Реферат: Обоснование основных требований к аппаратуре ингкс и наземной системе регистрации. Экспериментальные исследования по обоснованию основных функциональных узлов и структурного построения аппаратуры ингкс bubeev2a

Уральский государственный горный университет

Институт геологии и геофизики

Кафедра геоинформатики

620144 , г. Екатеринбург, ул. Куйбышева 30, УГГУ, ИГиГ, ГИН. Тел. (343)-2576661.

Специальность: 071900 – Информационные системы в технике и технологиях

Специализация: Прикладная геоинформатика в разведочной геофизике

Александр А. Бубеев.

E-mail: bubeev@bk.ru

Руководитель – проф. Давыдов А.В.

E-mail: prodav@yandex.ru

КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

(Сокращенный вариант)

Разработка программно-управляемой аппаратуры спектрометрического импульсного нейтронного гамма-каротажа (ИНГКС)

и технологии скважинных измерений

Содержание

Введение

1. Физические основы и анализ современного состояния аппаратуры и методики ИНГКС.

Физические основы метода История и тенденции развития метода ИНГКС в ведущих зарубежных и отечественных геофизических компаниях. Генераторы нейтронов. Скважинные информационно-измерительные системы. Метрологическое обеспечение зарубежной спектрометрической аппаратуры. Основные измеряемые параметры и особенности первичной обработки. Комплексирование аппаратуры. Спектрометрическая аппаратура с полупроводниковым детектором. Современное состояние аппаратуры и методики ИНГКС. Геолого-технические условия измерений в скважине.

Обоснование основных требований к аппаратуре ИНГКС и наземной системе регистрации.

2. Экспериментальные исследования по обоснованию основных функциональных узлов и структурного построения аппаратуры ИНГКС .

bubeev2a. Основные функциональные узлы. Источник излучения для реализации методики углеродно-кислородного каротажа и экспериментальные исследования стабильности работы и температурного режима генератора нейтронов . Блок детектирования . Определение энергетического разрешения кристаллов . Исследования линейности шкалы блоков детектирования . Обоснование структурного построения аппаратуры ИНГКС . Обоснование числа каналов амплитудного анализатора и ширины канала . Структура построения информационно-измерительной системы аппаратуры. Исследования различных вариантов автостабилизации энергетической шкалы . Обоснование системы приёма-передачи по ТЛС .

bubeev 2 b . Наземная система регистрации для проведения скважинных измерений аппаратурой ИНГКС . Сравнительные испытания аппаратуры ИНГКС с различными блоками детектирования . Физическое моделирование .

3. Разработка программно-управляемой аппаратуры ИНГКС (АИМС) и технологии измерений методом углеродно-кислородного каротажа .

Технические характеристики аппаратуры АИМС . Конструкция аппаратуры АИМС. Термостатирование блока детектирования . Принцип работы скважинной аппаратуры АИМС и основных электронных блоков . Принцип работы информационно-измерительной системы . Характеристика программного обеспечения тестирования аппаратуры. Технология измерений аппаратурой спектрометрического нейтронного гамма-каротажа. Калибровка аппаратуры . Проведение измерений на скважине . Обработка первичной информации и функции качества записи . Метрологическое обеспечение . Обработка результатов измерений. Интерпретационная модель породы. Методика оценки нефтенасыщенности.

4. Результаты опытно-промышленного внедрения аппаратуры АИМС .

История развития и география проведения опытно-промышленного внедрения . Оценка достоверности результатов измерений . Сравнение результатов скважинных измерений аппаратурой ИНГКС с зарубежными аналогами . Результаты испытаний как косвенное подтверждение достоверности измерений по определению текущей нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа.

