну и не менее 20 м в колонне.

19.4.2 Для приборов однократного раскрытия повторную запись не проводят; контрольную запись выполняют согласно предыдущему разделу.

19.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительные требования:

19.5.1 Расхождения кривых основной и повторной записей не должны превышать мм.

19.5.2 Расхождения измеренных и проектных диаметров колонны и скважины в интервалах с номинальным диаметром ствола не должны превышать мм.

19.6 Первичная обработка включает придание кавернограммам и профилеграммам физических масштабов, построение поперечных сечений скважины по результатам горизонтальной профилеметрии.

19.7 На твердых копиях результаты измерений представляют в арифметическом масштабе в треке Т1 (рис. 1).

20 Инклинометрия

20.1 Инклинометрические исследования - это измерения зенитного угла и азимута скважины в функции ее глубины. Единица измерения - градус. Сокращение - Инкл.

Инклинометрические исследования проводят при подъеме скважинного прибора в вертикальных скважинах глубиной свыше 300 м и в наклонных скважинах глубиной свыше 100 м для решения задач:

- контроля заданного направления оси ствола скважины в пространстве проектному в процессе бурения;

- выделения участков перегибов оси ствола скважины, которые могут вызывать осложнения при бурении;

- получения исходных данных для геологических построений, в том числе определения истинных глубин залегания продуктивных пластов, для интерпретации данных магнитного каротажа и пластовой наклонометрии.

Исследования выполняют магнитными (точечными и непрерывными) в необсаженных скважинах и гироскопическими инклинометрами в необсаженных и обсаженных скважинах.

20.2 Требования к инклинометрам для исследования необсаженных скважин:

- диапазон измерения азимута - от 0 до 360°;

- границы диапазонов измерения зенитного угла - от 0 до 45, 90, 135, 180°;

- диапазон измерения апсидального угла - от 0 до 360°;

- допускаемая основная погрешность измерения азимута для зенитных углов более 3° - не более °;

- допускаемая основная погрешность измерения зенитного угла - не более °;

- дополнительная погрешность, вызванная изменением температуры окружающей среды, не должна превышать 0,1 значения основной погрешности на каждые 10°С относительно стандартного значения температуры, равного 20°С.

20.2.1 Требования к методическому обеспечению заключаются в наличии программ расчета:

- координат оси скважины;

- абсолютных отметок глубин;

- приращений (удлинений) длины ствола;

- величины и направления смещения забоя скважины относительно устья;

- характеристик рассеяния (неопределенности) координат.

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

20.3.1 Периодические калибровки выполняют соответственно требованиям МУ 41-17-1373-87 "Отраслевая система обеспечения единства измерений. Инклинометры и ориентаторы. Методика поверки". Основным средством калибровки служат установки УКИ-2, УПИ-1, УПИ-3.

20.3.2 При использовании инклинометров, не подпадающих под действие МУ 41-17-1373-87, их периодическую калибровку проводят в соответствии с методическими указаниями, регламентированными эксплуатационной документацией.

20.3.3 Полевую калибровку инклинометров проводят непосредственно перед скважинными измерениями и после них, используя угломер-квадрант УК-2 и буссоль БГ-1 (или БШ).

20.4 Общие требования к проведению измерений определены в разделе 6. Дополнительные требования различны для инклинометров разных типов.

Измерения точечными магнитными инклинометрами проводят в открытом стволе или в легкосплавных бурильных трубах (ЛБТ) при подъеме скважинного прибора. Как исключение, допускаются измерения зенитных углов в стальных бурильных трубах или в обсадной колонне.

20.4.1 Измерения в точках проводят через 10 с после полной остановки прибора.

20.4.2 Если интервал исследований находится существенно выше забоя скважины, то первое измерение выполняют на глубине пяти метров ниже заданного интервала, последующие - через 2-3 м, затем переходят к измерениям с принятым шагом.

Если исследования начинают от забоя скважины, то первое измерение выполняют на глубине 5 м выше него, после чего переходят к измерениям в точках глубин, кратных шагу измерений.

20.4.3 Шаг измерений в открытом стволе должен быть равен 25 м в вертикальных скважинах с зенитными углами до 5°; 10 м - в скважинах с углами выше 5°; 5 м - в скважинах с интенсивностью искривления до 0,5°/м; 2 м - на участках с интенсивностью искривления 0,5°/м и более.

Шаг измерений в ЛБТ (зенитных углов в стальной обсадной колонне) должен быть равен 40 м для зенитных углов до 5°; 20 м - при зенитных углах свыше 5° и 10 м - на участках с принудительным искривлением.

20.4.4 Измерения в ЛБТ проводят на расстоянии не менее 15 м от стальной колонны и турбобура и более 3 м от стальных замковых соединений.

20.4.5 Повторные измерения выполняют в каждой пятой точке.

20.4.6 Измерения, выполняемые после углубления скважины, необходимо проводить другим инклинометром с перекрытием интервала предыдущих измерений не менее чем в трех точках подряд, если зенитные углы меньше 5°, и в пяти точках при больших значениях зенитных углов.

В наклонно направленных скважинах со спущенными ЛБТ в интервале набора кривизны повторными измерениями перекрывают не менее трех точек подряд, из которых хотя бы в одной должен быть измерен азимут.

20.5 Спуск в интервал измерений приборов непрерывной инклинометрии осуществляют со скоростью согласно п. 6.3.6. Не менее чем за 20-30 м до глубины начала скважинных измерений скорость спуска снижают до 800 м/ч. После остановки прибора его выдерживают неподвижным в течение 30 с.

20.5.1 Перед началом измерений осуществляют привязку инклинометра к глубине.

20.5.2 Измерения начинают, плавно увеличивая скорость подъема прибора до 800 м/ч без рывков и резких торможений.

20.5.3 Регистрацию глубин осуществляют с разрешающей способностью не хуже м, скорости движения - не хуже м/ч.

20.5.4 При использовании магнитных инклинометров регистрацию азимута необходимо отключить за 20 м до входа в обсадную колонну.

20.6 Технология проведения скважинных исследований гироскопическим инклинометром выполняется в соответствии с эксплуатационной документацией на конкретный тип инклинометра и делится на два этапа - определение географического меридиана и замер траектории ствола скважины.

20.6.1 Скважинный прибор, соединенный геофизическим кабелем с наземным блоком, фиксируют на устье с помощью специального фланца, который обеспечивает установку инклинометра в вертикальном положении с точностью не хуже ° и возможностью его разворота по апсидальному углу.

Проводят предварительную выставку (определение географического меридиана), после окончания которой производят разворот корпуса инклинометра по апсидальному углу и добиваются установки вертикального положения до требуемой величины.

Затем повторяют процедуру начальной выставки до получения стабильного результата. Данная процедура продолжается 40-60 минут.

20.6.2 После окончания операции "выставки гироскопического инклинометра", инклинометр освобождают и останавливают на нулевой отметке глубины скважины и начинают автономную работу согласно эксплуатационной документации.

Измерение траектории ствола осуществляется при спуске и подъеме прибора непрерывно или точках. Скорость записи - до 5000 м/ч (при условии предварительного шаблонирования скважины перед измерениями). Основной замер траектории осуществляется на спуске; на подъеме - осуществляют контроль проведенных измерений.

Рекомендуется прохождение интервалов перфорации со скоростью 750-1500 м/ч. В целях снижения вероятности удара инклинометра об забой рекомендуется не доходить до него на 5-10 м. Стоянка на забое не более 20 с. Отрыв от забоя должен проводиться с минимально возможной скоростью.

В процессе замера траектории ствола скважины для компенсации дрейфа гироскопа необходимо проводить во время спуска и подъема технологические остановки. Методика и условия выполнения остановок регламентируется требованиями эксплуатационной документации.

20.6.3 При последующем измерении, выполняемом после углубления скважины, интервал предыдущих измерений перекрывают согласно требованиям п. 20.4.5.

20.7 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6.

20.7.1 Критерием точности инклинометрических измерений является значение средней квадратической погрешности, вычисляемое по разностям двойных измерений, которое не должно превышать значения основной погрешности инклинометра:

где - средняя квадратическая погрешность измерений углов; - разность двойных измерений угла в i-ой точке; n - число двойных измерений.

20.7.2 В процессе измерений точечным магнитным инклинометром текущий контроль осуществляют определением абсолютной разности между результатами основного и повторного измерений, которые не должны превышать удвоенное значение основной погрешности инклинометра.

Если значения разности превышают значение основной погрешности не более чем в двух точках, то число точек перекрытия увеличивают на две. Если после этого общее число точек с увеличенными значениями разности составляет три и более, то перекрытию подлежат все точки предыдущего интервала измерений.

20.7.3 Для непрерывной инклинометрии получают результирующий протокол замера кривизны, проекции скважины на три ортогональные плоскости или изометрическую проекцию, графики функциональных зависимостей азимута, зенитного угла и угла поворота (установки отклонителя) с помощью программного обеспечения обработки результатов, разработанного для конкретного типа инклинометра.

20.7.4 Для получения достоверных координат траектории ствола скважины, которая имеет протяженный (более 200 м) вертикальный участок (зенитные углы не более 3°) рекомендуется проверять гироскопическим инклинометром данные, полученные с помощью магнитных инклинометров.

20.8 Обработка и оформление результатов измерений различны для точечных и непрерывных магнитных и гироскопических инклинометров. Алгоритмы обработки определяются программным обеспечением. Регламентируемыми документами являются:

- сводная таблица результатов инклинометрических измерений (значения зенитных и азимутальных углов) с заданным шагом по глубине. Для точек с многократными измерениями принимают средние значения из результатов всех измерений;

- координаты X, Y и Z точек оси ствола скважины в системе координат с началом в центре ротора и осями, параллельными осям геодезической сети, план и профиль ствола скважины. Положительные направления координатных осей принимают следующими: ось X - северное; ось Y - восточное; ось Z - вниз.

Координаты точек вычисляют по дирекционным углам, для чего в измеренные магнитные азимуты вводят поправки на магнитное склонение и сближение меридианов. При вычислении координат используют формулы (или формулы, учитывающие изменения углов и азимутов по глубине):

;

где , , - координаты определяемой точки; - шаг измерений между точками i-1 и i; , - зенитные углы в точках i-1 и i; , - дирекционные углы точек i-1 и i, п - количество точек.

20.9 Материалы, передаваемые недропользователю, должны содержать: сводную таблицу результатов инклинометрических измерений, а для наклонно направленных скважин - дополнительно план и профиль ствола скважины.

На плане скважины показывают: направление координатных осей; масштаб; положение устья скважины; проектное и фактическое положение забоя; смещение забоя; дирекционный угол или азимут направления "устье-забой"; расстояние в плане между фактическим и проектным положениями забоя. На профиле скважины показывают: направление координатной оси Z; масштаб; дирекционный угол или азимут вертикальной плоскости, на которую проецируется ось скважины.