Заключение

Литература

Екатеринбург

2005 Введение

В “Основных концептуальных положениях развития нефтегазового комплекса России” рассмотренных на специальном заседании Правительства Российской Федерации в конце 1999 г., отмечалось, что уже в середине 80-х годов советская нефтяная отрасль достигла пика своих возможностей, и чётко наметилась тенденция снижения уровня добычи нефти. По данным официальных источников ТЭК добыча нефти за период с 1990 по 1996 г. снизилась с 516.2 до 301/3 млн. т. и лишь в 2000 г. застабилизировалась на уровне 323.0 млн.т.; вместе с тем, прирост запасов по отношению к добыче с 1991 по 2000 г. снизился с 180.9 до 65.% Такое положение дел связано со многими причинами: это и снижение объёмов геолого-разведочных работ, и уменьшение открытий крупных месторождений (не говоря об уникальных), и объективное снижение нефтедобычи ранее крупнейших нефтяных месторождений вступивших в стадию падающей добычи нефти и др. В результате сложившейся геолого-экономической ситуации нефтяные компании России сосредоточили основные усилия на повышении эффективности разработки уже разведанных месторождений, в первую очередь на повышении коэффициента нефтеизвлечения. Правильность выбора этого направления подтверждается опытом зарубежных нефтяных компаний, которые обеспечивают долю прироста запасов (в последнее десятилетие) за счёт доразведки флангов залежей, вовлечения в разработку пропущенных пластов и прослоев, улучшения системы разработки соответственно на 20, 6.2, 68.7 %

Повышению эффективности контроля за разработкой месторождений и повышению нефтедобычи в первую очередь способствует широкое внедрение информационно-измери­тельных систем и новых технологий ГИС на базе программно-управляемых скважинных приборов. Применение новых технологий исследований, современных мощных компьютеров и программного обеспечения дают нефтяным компаниям реальные возможности повышения нефтедобычи [3].

Для решения задач контроля за изменением нефтенасыщенности коллекторов, применяются различные модификации ядерного, акустического и термического каротажа, гидродинамические методы для измерения расхода и состава скважинного флюида, различные виды каротажа с применением индикаторных жидкостей[1]. В связи с тем, что основной фонд действующих скважин на эксплуатируемых месторождениях составляют скважины, обсаженные металлической колонной, для оценки коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности наиболее широко применяются ядерно-геофизические методы. Одним из таких методов является спектрометрический метод импульсного нейтронного гамма-каротажа (ИНГКС), в модификации С/О (углеродно-кислородный каротаж), основанный на различии вещественного состава воды и углеводородов. Величина отношения С/О (углерода к кислороду) является определяющим фактором при определении степени нефтенасыщенности пласта.

Опыт ведущих зарубежных геофизических компаний подтверждает целесообразность применения углеродно-кислородного каротажа для решения задач определения насыщенности в обсаженном стволе в случае пресных и слабоминерализованных пластовых вод.

Таким образом, повышение эффективности изучения продуктивных пластов в процессе их разработки с помощью программно-управляемой спектрометрической аппаратуры им­пульсного нейтронного гамма-каротажа (ИНГКС) созданной с использованием современной элементной базы, программного обеспечения регистрации, первичной обработки и интер­претации данных ИНГКС, весьма актуальна.

Задачи исследований . Для достижения поставленной цели потребовалось решить следующие задачи:

· обосновать основные технические требования к спектрометриче­ской аппаратуре ИНГКС;

· разработать принципы построения информационно-измерительной системы аппаратуры на основе применения современной микропроцессорной элементной базы;

· разработать технологию проведения измерений методом углеродно-кислородного каротажа;

· создать программное обеспечение регистрации и первичной обработки амплитудно-временных спектров ГИНР и ГИРЗ;

· провести исследования оценки эффективности метода.

Исходные материалы исследований:

· результаты ранее выполненных НИОКР и опыт эксплуатации различных модификаций ИНК, в т.ч. программно-управляемой аппаратуры АИНК-42;

· каталоги и информационные проспекты отечественных и зарубежных фирм;

· патенты по классам GO1V 5/00 06-08; 12-14, литература по УДК 550.832.53.

В проведении настоящих исследований автор принимал участие, начиная с 1998 года в должности инженера, принимал участие в полевых испытаниях, позднее в опытно промышленном внедрении прибора на ряде месторождений Западной Сибири. По результатам работ вносились изменения в конструкцию прибора, систему регистрации и программно методический комплекс по обработке результатов измерений. С 2003 года и по настоящее время в составе методической группы автор принимает участие в усовершенствовании методики интерпретации, модельных работах и методики проведения скважинных исследований, выполнял работы по обработке скважинных материалов и последующем анализе подтверждаемости исследований.

1. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ

АППАРАТУРЫ И МЕТОДИКИ ИНКГС

В 1947-51 г. коллективом авторов (О.А Барсуков, Д.С. Беспалов, С.А. Кантор, Ю.С. Шимелевич) под руководством чл.-корр. АН СССР Г.Н.Флерова и Б.Г. Ерозолимского была разработана и опробована аппаратура нейтронного гамма-метода, разработаны основы её интерпретации [15, 16]. В 1959 г. разработан и испытан в скважинах нефтяных месторождений Башкирии и Татарии первый вариант импульсного генератора нейтронов (Д.Ф. Беспалов, Г.Н. Флеров, В.Г. Ерозолимский, Ю.С. Шимелевич). В процессе развития ИНК была показана его высокая эффективность для определения интервалов обводнения пластов в обсаженных скважинах при значительно меньшей минерализации пластовых вод и меньшей пористости коллектора, чем для стационарных нейтронных методов. В настоящее время выполнены значительные теоретические и экспериментальные исследования, в результате которых выяснены основные зависимости показаний ИНК от характера насыщения пласта, выявлены и оценены основные факторы, влияющие на результаты измерений [7, 10,15, 16].

Аппаратура ИНК интегрального типа регистрирует временной спектр затухания потока тепловых нейтронов (модификация ИННК) или временной спектр затухания вторичного гамма-излучения, возникающего при захвате тепловых нейтронов (модификация ИНГК). Методы ИНК позволяют проводить литологическое расчленение разрезов скважин и исследования коллекторских свойств пластов. Дифференциация пород, определение нефтенасыщенности и пористости осуществляется по основным нейтронным параметрам - среднему времени жизни и коэффициенту диффузии тепловых нейтронов. Как известно, нефть и пресная вода обладают близкими значениями времени жизни тепловых нейтронов (t _н = 206 мкс, t_в = 204 мкс), но с увеличением концентрации NaCl, в пластовых водах до 50 г/л среднее время жизни нейтронов в воде уменьшается до 100 мкс [16], на этом различии нейтронных параметров основаны методики определения нефтенасыщенности интегральными ИНК. Оценка коэффициента нефтенасыщенности К_н пластов интегральными импульсными методами возможна, по оценкам различных авторов, при выполнении следующих условий:

· минерализация пластовой воды не менее 30¸70 г/л NaCl; с уменьшением минерализации вод точность определения Кн уменьшается;

· отсутствие зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости и восстановление минерализации пластовой воды в этой зоне до первоначального или до известного значения.

Уровень минерализации пластовой воды по NaCl является определяющим фактором достоверной оценки насыщенности пластов. По данным различных источников определение Кн методами ИНК осуществляется при Кп=10¸15 % (если С_в =200÷250 г/л NaCl) и Кп=15¸20 % (если С_в =100÷150 г/л NaCl). В неглинистых высокопористых коллекторах оценка Кн возможна при минерализации С_в =30÷70 г/л NaCl.

В настоящее время Западная Сибирь остаётся ведущим нефтедобывающим регионом России, её доля добычи в годовой добыче нефти страны составляет 70%. Известно, что минерализация пластовых вод этого региона меняется от 15 до 24 г/л. В связи с низкой эффективностью, трудоёмкостью и дороговизной были прекращены многолетние попытки по внедрению интегрального метода ИНК по оценке нефтенасыщенности пластов.