21 Пластовая наклонометрия

21.1 Пластовая наклонометрия - вид каротажа, предназначенный для определения элементов залегания пород в разрезе скважины.

Результаты пластовой наклонометрии применяют для выделения и определения толщин и элементов залегания (углов и азимутов падения) пластов горных пород с различными литологическими и фильтрационно-емкостными характеристиками, фациального анализа и прогнозирования на этой основе структурных и комбинированных ловушек, оценки достоверности результатов сейсморазведки и выбора мест заложения скважин.

21.1.1 Пластовая наклонометрия может быть реализована в двух модификациях: на основе измерения направления геофизических полей, например электромагнитных (определенными возможностями располагает метод индукционной наклонометрии); на основе реализации метода координат.

Пластовая наклонометрия по методу координат основана на определении ориентации тонкого прослоя по координатам трех или большего числа точек, соответствующих сечению прослоя скважиной, и реализуется путем измерений прижимными датчиками, перемещающимися по нескольким различным образующим стенки скважины в плоскости, перпендикулярной оси скважины. В качестве датчиков используют микрозонды или боковые микрозонды, как наиболее эффективные по простоте, надежности, разрешающей способности, диапазону измеряемых характеристик и скорости измерения.

21.1.2 Радиусы скважины, измеряемые одновременно с электрическими характеристиками пород, также используют для определения элементов залегания пород (способ механической наклонометрии) при условиях: погрешность изменения радиусов - не более первых долей мм; по результатам опробования конкретного прибора установлена сходимость результатов электрической и механической наклонометрии.

21.1.3 Ограничения метода - общие для прижимных скважинных приборов. Скорость проведения исследований - не более 800 м/ч.

21.2 Аппаратура (наземная панель и скважинный прибор) пластовой наклонометрии должна удовлетворять общим требованиям к приборам для исследования открытого ствола скважин и обеспечивать возможность измерения (или расчета по результатам измерений) параметров, характеризующих пространственное положение пластов.

21.2.1 Комплекс измеряемых и расчетных параметров пластовой наклонометрии должен включать характеристики пород и ствола скважины по глубине:

- электрические характеристики пород в прискважинной зоне - значения кажущегося удельного электрического сопротивления , вычисленные по измеренным потенциалу или току каждого датчика; азимутальное распределение кажущегося УЭС прискважинной зоны; интегральное значение кажущегося УЭС на данной глубине;

- элементы залегания пластов - угол и азимут падения, которые рассчитывают с учетом данных о кривизне скважины;

- элементы кривизны скважины - угол и азимут наклона, рассчитанные по ортогональным составляющим угла наклона и вектора магнитного поля Земли;

- характеристики ствола скважины - радиусы по каждому направлению;

- ориентированную форму сечения скважины на данной глубине.

21.2.2 Обязательные требования к скважинному прибору:

- наличие не менее четырех прижимных датчиков;

- измерение каждым датчиком не менее двух характеристик - электрической (кажущееся сопротивление, потенциал или сила тока) и механической (радиус скважины);

- наличие инклинометрического блока (датчики угла и азимута);

- согласованные по текущему времени измерения всеми датчиками;

- конструкция датчиков должна обеспечивать измерения кажущихся удельных сопротивлений в диапазоне от 0,5 до 150 при изменении УЭС промывочной жидкости от 0,05 до 5 ;

- требования к датчикам МК, БМК, инклинометрии такие же, как для отдельно применяющихся приборов (модулей) этих методов (подразделы 14.4, 14.8, и раздел 20).

21.2.3 Дополнительные рекомендуемые требования: наличие акселерометрического блока с датчиком линейного ускорения для введения поправок за неравномерность движения скважинного прибора; чувствительность датчиков к изменению радиуса - не более первых долей мм.

21.2.4 Минимальные требования к методическому обеспечению: программная реализация построения корреляций между кривыми микрозондов; расчет элементов залегания пород по методу координат.

21.2.5 Целесообразно аппаратурное или методическое комплексирование пластовой наклонометрии с электрическими сканерами.

21.3 Калибровки аппаратуры, скважинные измерения и контроль качества материалов проводятся в соответствии с требованиями эксплуатационной документации на конкретный тип аппаратуры.

21.4 Форма представления данных на твердых копиях не регламентируется. Обязательно представление следующих результатов:

- кривых измерений всеми электрическими микрозондами с нанесенными линиями основных корреляций;

- кривых профилей скважины по данным измерения радиусов;

- инклинограммы (угол и азимут кривизны скважины);

- наклонограммы (углы и азимуты падения поверхностей раздела пластов по выделенным корреляциям);

- обобщенных углов и азимутов падения для отдельных пластов.

На твердых копиях могут быть представлены другие результаты (ориентированные формы сечения скважины, схемы ориентированного положения микрозондов при измерениях, гистограммы, розы-диаграммы и др.).

22 Термометрия

22.1 Метод заключается в изучении естественных и искусственных тепловых полей в скважине в установившемся и неустановившемся режимах. Измеряемая величина - температура (разность температур) - в градусах Цельсия (°С). Сокращение - Т или Терм.

Измерение естественных полей выполняют:

- в установившемся режиме с целью определения естественной температуры пород, геотермического градиента, геотермической ступени;

- в неустановившемся режиме для сопровождения бурения и каротажа - определения температурного режима работы бурового инструмента и скважинных приборов;

- получения информации для учета температуры при интерпретации данных каротажа.

Разница полей, измеренных на этих режимах, зависит от времени пребывания скважины в покое. Она тем больше, чем меньший промежуток времени прошел после прекращения циркуляции промывочной жидкости в стволе скважины и других тепловых воздействий - заколонных перетоков, дросселирования нефти, газа и воды, прохождения фронта вод, закачиваемых в пласт, и т.д.

Измерения искусственных полей ведут для:

- оценки технического состояния обсаженных скважин - определения высоты подъема цемента; выделения интервалов затрубных перетоков; контроля интервалов перфорации; исследований герметичности обсадных колонн и фонтанных труб;

- сопровождения процесса эксплуатации скважин в комплексе с другими методами определения "притока-состава" - выделения интервалов и профилей притоков и приемистости; установления обводненных интервалов в добывающих скважинах; прослеживания температурного фронта закачиваемых вод; исследования нагнетательных скважин; определения интервалов внутриколонных перетоков; контроля за внутрипластовым горением, паротепловым воздействием и термозаводнением.

Результаты измерений, в том числе естественных полей, полученные в установившемся режиме, используют при этом в качестве фоновых наблюдений.

22.2 В зависимости от измеряемой величины различают модификации метода: обычную термометрию ("термометрия"), при которой измеряют температуру, и дифференциальную термометрию, когда измеряют разность температур.

Дифференциальную термометрию подразделяют на аномалий-термометрию (измерение отклонений температуры от некоторого среднего значения) и градиент-термометрию (измерение разности температур двух датчиков, разнесенных на фиксированное расстояние).

22.3 Для измерения температуры применяют термометр сопротивления, спускаемый на геофизическом кабеле, максимальный ртутный термометр и глубинный самопишущий термометр, опускаемые на бурильных трубах в составе ИПТ.

Термометр сопротивления комплексируют с приборами остальных методов ГИС. Он является частью технологического блока в сборках модулей.

22.4 Термометр сопротивления должен удовлетворять следующим требованиям:

- разрешающая способность - не хуже 0,01°С (для отдельных модификаций приборов - 0,1-0,3°С);

- основная погрешность измерения температур в заданном диапазоне измерений - не более %;

- постоянная времени - не более 2 с;

- сопротивление чувствительного элемента мостикового термометра - не более 2000 Ом;

- дополнительная погрешность измерения за счет нагревания чувствительного элемента проходящим через него током - не более половины допустимой погрешности;

- сопротивление изоляции жил кабеля при работе с термометром - не менее 2 МОм.

22.5 Первичную, периодические и полевые калибровки ведут согласно общим требованиям раздела 6. Калибровки выполняют, руководствуясь эксплуатационной документацией для конкретного типа скважинного прибора.

22.5.1 Контролируемыми параметрами являются постоянная времени и постоянная термометра, соответствующая изменению выходного напряжения на 1°С.

22.5.2 Основным средством периодических калибровок являются баки с водой различной температуры; температуру воды устанавливают с помощью образцовых термометров.

22.6 Исследования в скважинах ведут, руководствуясь следующими требованиями:

22.6.1 Перед спуском прибора в скважину измеряют температуру окружающей среды (допускается измерение температуры воздуха в станции) одновременно скважинным термометром и ртутным. Разница в показаниях обоих термометров не должна превышать °С.

22.6.2 Примерная скорость каротажа должна составлять 1000; 800; 600 и 400 м/ч, если постоянная времени равна 0,5; 1; 2 и 4 с соответственно.

Для регистрации аномалий температур, имеющих небольшую протяженность по глубине, скорость каротажа рассчитывают как

где - порог чувствительности термометра, G - градиент температуры в скважине (для естественного поля - геотермический градиент Г), - динамическая тепловая инерция, которая в 1,5-2,5 раза больше паспортного значения постоянной времени .

Минимальная толщина прослоя в метрах, для которой аномалия температуры максимально близка к истинной, определяется выражением

Если значение аномалии устанавливают с точностью 99,9; 99,5; 99; 95 и 90%, то коэффициент п равен соответственно 6,9; 5,3; 4,6; 3 и 2,3.

22.6.3 Геотермические исследования проводят только на спуске прибора после пребывания скважины в покое не менее 10 суток. Более точный промежуток времени устанавливают для района опытным путем; реально он может составлять от нескольких месяцев до нескольких лет. В скважине не должно быть перелива, газопроявлений, затрубного движения.

При определении естественной температуры необходимо: провести на ряде глубин измерения при неподвижном термометре; выполнить не менее двух повторных измерений по всему стволу с интервалом времени между ними не менее суток; в обоих вариантах разница показаний не должна превышать °С.

22.6.4 Измерения текущей температуры в скважине для определения температурного режима работы бурильного инструмента и скважинных приборов проводят при спуске и подъеме термометра.

При определении мест поглощения в открытом стволе выполняют серию разновременных измерений. Локализацию интервалов интенсивных поглощений проводят по характерным аномалиям температуры.

22.6.5 Измерения температуры для оценки технического состояния обсаженных скважин выполняют при спуске скважинного прибора, повторное измерение - при его подъеме.

22.6.5.1 Для определения высоты подъема цемента за обсадной колонной измерения проводят от устья до забоя скважины после затвердевания цемента, но не позже чем через двое суток после цементирования колонны для нормально схватывающихся цементов и через 15-20 ч для быстросхватывающихся цементов. Оптимальное время исследований для нормально схватывающихся цементов - через 15-30 ч после окончания заливки.