Мировой опыт показывает, что одним из перспективных методов контроля процесса выработки коллектора на месторождениях с пресными и слабоминерализованными пластовыми водами, является применение спектрометрической модификации (ИНГКС), который направлен на изучение вещественного состава пласта и насыщающей его жидкости независимо от минерализации пластовых вод.

Ещё в 1971 г. были опубликованы первые результаты скважинных исследований, выполненных российскими геофизиками методом неупругого рассеяния с источником нейтронов более 6 МэВ с применением сцинтиляционного детектора NaI(Tl), в 70-х годах группой Миллера В.В. (ВНИИЯГГ) начались работы по созданию современного российского импульсного генератора нейтронов с применением полупроводникового гамма-спектрометра. Однако в 80-х годах обозначилась тенденция отставания российской геофизики в области разработки и использования аппаратуры ИНК от крупнейших западных геофизических компаний [24, 25, 45, 59]. В 1994 г. в НПГП "ГЕРС ", под руководством д.т.н. Хаматдинова Р.Т., коллективом авторов: Черменский В.Г., Велижанин В.А., Бортасевич В.С. и др. были начаты работы по созданию программно-управляемой аппаратуры радиоактивного каротажа нового поколения: АИНК-42ТМ, ИНГКС (углеродно-кислородный каротаж). Создание аппаратуры спектрометрии импульсного нейтронного гамма-каротажа стало возможным благодаря серийному выпуску надёжных нейтронных трубок малого диаметра, а также высокочастотных генераторов нейтронов коллективом авторов ВНИИ Автоматики Минатома России, под руководством д.т.н. Бармакова Ю.Н., (Боголюбов Е.П., Хасаев Т.О, и др.).

Ведущие геофизические фирмы Запада для аппаратуры ИНК используют нейтронные генераторы на высокочастотной нейтронной трубке с источником Пеннинга. Данный тип нейтронных трубок наиболее приспособлен для проведения измерений времени жизни тепловых нейтронов. Однако, режим работы, при частоте излучателя нейтронов 400 ¸1400 Гц и длительности нейтронного импульса 20¸100 мкс, не может обеспечить достаточно уверенную и производительную спектрометрию гамма-излучения неупругого рассеяния нейтронов.

Одним из наиболее динамично развивающихся методов, позволяющим оценивать насыщенность пород независимо от минерализации пластовых вод является спектрометрия гамма-излучения неупругого рассеяния и радиационного захвата нейтронов (ИНГКС), с использованием высокочастотного (10¸20 кГц) импульсного генератора быстрых нейтронов (14 МэВ). Данная аппаратура, реализующая методику углеродно-кислородного (С/O)-каротажа, успешно применяется ведущими зарубежными геофизическими фирмами Shlumberger, Halliburton, Western Atlas, Computalog и др., на различных нефтяных месторождениях мира [4, 5]. Аппаратура ИНГКС обеспечивает количественную оценку пласта в тех случаях, когда минерализация пластовых вод переменна или слишком низка для использования интегральных методов ИННК и ИНГК.

При контроле за разработкой нефтегазовых месторождений применение данного метода позволяет решать следующие геолого-промысловые задачи: отслеживание продвижения водонефтяного (ВНК) и газожидкостного (ГЖК) контактов и закачиваемых вод в неперфорированных пластах, оценка степени заводнения перфорированных пластов. При контроле испытаний в колонне - локализация притока и установление характера насыщения приточных прослоев в перфорированном пласте. Кроме этого, подтверждена перспективность изучения разрезов скважин старого фонда методами ИНГКС с целью выявления и оценки пропущенных залежей [6, 11].