Запрещается проведение любых работ в скважине перед измерениями во избежание нарушения температурного режима.

При применении нестандартных цементных растворов, а также в случае выполнения работ по специальным программам рекомендуется проводить временные измерения термометром в период схватывания и затвердевания цементной смеси через каждые 2-3 ч в течение 1-2 суток после окончания заливки.

Эффективность определения высоты подъема цемента по температурной аномалии снижается в высокотемпературных скважинах, при использовании низкосортных цементов (глино- и гельцементы), в случае загрязнения цементного раствора или односторонней заливки.

22.6.5.2 Для определения интервалов перфорации измерения проводят на спуске и подъеме прибора непосредственно после перфорации, захватывая выше интервала перфорации участок глубин протяженностью не менее 50 м. Температурная аномалия, образованная горением зарядов перфоратора, расплывается в течение 1-2 суток. Эффективность выделения максимальна для бескорпусных перфораторов.

22.6.5.3 При определении мест негерметичности обсадных колонн и лифтовых труб термометрию комплексируют с другими видами измерений комплекса "приток-состав" (ПГИ, ГИС-контроль).

В случае хорошей приемистости скважины регистрируют термограммы в процессе закачки в нее воды под давлением, в случае низкой приемистости - после снижения уровня жидкости в скважине. Выполняют не менее двух измерений: в остановленной скважине (контрольное); после закачки воды в скважину или снижения в ней уровня.

22.6.6 Измерения в эксплуатационных скважинах ведут одновременно с измерениями данных другими методами ПГИ. Последовательность операций определяется требованиями раздела 12. Дополнительные требования следующие:

22.6.6.1 Применение термометров с порогом чувствительности не хуже 0,01°С обязательно при решении задач:

- выделения интервалов притоков и приемистости;

- определения местоположений отдающих пластов и установления обводненных интервалов в добывающих скважинах;

- прослеживания температурного фронта закачиваемых вод.

22.6.6.2 Применение термометров с порогом чувствительности 0,1-0,3°С допускается при решении задач:

- исследования нагнетательных скважин;

- определения интервалов интенсивных перетоков;

- выделения мест нарушения эксплуатационных колонн и лифтовых труб;

- контроля за внутрипластовым горением, паротепловым воздействием и термозаводнением.

22.6.6.3 Обязательна выдержка скважины перед выполнением фонового замера не менее одних суток после приостановления работ, связанных с промывкой скважины.

22.6.6.4 В режиме притока регистрируют несколько термограмм (не менее трех), первую - непосредственно после вызова притока, вторую - через 1,5 ч после первой, затем через 2-3 ч проводят следующие замеры. Общее время наблюдений за формированием температурной аномалии дроссельного эффекта зависит от дебита скважины и должно быть не менее 10 ч при дебите более 10 и не менее 20 ч при меньших дебитах.

22.7 Основные положения контроля качества измерении, оформления данных, формирования файлов недропользователя регламентируются разделом 6.

22.8 На твердых копиях результаты измерений представляют в треках Т2-Т3 (рис. 1) в масштабе, выбранном в зависимости от решаемой задачи и диапазона изменения температуры. Увеличению температуры должно соответствовать смещение кривой вправо.

23 Испытание пластов, отбор проб пластовых флюидов и образцов пород

23.1 Испытание пластов и гидродинамический каротаж

23.1.1 Испытания пластов приборами на кабеле включают две операции:

- измерение пластовых и гидростатических давлений и последующий расчет коэффициентов гидропроводности пород в точках измерения - гидродинамический каротаж (ГДК);

- отбор и подъем на дневную поверхность герметизированных проб пластовых флюидов - опробование пластов (ОПК).

Испытания выполняют с помощью одной и той же аппаратуры, содержащей скважинный прибор и наземный пульт питания и управления. Функции скважинного прибора заключаются в изоляции исследуемого участка ствола скважины путем прижатия к стенке герметизирующего резинового башмака, вызова притока жидкости и газа из коллектора за счет перепада давления между пластом и емкостью прибора, измерении давления в полости стока прибора, герметизации и подъеме на поверхность отобранной пробы. Прибор включает взаимозаменяемые узлы опробования и испытания и 1-3 баллона по 6 л каждый для утилизации пробы (пробосборник). Сменными являются датчик давления, который подбирают на предельную величину ожидаемого давления в скважине, и герметизирующий башмак двух типоразмеров (в зависимости от диаметра скважины).

23.1.2 Благоприятные условия для проведения испытаний существуют в вертикальных и слабонаклонных скважинах диаметром от 146 до 280 мм при температуре до 120°С и давлении от 8,5 до 80 МПа против пластов с тонкой глинистой коркой и постоянным диаметром скважины.

Испытания не проводят в горизонтальных и сильнонаклонных (больше 40°) скважинах, а также в интервалах ствола, препятствующих плотному прилеганию башмака к стенке скважины вследствие образования толстых глинистых или шламовых корок, волнистой поверхности и трещиноватости стенок скважины.

23.1.3 Основная контролируемая величина, подлежащая калибровке, - погрешность измерения давлений.

23.1.3.1 Первичную калибровку мембранных тензометрических преобразователей давления проводит изготовитель аппаратуры с помощью аттестованных грузопоршневых манометров или измерительных прессов в термобарокамере при заданных термобарических режимах.

Основная погрешность измерения составляет не более %, если пределы измерения давления равны 10, 25, 40, 60 и 80 МПа.

23.1.3.2 Периодические калибровки проводят каждые два года с помощью тех же технических средств.

23.1.3.3 Полевые калибровки датчика давления не проводят. Ориентировочно работоспособность датчика проверяют по измеренным в скважине значениям гидростатического давления.

23.1.4 Подготовительные работы к исследованиям проводят в стационарных условиях в закрытом помещении, приспособленном для работ с маслами и керосином.

23.1.4.1 Перед выездом на скважину проводят разборку прибора и проверку его узлов и деталей для контроля отсутствия механических повреждений и свободного перемещения подвижных деталей.

23.1.4.2 Перед сборкой детали промывают соляром или керосином; соединительные каналы, золотниковые распределители и трубки продувают сжатым воздухом. Пробосборник и каналы поступления жидкости и газа промывают горячей водой и протирают.

23.1.4.3 При сборке применяют комплекты сменных деталей, соответствующие глубине и диаметру скважины, где будут производиться работы: для скважин диаметром более 190 мм резиновый башмак прибора имеет радиус кривизны лицевой поверхности 100 мм, для скважин меньшего диаметра - 75 мм.

23.1.4.4 Проводят проверку работы прибора на стенде путем включения электродвигателя на открытие прижимной лапы до срабатывания концевого выключателя. Так как в скважине прижимная лапа открывается за счет гидростатического давления, то на стенде ее необходимо открыть вручную с помощью ломика. Закрытие прижимной лапы проводят подачей тока обратной полярности.

23.1.5 Регламентные работы в скважине, перечисленные ниже, проводят в обязательном порядке для обеспечения достоверности и качества материалов испытаний.

23.1.5.1 Регистрацию нуль- и стандарт-сигналов проводят, используя эталонный резистор пульта питания и измерения, при каждом спуске прибора в скважину при расположении кабельного наконечника на уровне стола ротора. Продолжительность регистрации каждого сигнала 5 с.

23.1.5.2 Контроль полярности сигнала с датчика давления проводят только при первом спуске прибора.

Если показания датчика увеличиваются с глубиной, то спуск прибора в скважину продолжают. При уменьшении показаний прибор поднимают до уровня стола ротора, меняют местами входы измерительных жил датчика давления на пульте, регистрируют нуль- и стандарт-сигналы, после чего проводят спуск прибора в интервал испытаний.

23.1.5.3 Выбор исследуемых точек, очередность проведения исследований и технологию перестановки прибора с одной точки на другую выполняют согласно требованиям подраздела 10.1. Диаграммы давления на каждой точке исследования регистрируют отдельными файлами.

23.1.5.4 Непосредственно после подъема прибора на поверхность проводят отбор и измерение проб флюидов:

- объем газовоздушной смеси, не превышающий нескольких литров, определяют вытеснением воды из мерной емкости специального газосборника; при больших количествах - методом снижения давления;

- если газа отобрано много и давление за один замер снижается незначительно (в пределах ошибки измерения), то замер давления повторяют 2-3 раза, объем выпущенного газа суммируют, беря для расчета начальное (до выпуска газа) и конечное (после 2-3-кратного выпуска газа) значения давлений;

- пробы газовоздушной смеси отбирают в перевернутые бутылки с водяным затвором или в специальные пробосборники. Отбирают три пробы газа объемом 0,3-0,5 л каждая: первую - сразу после продувки газом системы соединительных шлангов, вторую - при снижении давления в пробосборнике на 30-50% по сравнению с начальным, третью - при снижении давления до атмосферного;

- количество отобранной жидкости замеряют с помощью мерной емкости, количество нефти - после ее отстаивания;

- необходимо учитывать количество жидкости, увлеченной газом и остающейся на стенках пробосборника и в каналах прибора. Пробы жидкости для анализа отбирают в бутылки объемом не менее 1 л.

23.1.5.5 Исследования физических параметров проб жидкости (плотности, вязкости и удельного электрического сопротивления) проводят непосредственно на скважине и повторно в стационарной лаборатории. Химический анализ отобранной воды и исследования свойств отобранной нефти осуществляют в специализированных лабораториях.

Экспресс-анализ газовоздушных смесей (определение суммарного содержания горючих газов и их компонентного состава) осуществляют на скважине с помощью оборудования станции ГТИ. Детальный анализ газов (определение неуглеводородных газов, нормальных и изомерных соединений) проводят в стационарных лабораториях.

23.1.5.6 Экспресс-обработку кривых давления, на которых регистрируются все процессы, происходящие в полости стока прибора, начинают с выявления на кривых участков, соответствующих притоку и заполнению конкретных камер прибора и восстановлению давления до пластового.

Обработка информативных участков включает:

- определение давления, отвечающего участку стабилизации на кривой восстанавления давления (давление в конце отбора); в первом приближении его принимают за пластовое давление , если продолжительность участка стабилизации показаний во времени составляет не менее 15 с;

- определение скоростей притока флюида и депрессии для каждой измерительной камеры прибора проводят по формулам:

; ,

где - объем i-й камеры прибора, ; - время заполнения i-й камеры, снимаемое с диаграммы давления, с; - скорость притока в i-ю камеру, ; i - номер камеры прибора; - давление притока в i-ю камеру, МПа;

- расчет проницаемости пласта в точке исследования при заполнении различных камер прибора проводят по формуле:

где - вязкость фильтрующегося флюида, сПуаз; А - геометрический коэффициент стока, равный 0,13 м; - проницаемость пласта в исследуемой точке при депрессии , мД. При отсутствии сведений о вязкости флюида рассчитывают коэффициент подвижности .

23.1.6 Качество кривых давления признается удовлетворительным, если оно отвечает следующим требованиям:

- измерения выполнены с датчиком давления с непросроченной датой калибровки;

- в пределах одного спуска-подъема имеется хотя бы одна запись нуль- и стандарт-сигналов;

- расхождения измеренных значений гидростатического давления в начале и в конце исследования не превышают погрешность измерений;

- в приточной точке длительность участка стабилизации давления при восстановлении до пластового не менее 15 с.

23.1.7 Файл недропользователя включает LIS-файлы давления по всем точкам исследований и необходимые сведения об объекте исследования.

23.1.8 На твердых копиях результаты измерений представляют согласно приложения М.

23.2 Отбор образцов пород сверлящим керноотборником

23.2.1 Аппаратура сверлящего керноотборника состоит из скважинного прибора, пульта управления и разделительно-повышающего трансформатора. В свою очередь скважинный прибор содержит силовой электродвигатель, гидравлические и механические системы, предназначенные для привода исполнительных механизмов, осуществляющих прижатие прибора к стенке скважины, выбуривание образца, отделение его от массива пород и возврат механизмов в исходное положение.

23.2.2 Подготовку прибора к работе в стационарных условиях выполняют согласно требованиям эксплуатационной документации.

23.2.3. Производят разборку, чистку и смазку деталей прибора, проверяют отсутствие деформации и повреждений деталей, потертостей резиновых уплотнительных колец, их твердость и эластичность, сопротивление изоляции токоведущих цепей, сопротивление изоляции двигателя керноотборника. На стенде, позволяющем закрепить прибор в вертикальном положении, проверяют работоспособность керноотборника (выход и возврат в транспортное положение бура и прижимного устройства) и регулируют скорость подачи бура.

23.2.3.1 Отбирают буровые коронки, соответствующие прочностным и абразивным свойствам пород, из которых будут отбираться образцы (пп. 10.2.3.1).

23.2.3.2 Ремонтно-профилактические работы проводят в специальных помещениях площадью не менее 25 , отвечающих всем требованиям техники безопасности при работах с напряжением до 1000 В. Помещение должно иметь трехфазную сеть напряжением 380 В, принудительную вентиляцию и тельфер грузоподъемностью 200 кг. Для работы с прибором необходим специальный верстак с поворотным механизмом, обеспечивающим установку керноотборника в вертикальное положение для прокачки рабочей жидкости в полости прибора.

23.2.4 Работы на скважине выполняются согласно технологической схеме, описанной в п. 10.2.4.

23.2.4.1 Контроль за процессом выбуривания образца ведут по току нагрузки силового электродвигателя, величине и скорости проходки, которые отображаются приборами, расположенными на панели пульта управления.

23.2.4.2 После литологического описания отобранных образцов их упаковывают в полиэтиленовые мешочки, соответствующие габаритам образцов. В каждый мешочек укладывается этикетка, на которой указаны номер скважины и глубина отбора.

23.2.5 Контроль работ по отбору образцов включает проверку представителями геофизического предприятия и недропользователя правильности привязки глубин отбора, представительности и последовательности выбуренных образцов, правильности упаковки и раскладки образцов и заполнения этикеток.

23.2.6 Результаты работ оформляют актом, форма которого приведена в приложении Н.

24 Геофизические исследования бурильных труб, обсадных колонн и цементного кольца

24.1 Электромагнитная локация муфт

24.1.1 Метод электромагнитной локации муфт (ЛМ) основан на регистрации изменения магнитной проводимости металла бурильных труб, обсадной колонны и насосно-компрессорных труб вследствие нарушения их сплошности.

Применяют для:

- установления положения замковых соединений прихваченных бурильных труб;

- определения положений муфтовых соединений обсадной колонны;

- точной привязки показаний других приборов к положению муфт;

- взаимной привязки показаний нескольких приборов;

- уточнения глубины спуска насосно-компрессорных труб;

- определения текущего забоя скважины;

- в благоприятных условиях - для определения интервала перфорации и выявления мест нарушения (разрывы, трещины) обсадных колонн.

Контроль вскрытия пластов бескорпусными кумулятивными перфораторами более эффективен, чем для корпусных перфораторов. Интервал перфорации невозможно установить в намагниченных трубах обсадной колонны и при изменении толщины стенки колонны за счет коррозии.

24.1.2 Детектор (датчик) локатора муфт представляет собой дифференциальную магнитную систему, которая состоит из многослойной катушки с сердечником и двух постоянных магнитов, создающих в катушке и вокруг нее постоянное магнитное поле. При перемещении локатора вдоль колонны в местах нарушения сплошности труб происходит перераспределение магнитного потока и индуцирование ЭДС в измерительной катушке.

Активный локатор муфт содержит две катушки, каждая из которых имеет возбуждающую и приемную обмотки. Под воздействием переменного магнитного поля, генерируемого подачей переменного напряжения на возбуждающие обмотки, в приемных обмотках возникает переменное напряжение, которое зависит от магнитных свойств окружающей среды. Информативным параметром служит разность напряжений на приемных обмотках, которая зависит от сплошности среды.

24.1.3 Калибровку, проведение измерений и контроль качества данных выполняют в соответствии с требованиями эксплуатационной документации на конкретный прибор.

24.1.3.1 Для учета влияния скважинных условий при выделении интервала перфорации выполняют измерения до и после проведения перфорации.

24.1.3.2 Скорость подъема прибора при отбивке муфт - 1000-2000 м/ч, а в случае одновременной регистрации данных другим видом ГИС - определяется требованиями, предъявляемыми к этому виду.

24.1.3.3 Скорость перемещения прибора при контроле интервала перфорации - 200-300 м/ч.

24.1.3.4 При определении глубины прихвата бурильных труб, а также при выделении интервалов перфорации с предварительным намагничиванием труб, измерения локатором муфт проводят трижды: до намагничивания труб (локация муфт); после намагничивания до перфорации; после перфорации или растягивания (натяжения) колонны.

24.1.4 Процедуры контроля качества и первичной обработки данных не регламентируются.

24.1.5 На твердых копиях кривую локатора муфт отображают в треке T1R (рис. 1).

24.2 Трубная профилеметрия

24.2.1 Трубная профилеметрия основана на непрерывной одновременной регистрации нескольких (не менее 8) радиусов (диаметров) обсадных колонн. Измеряемая величина - внутренний радиус (диаметр) трубы. Единица измерения - миллиметр (мм).

Применяют для определения внутреннего диаметра, овальности и смятий обсадных труб, обрывов и рассоединения их по муфтам.

Ограничения измерений связаны с влиянием загрязнения внутренней поверхности труб и эксцентричным положением скважинного прибора в наклонных скважинах.

24.2.2 Трубные профилемеры представляют собой электромеханические системы для независимых измерений нескольких радиусов.

24.2.2.1 Требования к трубным профилемерам:

- диапазон измерения радиусов - 55-170 мм;

- количество измерительных рычагов - не менее 8;

- основная абсолютная погрешность измерения - не более мм;

- дополнительные ошибки измерения, вызванные изменениями параметров напряжения питания на % и температуры окружающей среды на 10°С относительно стандартного значения, равного 20°С, - 0,1 и 0,2 значения основной ошибки соответственно.

24.2.2.2 Минимальные требования к методическому и программному обеспечению заключаются в наличии методик и программ расчета площади и формы (эллипсность, эксцентриситет) сечения скважины, определения величины смещения прибора с оси скважины.

24.2.2.3 Модуль профилеметрии комплексируют с модулями ЛМ, ГК.

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

24.2.3.1 Основным средством периодических калибровок является набор из пяти образцовых колец или калибровочная установка типа УП-Кв, которые воспроизводят значения радиусов (диаметров) с погрешностью не более мм. Допускается использование калибровочных устройств, поставляемых заводом-изготовителем (так называемые "гребенки"), если погрешность воспроизведения ими диаметров не превышает мм.

24.2.3.2 Полевую калибровку выполняют с помощью не менее чем двух образцовых колец или "гребенки".

24.2.4 Исследования обсадных колон проводят согласно требованиям раздела 6. Их делят на общие и детальные:

24.2.4.1 Общие исследования проводят со скоростью 500-1000 м/ч и шагом записи по глубине 0,1-0,2 м по всей колонне с целью выбора участков детальных работ.

24.2.4.2 Интервалы детальных исследований выбирают:

- по признаку существенного различия радиусов, измеренных при общих исследованиях;

- в местах повышенной интенсивности искривления скважин;

- в интервалах затяжек и посадок бурильного инструмента;

- в участках разреза, сложенных высокопластичными породами (солями, глинами и др.).

Скорость каротажа - не более 400 м/ч, шаг записи по глубине - не более 0,05 м.

24.2.4.3 Повторное измерение выполняют в интервалах детальных исследований.

24.2.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительные требования:

24.2.5.1 Несовпадение результатов калибровок до начала и после каротажа - не более %.

24.2.5.2 По результатам основного и повторного исследований измеренные значения радиусов трубы должны отличаться не более чем на мм при отклонении прибора от оси скважины менее 2 мм.

24.2.6 На твердых копиях должны быть представлены кривые профилей трубы по данным измерения радиусов с выделенными участками дефектов. Дополнительно могут представляться формы сечения трубы (площадь, эксцентриситет и др.), а также отклонение прибора от оси колонны в процессе измерений. Формат представления данных не регламентируется.

24.3 Электромагнитная дефектоскопия и толщинометрия

24.3.1 Электромагнитная дефектоскопия и толщинометрия основаны на изучении характеристик вихревого электромагнитного поля, возбуждаемого в обсадной колонне генераторной катушкой прибора.

Задачами исследований являются:

- выявление местоположения башмака и муфт обсадной колонны (кондуктора, технической), размещенной за колонной, в которой ведут исследования;

- определение толщины стенок обсадных труб;

- выявление положения и размеров продольных и поперечных дефектов, смятий и разрывов отдельных труб;

- оценка положения муфтовых соединений и качества свинчивания труб в муфтах.

Ограничением метода является сильное влияние на чувствительность прибора зазора между электромагнитным датчиком и внутренней поверхностью трубы, что требует применения сменных зондов для труб различного диаметра.

24.3.2 Основные требования к прибору электромагнитной дефектоскопии и толщинометрии:

- минимальный внутренний диаметр исследуемых труб - не менее 52 мм;

- максимальный внешний диаметр исследуемых труб - не более 245 мм;

- диапазон измеряемых толщин колонн - 3-20 мм;

- максимально измеряемая суммарная толщина двух труб - до 19 мм;

- основная абсолютная погрешность измерения - не более мм;

- дополнительные погрешности, вызванные изменениями магнитной проницаемости материала трубы и температуры среды на 10°С относительно стандартного значения, равного 20°С, - не более и мм соответственно;

- минимальная протяженность обнаруживаемого дефекта вдоль оси трубы - 75 мм, поперек оси - 0,5 периметра трубы при ширине зазора не менее 0,1 мм;

- определение характеристик внешней из двух соосных труб - на качественном уровне.