Сущность метода ИНГКС заключается в следующем. При облучении горных пород быстрыми нейтронами (14 МэВ) в результате взаимодействия последних с ядрами горных пород возникает вторичное гамма-излучение, подразделяющееся на три основных типа:

· гамма-излучение неупругого рассеяния (ГИНР);

· гамма-излучение радиационного захвата (ГИРЗ);

· гамма-излучение наведенной активности (ГИНА).

Энергия гамма-излучения, возникающего в результате этих взаимодействий, характерна для каждого элемента. Так в результате неупругого рассеяния на ядрах углерода (С) образуется ГИНР с энергий 4.43 МэВ, на ядрах кислорода - 6.13 МэВ. Причем количество гамма-квантов, зарегистрированных детектором в определенных энергетических областях, пропорционально концентрации элементов, испускающих данные гамма-кванты.

1.1. Физические основы метода

1.1.1. Взаимодействие нейтронов с веществом

Как известно [27, 52], при облучении горных пород быстрыми нейтронами последние испытывают различные взаимодействия с ядрами вещества, передавая им часть своей энергии. В процессе замедления до энергии теплового движения атомов (Е»1·10 ^-2 эВ), происходят упругие и неупругие рассеяния нейтронов на ядрах атомов, кроме того, тепловые нейтроны участвуют в процессах термализации, процессах диффузии и, наконец, поглощаются ядрами.

В результате первых соударений (1-2 акта) наиболее вероятным взаимодействием является неупругое рассеяние, при этом нейтроны замедляются до энергии ~1 МэВ, передавая большую часть энергии на возбуждение ядра-мишени. Вероятность неупругого рассеяния тем выше, чем выше энергия нейтронов. Возврат ядра-мишени из возбуждённого состояния происходит за 10^-14 с и сопровождается вторичным гамма-излучением, которое называется гамма-излучением неупругого рассеяния (ГИНР) [16]. Спектр ГИНР является индивидуальной характеристикой ядра.

Дальнейшее замедление нейтронов происходит в процессе упругого рассеяния, при котором кинетическая энергия нейтрона до соударения переходит в кинетическую энергию нейтрона и ядра-отдачи после соударения, эти процессы продолжаются до достижения нейтроном тепловой энергии. Наибольшим сечением упругого рассеяния обладает водород, его присутствие в окружающей среде играет основную роль в процессе замедления. Упругое рассеяние не сопровождается гамма-излучением.

Таблица 1 - Основные породообразующие элементы и их характеристики

гамма-излучения неупругого рассеяния и радиационного захвата нейтронов

Замедлившись до тепловой энергии, нейтроны захватываются ядрами элементов горных пород. Последствием радиационного захвата теплового нейтрона почти всегда является немедленное (10^-23 с) излучение гамма-квантов (ГИРЗ).

Спектр ГИРЗ также является индивидуальной характеристикой ядра. Наиболее полный список энергий гамма-квантов радиационного захвата приведён в работах [7, 17]. Реже захват тепловых нейтронов приводит к активации ядра - оно становится радиоактивным с некоторым периодом полураспада.

Энергия связи большинства породообразующих элементов составляет 7¸8 МэВ, следовательно, при радиационном захвате тепловых нейтронов возникает жесткое гамма-излуче­ние. При поглощении одного теплового нейтрона испускаются 3¸4 гамма-кванта [16, 17].

Процесс замедления быстрых нейтронов в результате упругих и неупругих взаимодействий длится порядка нескольких первых микросекунд [16], таким образом, через несколько микросекунд после облучения вещества быстрыми нейтронами (вспышка) возникает излучение радиационного захвата. Время жизни тепловых нейтронов в типичных разрезах нефтегазовых скважин колеблется от 100 до 500 мкс, следовательно, во время вспышки тепловые нейтроны от предыдущих вспышек, а также те нейтроны, энергия которых приблизилась к энергии теплового движения во время вспышки, продолжают генерировать гамма-излучение захвата. При регистрации спектров ГИНР гамма-излучение радиационного захвата является фоновым (рисунок 1.1). Фоновую составляющую спектров измеряют при выключенном генераторе нейтронов (“фоновая пауза”). Таким образом, для получения “чистых” спектров ГИНР необходимо регистрировать спектр ГИРЗ и вычитать его из измеренных спектров ГИНР.