Скважинный прибор центрируется.

24.3.3 Методическое и программное обеспечение заключается в наличии методик и программ расчета изменений толщин стенок труб и выделения дефектов на основе сопоставления с данными модельных измерений в трубах с искусственно созданными дефектами различных типов.

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

24.3.4.1 Основным средством первичной и периодической калибровок является набор из 5 аттестованных стальных труб различного диаметра с разной толщиной стенок и искусственно созданными дефектами типа трещин.

24.3.4.2 Полевую калибровку выполняют не менее чем в 2 точках с помощью аттестованного отрезка стальной трубы, внутренний диаметр которой равен диаметру исследуемой колонны.

24.3.5 Исследования колонн выполняют согласно требованиям раздела 6.

Скорость проведения измерений - не более 300 м/ч.

Для обеспечения контроля изменения состояния обсадных труб во времени рекомендуется проводить электромагнитную дефектоскопию и толщинометрию периодически, начиная сразу после спуска колонны.

24.3.6 Контроль качества материалов выполняют по результатам калибровки до и после каротажа; дополнительно - по сходимости основного и повторного измерений, которые должны совпадать с погрешностью мм.

24.3.7 На твердых копиях представляют зарегистрированные кривые с выделенными участками дефектов. Формат представления данных не регламентируется.

24.4 Гамма-гамма-толщинометрия колонн

24.4.1 Метод гамма-гамма-толщинометрии основан на регистрации интенсивности рассеянного гамма-излучения с помощью центрированного в колонне зонда малой длины, содержащего стационарный (ампульный) источник среднеэнергетического гамма-излучения и детектор рассеянного гамма-гамма-излучения, неколлимированные по радиальному углу и строго коллимированные по вертикальному углу в пределах 40-50° относительно оси зонда. При длине зонда 9-12 см практически исключается влияние на результаты измерений плотности среды за обсадной колонной и обеспечивается высокая чувствительность метода к изменению толщины стенки колонны.

Применяют для определения средней по периметру толщины стенки обсадной колонны, местоположения муфт, центрирующих фонарей, пакеров, выделения интервалов с механическим и коррозионным износом труб, изучения влияния перфорации на обсадную колонну.

24.4.2 Основные требования к измерительному зонду:

- диапазон измерения толщины стенок колонны - 5-12 мм ;

- основная абсолютная погрешность измерений толщины колонны - не более мм;

- дополнительные погрешности за счет изменения напряжения питания прибора на % и температуры окружающей среды на 10°С относительного стандартного значения, равного 20°С, - не более 0,2 значения основной погрешности для каждой характеристики;

- центрирование прибора в скважине.

Рекомендуется комплексирование измерительного зонда в одном модуле с зондом гамма-гамма-цементометрии, в сборке с модулями ЛМ, ГК, компенсированного НК и АКЦ.

24.4.3 Требования к методическому и программному обеспечению заключаются в наличии калибровочных зависимостей, устанавливающих связь между скоростью счета (в импульсах в минуту) и толщиной стальной колонны, и вспомогательных зависимостей, учитывающих влияние на результаты измерения фона естественного гамма-излучения, плотностей жидкости в скважине и цементной смеси в затрубном пространстве.

24.4.4 Первичную, периодические и полевые калибровки выполняют согласно требованиям раздела 6 и эксплуатационной документации.

24.4.4.1 Основным средством первичной и периодических калибровок служит набор аттестованных стальных труб различного диаметра и разной толщины стенок. Для расчета толщинограмм используются данные калибровки для трубы, соразмерной номинальному диаметру и толщине стенки исследуемой колонны.

24.4.5 Измерения в скважинах ведут в режиме общих и детальных исследований.

Скорость каротажа - до 800 и 300 м/ч соответственно.

24.4.5.1 Детальные исследования выполняют в интервалах локальных изменений толщин обсадных труб, не отраженных в "мере труб" или при предыдущем исследовании. Для получения опорных данных рекомендуется проводить первое измерение непосредственно после спуска и цементирования обсадной колонны и разбуривания стоп-кольца.

24.4.5.2 Повторное измерение выполняют в интервале детальных исследований.

24.4.6 Контроль качества первичных данных ведут согласно требованиям раздела 6. Повторяемость данных основного и повторного измерений должна быть не хуже %.

24.4.7 На твердых копиях кривую толщинометрии с выделенными участками установленных дефектов колонны отображают в треке Т2 (рис. 1). Трек Т1 должен содержать данные ДС, ПС, ГК, ЛМ, необходимые для привязки толщинограммы к разрезу.

24.5 Гамма-гамма-цементометрия и дефектоскопия

24.5.1 Метод гамма-гамма-цементометрии обсаженных скважин основан на измерении плотности среды в затрубном пространстве непрерывно по периметру колонны либо по ее образующим через 60, 90 или 120°.

Применяют для:

- установления высоты подъема цемента за колонной;

- определения границ сплошного цементного камня, зоны смешивания цемента и промывочной жидкости и чистой промывочной жидкости;

- выделения в цементном камне каналов и каверн, при условиях, что они захватывают не менее 10% от площади сечения затрубного пространства, различие плотностей промывочной жидкости и цементного камня составляет более 0,5-0,7 , диаметр колонны меньше диаметра скважины не менее чем на 50 мм;

- оценки эксцентриситета обсадной колонны относительно оси скважины.

Результаты измерений не подлежат количественной интерпретации, если толщина зазора между стенкой скважины и колонной составляет менее 30 мм или различия в плотностях цементной смеси и промывочной жидкости не превышают 0,3 при отсутствии диаграмм плотности породы и кавернометрии по открытому стволу.

24.5.2 Простейший измерительный зонд гамма-гамма-цементометрии содержит источник (ампульный) среднеэнергетического гамма-излучения и детектор рассеянного гамма-гамма-излучения, разнесенные на расстояние нескольких десятков сантиметров.

В скважинных приборах гамма-гамма-цементометрии и дефектометрии применяют несколько более сложные измерительные зонды: многоканальные центрированные с несколькими (не менее трех) детекторами, расположенными симметрично относительно оси зонда и взаимно экранированными; одноканальные центрированные с вращающимся во время измерения с заданной угловой скоростью экраном, обеспечивающим коллимацию гамма-излучения в радиальном направлении в пределах 30-50°.

24.5.2.1 Основные требования к измерительным зондам:

- диапазон измерения плотности среды в затрубном пространстве - 1,0-2,0 ;

- основная абсолютная погрешность измерений - не более ;

- дополнительные погрешности за счет изменения напряжения питания прибора на % и температуры окружающей среды на 10°С относительно стандартного значения, равного 20°С, - не более 0,2 значения основной погрешности для каждой характеристики;

- скорость вращения измерительного зонда - не менее 5 оборотов в минуту;

- взаимное влияние каналов - не более %.

Рекомендуется комплексирование измерительного зонда в одном модуле с зондом гамма-гамма-толщинометрии, в сборке с модулями ЛМ, ГК, АКЦ, компенсированного НК, устройствами определения пространственной ориентации прибора и привязки полученной информации к апсидальной плоскости скважины.

24.5.3 Требования к методическому и программному обеспечению заключаются в наличии калибровочных зависимостей, устанавливающих связь между скоростью счета в каналах (в импульсах в минуту) и плотностью среды в затрубном пространстве, и интерпретационных зависимостей, предназначенных для решения обратных задач - определения плотности цементного камня и степени заполнения цементом затрубного пространства, выделения в цементном камне дефектов с угловым раскрытием более 30°, оценки эксцентричного положения обсадной колонны, определения мест установки центраторов колонны, турбулизаторов, пакеров.

24.5.4 Калибровки скважинного прибора выполняют согласно требованиям раздела 6 и эксплуатационной документации.

24.5.4.1 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.

24.5.5 Измерения в скважинах ведут в режимах общих и детальных исследований.

Скорость каротажа - не более 800 м/ч и 300 м/ч соответственно.

24.5.5.1 Общие исследования проводят от забоя до отметки, которая находится на 200 м выше уровня (головы) подъема цемента.

24.5.5.2 Детальные исследования проводят в продуктивных отложениях и в интервалах детальных исследований гамма-гамма-толщинометрией.

24.5.5.3 Повторные исследования выполняют в интервале детальных исследований.

24.5.6 Контроль качества первичных данных ведут согласно требованиям раздела 6. Разница данных основного и повторного измерений не должна превышать %.

24.5.7 На твердых копиях результаты интерпретации данных цементометрии и дефектометрии отображают в треке T3L, первичные данные - в треке T3R (рис. 1).

24.6 Акустическая цементометрия

24.6.1 Акустическая цементометрия (АКЦ) основана на измерении характеристик волновых пакетов, создаваемых источником с частотой излучения 20-30 кГц, распространяющихся в колонне, цементном камне и горных породах. В качестве информативных характеристик используют:

- амплитуды или коэффициент эффективного затухания волны по колонне в фиксированном временном окне, положение которого определяется значением интервального времени распространения волны в колонне, равного 185-187 мкс/м;

- интервальное время и амплитуды или затухание первых вступлений волн, распространяющихся в горных породах;

- фазокорреляционные диаграммы.

Применяют для установления высоты подъема цемента, определения степени заполнения затрубного пространства цементом, количественной оценки сцепления цемента с обсадной колонной, качественной оценки сцепления цемента с горными породами.

Методические ограничения применения связаны с исследованиями высокоскоростных разрезов (v > 5300 м/с), в которых первые вступления при хорошем и удовлетворительном цементировании относятся к волне, распространяющейся в породе; при скользящем контакте цементного камня с колонной, когда волна распространяется преимущественно по колонне; низкой чувствительностью к отдельным дефектам цементного кольца.

24.6.2 В приборах акустической цементометрии используются короткие трехэлементные измерительные зонды с расстоянием между ближайшими излучателем и приемником от 0,7 до 1,5 м и базой зондов (расстояние между приемниками) - в пределах 0,3-0,6 м.

24.6.2.1 Требования к измерительным зондам:

- диапазон измерения интервального времени - 120-600 мкс/м;

- диапазон измерения коэффициента затухания - 0,5-40 дБ/м;

- основная относительная погрешность измерения интервального времени - не более % (в зависимости от типа прибора);

- основные абсолютные погрешности измерения амплитуд и эффективного затухания - не более А и дБ/м соответственно;

- дополнительные погрешности измерений, вызванные изменениями напряжения питания на %, давления на 1 МПа и температуры на 10°С относительно стандартного значения, равного 20°С, не должны превышать 0,3; 0,01 и 0,1 значений основных погрешностей.

24.6.2.2 Длительность оцифровки сигналов - до 4 мс; шаг дискретизации - 2-5 мкс.

24.6.2.3 Скважинный прибор центрируется.

24.6.2.4 Модуль цементометрии комплектируют с модулями ГК, ЛМ, термометрии, компенсированного НК и гамма-гамма-цементометрии и толшинометрии.

24.6.3 Требование к методическому и программному обеспечению заключается в наличии не менее двух, реализующих различные принципы обработки, программ выделения в общем волновом пакете колебаний волны, распространяющейся в колонне (окно регистрации , ), и упругой волны, распространяющейся в горных породах (, ).

24.6.4 Первичную и периодические калибровки выполняют согласно требованиям раздела 6.

24.6.4.1 Основным средством калибровки является поверочная базовая установка УПАК-2, содержащая аттестованный волновод акустических колебаний (отрезок или несколько отрезков стальных труб, разрезанных вдоль).

24.6.4.2 Полевые калибровки не выполняют. Их заменяет контрольное измерение на участке незацементированной колонны протяженностью не менее 50 м.

24.6.5 Исследования в скважинах проводят согласно требованиям раздела 6. Дополнительные требования:

24.6.5.1 Время проведения изменений определяется длительностью формирования цементного камня. Для нормальных цементов оно составляет не менее 16-24 ч.

24.6.5.2 Коэффициент усиления электронной схемы скважинного прибора выбирают таким образом, чтобы в диапазоне оцифровки акустических сигналов сохранялся минимальный уровень шумов, вызванных движением прибора, а сигналы регистрируемых волн не ограничивались.

Правильность выбора контролируют по экрану монитора, на котором отображаются волновые пакеты двухэлементных измерительных зондов, фазокорреляционные диаграммы (ФКД) и значения и в точке исследования.

24.6.5.3 Скорость каротажа - не более 1200 м/ч.

24.6.6 Качество материалов оценивают согласно требованиям раздела 6. Критерии, специфичные для АК, следующие:

24.6.6.1 Значение интервального времени () продольной волны в незацементированной обсадной колонне должно находиться в пределах 185-187 мкс/м, затухания - в пределах 1-5 дБ/м. В интервале между муфтами кривая интервального времени и фазовые линии на ФКД должны представлять собой устойчивые прямые линии, параллельные оси глубин.

24.6.6.2 Повторяемость на основной и повторной записях значений величин и , осредненных на участках длиной в 3 м и более, должна быть не хуже % в зацементированных интервалах и % - на незацементированных участках обсадной колонны, кривых амплитуд и затухания - не хуже %.

24.6.7 На твердых копиях кривые , , , отображают в треке Т2, а ФКД - в треке Т3 (рис.1).

24.7 Акустическая дефектоскопия колонн и цементного камня

24.7.1 Акустическая цементометрия на отраженных волнах предназначена для сканирования и растрового отображения стенки обсадной колонны и дефектов колонны и цементного камня по интенсивности волн, отраженных от внутренней стенки колонны, стенки скважины и дефектов колонны и камня. Измеряемые величины - времена и амплитуды (интенсивность) отраженных волн. Единицы измерения - микросекунда (мкс) и безразмерная единица соответственно.

Применяют для определения внутреннего диаметра и эксцентриситета колонны, выделения положения муфт и дефектов, нарушающих целостность колонны и герметичность затрубного пространства, - порывов, трещин, смятий и коррозии обсадных труб, вертикальных каналов в цементном камне.

Исследования выполняют в скважинах, заполненных любой негазирующей жидкостью плотностью не более 1,3 .

24.7.2 Измерительный преобразователь сканера АК-цементометрии представляет собой совмещенный излучатель-приемник упругих колебаний.

Конструкция прибора может содержать один преобразователь, вращающийся вокруг оси прибора, или несколько (обычно 6-8) преобразователей, установленных в корпусе прибора по винтовой линии через равные углы в проекции на азимутальную плоскость.

Сканеры АК-цементометрии оснащают дополнительным преобразователем "излучатель-приемник" для определении# скорости упругой волны в жидкости, заполняющей скважину, и устройствами определения азимутального ориентирования преобразователя в скважине или привязки положения преобразователя к апсидальной плоскости ствола скважины.

24.7.2.1 Требования к преобразователю:

- частота собственных колебаний в диапазоне 250-1000 кГц;

- форма внешней (излучающей) поверхности должна обеспечивать фокусировку упругого сигнала на поверхности обсадной колонны диаметром 140-168 мм в круге диаметром не более 3 мм;

- погрешность азимутального ориентирования преобразователя в скважине или его привязки к апсидальной плоскости ствола скважины - не более 2°;

- начало развертки определяется направлением на север;

- количество оборотов вокруг оси (для приборов с несколькими преобразователями - количество опросов) - не менее 3 в секунду; количество точек сканирования - не менее 512 за один оборот;

- погрешность измерения диаметра колонны - не более мм.

24.7.2.2 Модуль сканера АК-цементометрии комплексируют с модулями ЛМ, ГК, АКЦ и компенсированного НК.

24.7.3 Требования к методическому и программному обеспечению и калибровкам определяются эксплуатационной документацией.

24.7.4 Исследования в скважинах проводят согласно требованиям раздела 6 с изменениями:

24.7.4.1 Повторное измерение не выполняют.

24.7.4.2 Контрольное измерение проводят в любом участке обсадной колонны протяженностью не менее 50 м.

24.7.4.3 Скорость каротажа - не более 250 м/ч.

24.7.5 Контроль качества данных определяется эксплуатационной документацией на прибор.

24.7.6 На твердых копиях значение внутреннего диаметра колонны отображают в треке Т2, растровые изображения поверхности колонны и дефектов в цементном камне - в треке T3L и Т3R (рис. 1).

25 Геофизические исследования в эксплуатационных нефтяных и газовых скважинах

25.1 Механическая расходометрия

25.1.1 Механическая расходометрия предусматривает определение скорости движения (расхода) жидкости или газа, поступающих в ствол скважины из пластов или закачиваемых в пласты.

Применяют как основной метод для:

- выделения интервалов притоков в добывающих и интервалов приемистости в нагнетательных скважинах;

- оценки профилей притока и приемистости в перфорированных интервалах;

- определения поинтервальных и суммарных дебитов;

- выявления внутриколонных перетоков после остановки скважины.

Выполняют в обсаженных перфорированных и неперфорированных скважинах.

Ограничения заключаются в недостаточной чувствительности в области малых скоростей потока, зависимости пороговой чувствительности от условий проведения измерений, влиянии на результаты измерений механических примесей, снижении точности измерений при многофазном притоке и многокомпонентном заполнении ствола, ограничений по проходимости прибора в скважине из-за наличия пакера или сужений.

25.1.2 Чувствительным элементом механических расходомеров является многолопастная турбинка или заторможенная турбинка на струне. Обороты вращения первой и угол поворота второй преобразуются в регистрируемые электрические сигналы.

25.1.2.1 Используют беспакерные и пакерные расходомеры, последние - только для измерения потоков жидкости. Пакер служит для перекрытия сечения скважины и направления потока жидкости через измерительную камеру, в которую помещена турбинка. При использовании пакера невозможен непрерывный режим записи.

25.1.2.2 Механические расходомеры должны удовлетворять следующим требованиям:

- динамический диапазон (отношение максимального измеряемого дебита к минимальному) для пакерных приборов - не менее 10, для беспакерных - не менее 50;

- коэффициент нелинейности - не более %;

- нижний предел измерений для пакерных приборов - не более 5 , беспакерных - 20 ;

- погрешность измерения скорости вращения турбинки - не более %;

- коэффициент пакеровки прибора при неизменном диаметре колонны - не менее 0,9;

- превышение амплитуды полезного сигнала над уровнем помех - не менее чем в 5 раз.

25.1.2.3 Комплексируют с термокондуктивной расходометрией, барометрией и другими методами изучения "притока-состава".

25.1.3 Калибровку механического расходомера проводят в единицах скорости потока или массы потока. Градуировочная зависимость связывает частоту f вращения турбинки (Гц, имп/мин) или угол поворота турбинки со скоростью v потока жидкости (газа) в скважине: v = kf + b, где k - аппаратурный коэффициент, b - пороговая чувствительность. По скорости потока v рассчитывают объемный расход жидкости, в , или газа, в тыс.н. .

25.1.3.1 Калибровку выполняют на специальном гидродинамическом стенде.

Контролируемые параметры: аппаратурный коэффициент, пороговая чувствительность, коэффициент пакеровки прибора и его стабильность. Очередность первичной и периодической калибровок такая же, как для других геофизических приборов.

25.1.3.2 Реальная градуировочная характеристика расходомера в скважине может сильно отличаться от стендовой вследствие: неустановившегося или периодически фонтанирующего режима работы пласта, вихревого движения флюидов в колонне; наличия во флюиде механических примесей; непостоянства вязкости и плотности потока; различия фазовых скоростей составляющих потока и средней скорости; наличия порогового значения скорости потока, при которой начинает вращаться турбинка; неравномерного движения скважинного прибора.

25.1.3.3 Значения аппаратурного коэффициента для исключения неоднозначности уточняют по результатам скважинных измерений. Применяют два способа:

- сопоставление значений дебитов, полученных в отдельных точках с помощью расходомера, с суммарным дебитом скважины;

- регистрацию в зоне постоянного потока в НКТ серии расходограмм, отличающихся скоростью и направлением записи.

Первый способ применяют для фонтанирующих скважин со стабильным высоким расходом (скорости потока более 0,5-1 м/с).

Второй способ приемлем для малодебитных скважин, в которых скорости потока менее 0,5 м/с. Измерения выполняют при движении прибора навстречу потоку флюида со скоростями 150, 300, 500, 800, 1000 м/ч и при движении прибора вдоль потока со скоростями 800, 1000, 1200, 1500 м/ч. Решением системы уравнений находят аппаратурный коэффициент и скорость потока в абсолютных единицах.

25.1.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями раздела 12 настоящего РД и эксплуатационной документации. Регистрацию данных проводят в непрерывном ("на протяжке") и в поточечном ("по точкам") режимах.

25.1.4.1 Для проверки стационарного режима работы скважины и определения суммарного дебита (для скважины в целом, групп и отдельных пластов) точечные измерения выполняют с полностью открытым пакером: выше всех работающих пластов; в перемычках между исследуемыми пластами; ниже интервалов перфорации. Число точек в каждом интервале исследований должно быть не менее 5, расстояние между ними - 0,2-2 м. Контрольные измерения проводят не менее чем в одной точке в каждом интервале.