Ввиду сложности спектров ГИНР и ГИРЗ ограничимся рассмотрением тех элементов горных пород и насыщающих их флюидов, присутствие которых имеет основное значение для решения поставленной задачи, в первую очередь элементы С, О - для определения присутствия углеводородов, и Ca, Si - как основные элементы, характеризующие состав горных пород (известняк, песчаник). Для основных породообразующих элементов в таблице 1 [7, 15] приведены: энергии порога неупругого рассеяния E_пор, нейтронные сечения неупругого рассеяния - Ơ_неупр , сечения поглощения тепловых нейтронов Ơ_захв , а также наиболее характерные энергетические линии ГИНР и ГИРЗ.

Данные, приведённые в таблице 1, позволяют сделать следующие выводы:

· сечение радиационного захвата Ơзахв тепловых нейтронов ядрами элементов 12С и 16О очень мало, кроме того, эти элементы не обладают аномальными ядерными свойствами, в связи с этим определение элементов 12С и 16О методом радиационного захвата - проблематично. Однако, как видно из таблицы 1, сечение неупругого рассеяния выше названных элементов достигает значительной величины, что создаёт предпосылки для их определения методом спектрометрии неупругого рассеяния;

· характерные энергетические линии ГИНР и ГИРЗ основных породообразующих элементов лежат в пределах 1¸8 МэВ - это позволяет ограничить диапазон регистрируемых энергий шкалой до 10 МэВ;

· пороговая энергия ГИНР для углерода и кислорода составляет 4.8 и 6.44 МэВ, следовательно, для возбуждения реакции неупругого рассеяния необходимо применение излучателя нейтронов с энергией более 6.44 МэВ.

Основой выбора методики углеродно-кислородного каротажа служит различие содержания углерода и кислорода в нефти и воде. Содержание “С” в различных нефтях колеблется от 82 до 87 % , О от 0.02 до 1.65 %. Содержание “О” в воде по массе составляет 85.82 %, при определении нейтронно-активационным анализом проб пластовых вод [17] присутствия углерода обнаружено не было.

Таким образом, основа метода углеродно-кислородного каротажа состоит в том, что энергия ГИНР и ГИРЗ характерна для каждого элемента, содержащегося в скважине. В результате неупругих рассеяний на ядрах углерода (С) образуется ГИНР с энергией 4.43 МэВ, на ядрах кислорода - 6.13 МэВ. Вместе с тем, количество гамма-квантов, зарегистрированных детектором в определенных энергетических областях, пропорционально концентрации элементов, испускающих данные гамма-кванты. Следовательно, измерение скоростей счета в различных, характерных для каждого элемента энергетических областях, даёт возможность определения относительного содержания элементов в горных породах.

1.2. История и тенденции развития метода ИНГКС в ведущих зарубежных

и отечественных геофизических компаниях

Первые работы по исследованию спектрометрии неупругого рассеяния были опубликованы в конце пятидесятых годов, в результате проведённых модельных измерений была показана принципиальная возможность определения содержания углерода и кислорода по спектрам ГИНР. С появлением первого высокочастотного скважинного генератора нейтронов в начале 60-х годов началось развитие скважинной спектрометрии неупругого рассеяния.