25.1.4.2 Для определения профиля притока или приемистости точечные измерения выполняют в интервалах исследуемых пластов через 0,2-0,4 м, а на участках малого изменения дебита (менее 20%) - через 1-2 м. Контрольные измерения в пределах пласта проводят в отдельных точках по всей эффективной толщине коллектора; целесообразно их проводить в интервалах небольших изменений дебитов.

25.1.4.3 Измерения в непрерывном режиме проводят для определения отдающих или принимающих интервалов перфорированного пласта в интервале, длина которого на 10-20 м вверх и вниз больше интервала перфорации.

Для определения нарушения герметичности колонны непрерывную регистрацию данных проводят в неперфорированных интервалах. На участках изменений дебитов производят измерения в точках.

25.1.4.4 Опорный профиль притоков или приемистости, с которым сопоставляют профили, полученные в процессе последующей эксплуатации скважины, получают непосредственно после пуска скважины в эксплуатацию и выхода ее на установившийся режим. Опорный профиль должен быть снят повторно после проведения любых работ в скважине, связанных с изменением вскрытой толщины коллектора.

25.1.5 Основные положения контроля качества измерений перечислены в разделе 6. Дополнительно регламентируются:

25.1.5.1 Расхождения в суммарных дебитах (расходах) скважины, найденные по данным расходометрии и измеренные на поверхности, не должны превышать %.

25.1.5.2 Расхождения между основным и контрольным измерениями в одной точке на перфорированном участке не должны превышать %.

25.1.6 Помимо обычных операций редактирования первичных данных, придания им физических масштабов и увязки данных по глубине в процессе первичной обработки проводят построения интегральной расходограммы, характеризующей изменение дебита или расхода по всему интервалу притока (приемистости), и дифференциальной расходограммы, характеризующей величину притока (приемистости) на единицу толщины пласта.

Увязку по глубине проводят по непрерывным измерениям. Корректировка расходограмм по результатам точечных измерений существенно повышает достоверность количественной интерпретации.

25.1.7 Форма представления расходограмм не регламентируется.

25.2 Термокондуктивная расходометрия

25.2.1 Термокондуктивная расходометрия основана на применении в качестве индикатора движения и состава флюида термоанемометра с прямым или косвенным подогревом.

Применяют для выявления:

- интервалов притоков или приемистости флюидов;

- установления негерметичности обсадных колонн в работающих скважинах и перетоков между перфорированными пластами в остановленных скважинах;

- для оценки разделов фаз в стволе скважины.

Недостатки метода связаны с ненадежностью количественной оценки скорости потока флюида в скважине вследствие сильной зависимости показаний от состава флюидов, направления их движения (повышенная чувствительность к радиальной составляющей потока), температуры среды и мощности нагревателя, а также недостаточной чувствительности в области высоких скоростей потока.

25.2.2 Чувствительным элементом термокондуктивных расходомеров является датчик-резистор, нагреваемый электрическим током до температуры, превышающей температуру среды. Набегающий поток флюида охлаждает датчик, изменяя его активное сопротивление. Непрерывная кривая расходометрии представляет собой изменение этого сопротивления. Характеристика преобразования термоанемометра нелинейна и близка к экспоненциальной, поэтому его чувствительность падает с увеличением скорости потока.

25.2.2.1 Термокондуктивные расходомеры должны удовлетворять следующим требованиям:

- верхний предел измерений дебита осевого потока - не менее 150 ;

- допустимая погрешность определения приращения температуры - не более °С;

- тепловая инерционность датчика - не более 10 с.

25.2.2.2 Комплексируют с другими методами оценки "притока-состава".

25.2.2.3 Измеряемая величина - электрическое сопротивление (температура, частота), единица измерения - Ом (°С, Гц).

25.2.3 Калибровку выполняют согласно эксплуатационной документации на конкретный прибор.

25.2.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями эксплуатационной документации. Основным видом измерений является непрерывная регистрация, дополнительным (выполнение не регламентируется) - измерение в точках.

25.2.4.1 Основное и контрольное измерения выполняют по всему исследуемому интервалу со скоростью не более 200 м/ч. При этом:

- для выделения интервалов притоков или приемистости перфорированных пластов в исследуемый интервал включают эти и прилегающие пласты;

- негерметичность обсадной колонны устанавливают в неперфорированных интервалах ниже НКТ;

- для выявления перетоков по стволу скважины между перфорированными пластами измерения проводят в остановленной скважине в процессе и после восстановления давления.

25.2.4.2 В точках измерения ведут в двух вариантах: на нескольких различных глубинах при стабильном режиме работы скважины или регистрируя на фиксированной глубине непрерывную кривую изменения показаний в процессе целенаправленного воздействия на скважину.

Измерения в точках начинают через 5 мин после включения тока питания датчика; количество и местоположение точек не регламентируется.

25.2.5 Основные положения контроля качества измерений перечислены в разделе 6.

Дополнительные критерии:

- воспроизводимость основного и контрольного измерений в зоне отдающих интервалов должна сохраняться по конфигурации и абсолютным значениям приращений в начале и конце записи на одних и тех же глубинах;

- вне интервалов перфорации и при нестабильной работе скважины допускается превышение погрешностей до 2 раз;

- расходограммы могут не повторяться в нестабильно фонтанирующих или поглощающих скважинах, особенно в скважинах с глубинно-насосной эксплуатацией.

25.2.6 Процедуры первичной обработки данных, кроме увязки по глубине, не регламентируются.

25.2.7 Форма представления диаграмм и результатов их обработки не регламентируется.

25.3 Гамма-гамма-плотнометрия

25.3.1 Гамма-гамма-плотнометрия (плотностеметрия) основана на измерении детектором потока "мягкого" гамма-излучения, распространяющегося через слой флюида от ампульного источника и связанного при неизменной базе измерения (расстояние между источником и детектором гамма-излучения) с плотностью флюида.

Применяют для определения состава жидкости в стволе скважины; выявления интервалов и источников обводнения; выявления интервалов притоков в скважину нефти, газа и воды при оценке эксплуатационных характеристик пласта (в комплексе с методами расходометрии и термометрии).

Ограничения заключаются в сильной зависимости показаний от состава многофазной продукции и структуры потока флюида в стволе скважины.

25.3.2 Чувствительным элементом скважинного прибора является сцинтилляционный или разрядный детектор гамма-излучения.

25.3.2.1 Плотномер должен удовлетворять следующим требованиям:

- диапазон измерения плотности - 0,7-1,2 с погрешностью не более ;

- обладать пакером для исследования низкодебитных нефтяных скважин.

25.3.2.2 Комплексируют в одном приборе с ГК, в сборке - с другими методами оценки "притока-состава".

25.3.3 Первичную и периодические калибровки выполняют на моделях скважин, заполненных флюидом с разной плотностью, построением градуировочной зависимости , где , - показания в флюиде с плотностью и в пресной воде , плотность которой равна 1 .

25.3.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями раздела 6 и эксплуатационной документации.

Скорость каротажа при общих исследованиях 400-600 м/ч, при детальных - 50-100 м/ч.

25.3.5 Основные положения контроля качества измерений регламентированы разделом 6. Дополнительный критерий - расхождения основного и повторного измерений не должны превышать %.

При неустойчивом режиме работы скважины (пульсирующий, с разделенными структурами многофазного потока) воспроизводимость измерений проверяют по записи в зумпфе скважины.

25.3.6 При первичной обработке привязку результатов измерений по глубине и учет естественного гамма-излучения пород проводят по кривой ГК, которую регистрируют отдельным каналом плотномера или сборки, включающей плотномер.

25.3.6.1 В случае значительного искажения показаний радиогеохимическими аномалиями результаты измерений плотности используют для качественной интерпретации.

25.3.6.2 Содержание нефти и воды в смеси определяют, исходя из соотношения , где , , - плотность смеси, воды и нефти соответственно, - относительное содержание воды в жидкости.

25.3.6.3 При неизвестной или непостоянной минерализации воды, поступающей из пласта, интерпретацию проводят на качественном уровне.

25.3.7 Форма представления первичных данных и результатов интерпретации не регламентируется.

25.4 Диэлькометрическая влагометрия

25.4.1 Диэлькометрическая влагометрия (влагометрия) основана на изучении относительной диэлектрической проницаемости флюидов в стволе скважины.

Применяют для: определения состава флюидов в стволе скважины; выявления интервалов притоков в скважину воды, нефти, газа и их смесей; установления мест негерметичности обсадной колонны; при благоприятных условиях - для определения обводненности (объемного содержания воды) продукции в нефтяной и газовой скважинах.

Ограничения метода связаны с влиянием на показания влагометрии структуры многофазного потока (существенные погрешности при разделенных структурах - кольцевой, пробковой) и с экспоненциальной формой градуировочной зависимости датчиков. При объемном содержании воды в продукции свыше 40-60% метод практически не реагирует на дальнейшие изменения влагосодержания. В наклонных скважинах при отсутствии центраторов и пакера датчик прибора реагирует на влагосодержание только у нижней стенки колонны.

25.4.2 Скважинные влагомеры представляют собой LC или RC-генераторы, в колебательный контур которых включен измерительный конденсатор проточного типа. Между обкладками конденсатора протекает водонефтяная, газоводяная или многокомпонентная смесь, изменяющая емкость датчика с последующим преобразованием изменения емкости в сигналы разной частоты.

25.4.2.1 В нефтяных скважинах используют беспакерные приборы для качественной оценки состава флюида и пакерные - для количественных определений. В газовых скважинах все применяемые влагомеры - беспакерные.

25.4.2.2 Пакерный влагомер должен удовлетворять следующим требованиям:

- фиксировать притоки нефти в гидрофильную водонефтяную смесь и обнаруживать обводненность нефти в скважинах с дебитом менее 100 ;

- нестабильность работы в течение 6 ч не должна превышать %;

- погрешность определения содержания воды в равномерно смешанной гидрофобной водонефтяной смеси не должна превышать %.

25.4.2.3 Комплексируется с другими методами в рамках комплекса для оценки "притока-состава".

25.4.3 Первичную и периодические калибровки выполняют в эталонировочном устройстве, содержащем дисперсные водонефтяные смеси (эмульсии) с объемным содержанием воды от 0 до 100%, через каждые 10%. Результатом калибровки является градуировочная зависимость относительного разностного параметра от процентного содержания воды в дисперсной смеси, где , , - показания прибора в водонефтяной смеси, в воде и нефти. Калибровку в газоводяных смесях не проводят из-за сложности эталонировочного устройства.

Полевую калибровку проводят с помощью генератора стандартных сигналов.

25.4.3.1 Не допускается линейная аппроксимация градуировочной зависимости влагомера в полном динамическом диапазоне (0-100%).

25.4.3.2 При калибровке учитывают изменения показаний прибора в зависимости от температуры среды, так как при изменении температуры от 20 до 100°С относительная диэлектрическая проницаемость воды изменяется от 81 до 55.