В середине 1970-х годов, фирма Western Atlas, предшественник Baker Atlas, выпустила первый скважинный прибор углеродно-кислородного каротажа. Этот прибор предназначался для определения нефтеводонасыщения на месторождениях с пресными водами или неизвестной минерализацией пластовых вод. Прибор был снабжен импульсным генератором нейтронов (14 МэВ) и регистрировал энергию и интенсивность возникающего под действием быстрых нейтронов вторичного гамма-излучения в спектрах ГИНР и ГИРЗ. Прибор был аналоговым и для получения достаточной точности и повторяемости C/О отношения, измерения проводились в поточечном режиме в интересующем интервале (Culver и др. 1973,). В 1976 году Dresser Atlas начал эксплуатировать первый непрерывный С/О-каротаж, успешно применив для него принципы импульсной гамма-спектрометрии для определения углеводородов (Heflin и др. 1977). Непрерывный С/О-каротаж обеспечивал прямое измерение углеводородов в горных породах посредством регистрации отношения С/О со скоростью записи ~30 м/ч.

В результате дальнейшего развития аппаратуры и методики С/О-каротажа фирмой Western Atlas (Dresser Atlas) была разработана аппаратура MSI C/O серии 2721 XA (Oliver D.W. и др. 1981). Аппаратура регистрировала 256 каналов гамма-излучения неупругого рассеяния и радиационного захвата и передавала посредством аналоговой системы передачи по семижильному каротажному кабелю предварительные данные в наземную систему. Наземная система, состоящая из компьютера и 256-канального амплитудного анализатора, принимала и обрабатывала зарегистрированные спектры. Недостатки, присущие аналоговой передаче данных, были исключены применением цифровой телеметрии в многопараметровой спектрометрической системе С/О каротажа – MSI С/О Log (Chace D.M. и др. 1985).

Учитывая опыт применения первых образцов аппаратуры углеродно-кислородного каротажа в 1984 г. компания Шлюмберже (Shlumberger) выпустила свою аппаратуру С/О-каротажа [4], получившей коммерческое название GST. Позднее, в 1991 году, фирма Halliburton также выпустила аналогичную аппаратуру под фирменным названием PSGT, с использованием сцинтилляционного кристалла BGO (германат висмута).

Таблица 2 - Основные технические характеристики

аппаратуры ИНГКС ведущих западных фирм.

1.2.1. Генераторы нейтронов

Одним из наиболее популярных зарубежных генераторов нейтронов, применяемых в зарубежной аппаратуре ИНК, является генератор фирмы MF Physics Corporation модель A-320. Данный генератор имеет блочную конструкцию и состоит из секции ускорителя диаметром 43 мм, длиной 221.1 см и секции электроники диаметром 32 мм, длиной 131.1 см. Основные технические характеристики генератора: нейтронный поток – 7´10⁷ ÷1´10⁸ н/с, частота генерации - 10¸20 кГц, длительность импульса - >10 мкс, ток потребления при 25^о С - 60мкА, температурный диапазон 0÷150 ^о С, гарантированный ресурс работы 100 час или 1 год. Секция ускорителя содержит нейтронную трубку, блок высокого напряжения, входной трансформатор источника питания и импульсный трансформатор ионного источника. Отличительной особенностью данного устройства является наличие встроенного микропроцессора, который позволяет управлять режимом работы генератора, для этого секция электроники содержит контроллер нейтронной трубки, контроллер блока высокого напряжения и импульсный генератор управления нейтронной трубкой. Для продажи генератора A-320 в США в марте 1990 г. его цена составляла: 42300 $ - ускорительный блок и 12900 $ - преобразователь высокого напряжения.

1.2.2. Скважинные информационно-измерительные системы, временные режимы, скорости каротажа

На примере каротажной информационно-измерительной системы (ИИС) MSI C/O Log рассмотрим принципы построения зарубежной аппаратуры ИНГКС.