25.4.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями раздела 6 и эксплуатационной документации.

25.4.4.1 Исследование интервала включает непрерывные и точечные измерения.

Для пакерных влагомеров непрерывные измерения выполняют с закрытым пакером при спуске прибора, точечные - при подъеме прибора, полностью открывая пакер. При перемещении прибора с точки на точку пакер прикрывают.

25.4.4.2 Непрерывные измерения выполняют в интервалах перфорированных пластов или предполагаемой негерметичности обсадной колонны, распространяя их на 20 м вниз и вверх исследуемого интервала.

Повторное измерение выполняют в том же интервале.

Скорость каротажа при общих исследованиях - не более 1000 м/ч, при детальных - 300 м/ч, дискретность записи данных по глубине 0,2; 0,1 и 0,05 м.

25.4.4.3 Точечные измерения выполняют в тех же точках, что и измерения расходомером, включая также аномальные участки, выделенные по результатам непрерывных измерений влагомером. На каждой точке проводят не менее трех измерений с последующим расчетом среднего значения.

25.4.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6.

25.4.6 Первичная обработка включает расчет по данным непрерывных и точечных измерений профиля объемного содержания воды в стволе скважины с использованием градуировочной зависимости без учета температурной поправки и поправок за структуру потока.

25.4.7 Результаты измерений представляют в виде исходных кривых (точечных показаний), а результаты первичной обработки - в виде отредактированных влагограмм.

25.5 Барометрия

25.5.1 Барометрия основана на изучении поведения давления или градиента давления по стволу скважины или во времени.

Применяют для определения абсолютных значений забойного и пластового давлений, оценки депрессии (репрессии) на пласты, определения гидростатического градиента давления, а также плотности и состава неподвижной смеси флюидов по значениям гидростатического давления, оценки безвозвратных потерь давления в сужениях ствола, гидравлических потерь движущегося потока и определения плотности и состава движущейся смеси (совместно с другими методами "притока-состава").

Ограничения применения обусловлены влиянием на показания манометров нестационарных процессов в скважине, температуры среды, структуры газожидкостного потока.

25.5.2 Измерения выполняют глубинными манометрами, которые подразделяют на измеряющие абсолютное давление и дифференциальные. Их подразделяют также на манометры с автономной регистрацией, которые опускают на скребковой проволоке, геофизическом кабеле (с последующим оставлением на якоре в заданном интервале) или в составе пластоиспытателей, и дистанционные, работающие на геофизическом кабеле.

Преобразователи давления могут быть: пьезокристаллические (кварцевые, сапфировые), струнные и мембранные.

25.5.2.1 Конструкция глубинных манометров должна обеспечивать измерение статической составляющей полного давления (за исключением интервалов интенсивного притока флюидов в ствол, где возможно влияние радиальных струй).

25.5.2.2 Приборы барометрии должны удовлетворять следующим требованиям:

- предельные значения диапазонов измерения - 10, 25, 40, 60 и 100 МПа;

- чувствительность преобразователей давления - 0,001-0,05 МПа;

- основная относительная погрешность измерения % или %.

25.5.2.3 Прибор (модуль) барометрии применяют в сборке приборов "притока-состава".

25.5.3 Первичную и периодические калибровки выполняют на поверочной установке высокого давления, использующей аттестованные грузопоршневые манометры. Вследствие сильного влияния температуры на показания глубинных манометров калибровку выполняют не менее чем при трех фиксированных температурах, термостатируя при этом преобразователь и сам прибор. Градуировочная зависимость имеет вид p = f (F, T), где р, Т - значения давления, МПа, и температуры, °С, F - показания прибора.

25.5.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями раздела 6 и эксплуатационной документации. Полевую калибровку выполняют с помощью генератора стандарт-сигналов.

25.5.4.1 Измерения абсолютных давлений и их изменений проводят тремя способами, регистрируя: изменение давления в функции времени на фиксированных точках глубины; стационарное поле давления по стволу скважины как функцию глубины; нестационарное поле давления по стволу как функции глубины и времени:

- регистрацию изменения давления как функции времени проводят при флуктуационных измерениях либо при гидродинамических исследованиях пластов (регистрация кривой притока, кривых изменения давления - КВД, КСД, КВУ). Для этого прибор устанавливают в кровле или несколько выше испытываемого объекта. Снятие отсчетов представляет собой регистрацию непрерывной кривой (для КВД период снятия отсчетов должен быть не менее 10 с в первые 5 мин замера и 30 с в последующем);

- при регистрации распределения давления как функции глубины основным информационным параметром является вертикальный градиент давления (), который определяют по наклону диаграммы с учетом угла наклона скважины ();

- регистрацию давления по стволу скважины проводят при спуске или подъеме прибора со скоростью не более 1000 м/ч.

25.5.4.2 Дискретность записи данных по глубине при непрерывных наблюдениях равна 0,2 м.

25.5.4.3 Дифференциальные манометры, измеряющие разность гидростатических давлений на базе порядка 1 м, применяют для количественных определений плотности флюида в стволе простаивающей скважины.

Поскольку измеряемая разность давлений пропорциональна средней плотности смеси флюидов в стволе скважины, то находимые значения плотности усреднены как по сечению потока, так и по интервалу замера. Аналогичная оценка плотности смеси допустима также при низких скоростях потока, когда влияние гидравлических потерь не существенно.

25.5.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6.

25.5.6 Первичная обработка заключается в расчетах давления в точках, кривых давления или градиента давления в стволе скважины с использованием градуировочной зависимости (с учетом температурной поправки).

25.5.7 Форма представления первичных данных и результатов измерений не регламентируется.

25.6 Индукционная резистивиметрия

25.6.1 Индукционная резистивиметрия основана на измерении удельной электрической проводимости жидкостной смеси в стволе скважины методом вихревых токов.

Применяют для: определения состава флюидов в стволе скважины; выявления в гидрофильной среде интервалов притоков воды, включая притоки слабой интенсивности; оценки минерализации воды на забое; установления мест негерметичности колонны; разделения гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяных эмульсий; определения капельной и чёточной структур течения для гидрофильной смеси.

Ограничения связаны с одновременным влиянием на показания индукционного резистивиметра водосодержания, минерализации воды, гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяной смеси, температуры среды. Для гидрофобной смеси показания близки к нулевым значениям удельной электрической проводимости.

25.6.2 Скважинный индукционный резистивиметр представляет собой датчик проточно-погружного типа, состоящий из двух - возбуждающей и приемной - тороидальных катушек. Объемный виток индукционной связи образуется через жидкость, находящуюся вокруг датчика.

25.6.2.1 Требования, предъявляемые к индукционным резистивиметрам:

- диапазон измерения удельной электрической проводимости - 0,1-30 См/м;

- основная относительная погрешность - не более +5%;

- допустимый коэффициент нелинейности зависимости показаний от удельной электрической проводимости - не более %;

- погрешность от изменений температуры - не более % на 10°С.

25.6.2.1 Прибор (модуль) комплексируют с другими модулями ГИС-контроля в единой сборке "притока-состава".

25.6.3 Первичную и периодические калибровки выполняют с помощью эталонировочного устройства, изготовленного в виде цилиндрического сосуда диаметром более 150 мм. Измерения выполняют в трех водных растворах хлористого натрия, проводимость которых находится в диапазонах 0,1-0,3; 1-3; 20-30 См/м. Сами растворы аттестуют прямыми измерениями электрической проводимости лабораторным кондуктомером с погрешностью не более %. Результатом калибровки являются градуировочные зависимости показаний прибора от удельной электрической проводимости (См/м) и минерализации воды (г/л).

25.6.3.1 Источником погрешностей измерений удельной электрической проводимости является нелинейность чувствительности резистивиметра к температуре и напряжению питания.

25.6.3.2 Учет температурной поправки проводят с помощью палаточных зависимостей.

25.6.4 Подготовка и проведение измерений должны выполняться в соответствии с требованиями раздела 6 и эксплуатационной документации.

25.6.4.1 Непрерывные измерения выполняют на спуске в интервалах перфорированных пластов с перекрытием на 20 м прилегающих к ним участков, повторное измерение - по всей длине исследуемого интервала.

Скорость проведения каротажа - 400-600 м/ч.

25.6.4.2 Дискретность записи данных по глубине - 0,2 м.

25.6.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6.

25.6.6 Первичная обработка заключается в расчетах удельной электрической проводимости в отдельных точках или по стволу скважины с использованием градуировочной зависимости (с учетом температурной поправки).

25.6.7 Форма представления первичных данных и результатов расчетов не регламентируется.

25.7 Акустическая шумометрия

25.7.1 Акустическая шумометрия основана на регистрации интенсивности шумов, возникающих в пластах, в стволе скважины и в заколонном пространстве при движении газа, нефти и воды.

Применяют для: выделения интервалов притоков газа и жидкости в ствол скважины, включая случаи перекрытия интервалов притока лифтовыми трубами; интервалов заколонных перетоков газа; выявления типа флюидов, поступающих из пласта.

Ограничения связаны с шумами, возникающими при движении самого прибора, существованием сложной зависимости чувствительности датчика от частоты, одновременным влиянием на частоту шумов скорости потока, диаметра канала, вязкости флюида.

25.7.2 Чувствительным элементом акустической шумометрии является пьезоэлектрический преобразователь (гидрофон), расположенный в отдельном модуле сборки "притока-состава" или конструктивно совмещенный с одним из приемников акустической цементометрии (в последнем случае измерения проводят отдельной спускоподъемной операцией при выключенном излучателе).

25.7.2.1 Акустический шумомер является индикаторным прибором и не подлежит строгой калибровке. Его данные не пригодны для количественных определений.

25.7.2.2 Программное обеспечение шумомера должно обеспечивать измерение интенсивности шумов не менее чем в четырех частотных диапазонах в полосе от 100 Гц до 6 кГц.

25.7.3 Измерения акустическим шумомером выполняют дважды: в непрерывном режиме и в точках, в которых установлена аномальная интенсивность шумов.

25.7.3.1 Непрерывные измерения ведут со скоростью 300-600 м/ч несколько раз при спуске и подъеме прибора. Полученные данные используют для выделения интервалов поступления в скважину пластовых флюидов и заколонных перетоков.

25.7.3.2 Дискретные измерения выполняют в течение 2-3 мин в точках, характеризующихся аномальной интенсивностью шумов, регистрируя их не менее чем в четырех спектральных каналах. Данные используют для идентификации типа флюида.

25.7.4 Форма представления первичных данных и результатов интерпретации не регламентируется.

<< Часть первая. Технологии геофизических исследований и работ		Часть >> третья. Наземная аппаратура и оборудование
	Содержание Руководящий документ РД 153-39.0-072-01 "Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами...

Часть вторая. Виды и методы геофизических исследований и работ

Откройте актуальную версию документа прямо сейчас