Каротажная система MSI C/O Log содержит нейтронный генератор, который под действием высоковольтного источника ускоряет ионы дейтерия на тритиевую мишень для генерации импульсов нейтронов с энергией 14 МэВ. Источник генерирует нейтроны с частотой 20 кГц. Возникающее гамма-излучение регистрируется высокоразрешающим сцинтилляционным детектором NaI(Tl), который оптически соединен с фотоэлектронным умножителем (ФЭУ). Основное назначение ФЭУ - преобразование энергии фотонов в электрический заряд и выделение на анодной нагрузке импульсов напряжения, амплитуда которых пропорциональна энергии гамма-излучения.

Каротажная система MSI C/O Log включает в себя несколько усовершенствований. Применение в скважинном приборе микропроцессора увеличивает возможности и гибкость системы, позволяя контролировать работу прибора и управлять им по телеметрической линии связи с наземного компьютера. Скважинный многоканальный амплитудный анализатор позволяет преобразовывать электрические импульсы, получаемые с анода ФЭУ, в цифровой код непосредственно в скважине. Применение цифровой телеметрии устраняет потери данных при передаче по каротажному кабелю, в результате чего повысилось разрешение спектров и увеличилась максимальная скорость счета в спектрах ГИНР и ГИРЗ. Дополнительно к регистрации амплитудных спектров ГИНР и ГИРЗ регистрируется 250-канальный временной спектр, который дает информацию о времени жизни тепловых нейтронов в исследуемом интервале.

На рисунке 1.2А изображены временные последовательности излучения и детектирования традиционного прибора MSI С/О. Источник работает с частотой 20 кГц. Так как всё неупругое рассеяние происходит в момент излучения нейтронов, детектор фиксирует импульсы в момент вспышки нейтронов, затем после каждой вспышки в течение до нескольких десятков микросекунд регистрируется гамма-излучение радиационного захвата. Вычитание фонового гамма спектра радиационного захвата из измеренного гамма спектра, зарегистрированного в течение существования неупругого рассеяния, дает в результате искомый спектр гамма-излучения неупругого рассеяния ГИНР (рисунок 1.1).

В системе MSI C/O Log были изменены временные режимы излучения и регистрации относительно традиционного прибора MSI C/O. На рисунке 1.2 показаны временные режимы работы излучателя и приёмника этих систем. Аппаратура MSI C/O Log автоматически контролирует вспышку источника и регулирует положение “неупругого окна” относительно этой вспышки.

Автоматическое отслеживание интенсивности вспышки и более широкое (15 мкс) “неупругое окно”, даёт возможность регистрировать более устойчивые и стабильные спектры ГИНР и ГИРЗ. В дополнении к увеличению “неупругого окна” с 10 до 15 мкс, изменено “окно радиационного захвата”, его ширина увеличена с 7.5 до 35 мкс, позволяя, таким образом, использовать все данные каждого 50 мкс цикла.

Изменение временного режима регистрации привело к увеличению счета при регистрации гамма-квантов радиационного захвата фактически в 4.5 раза (без увеличения интенсивности генератора нейтронов), что снизило ошибку измерения более чем в два раза. Кроме того, дополнительно к определению энергий гамма-квантов в каротажной системе MSI C/O Log регистрируется время прихода каждого гамма-кванта относительно начала нейтронной вспышки с временем разрешения 200 нс, то есть 250-канальный временной спектр, эта возможность одна из отличительных особенностей технологии MSI С/О Log, которая позволяет дополнительно регистрировать интенсивность потока гамма-квантов во времени.

Объединение спектрального анализа и информационно-измерительной системы в скважинной аппаратуре позволяет:

· увеличить разрешение спектров;

· повысить скорости счета регистрации;

· повысить отношение сигнал/шум;

· позволяет контролировать работу электронных трактов скважинного прибора;

· позволяет осуществлять автоматическую подстройку коэффициента усиления спектрометра и обеспечивает линейность энергетической шкалы.

Измеренные первичные спектры регистрируются на магнитный носитель для дальнейшей обработки.

Аппаратура импульсной гамма-спектрометрии (GST) фирмы Shlumberger [5] имеет некоторые особенности системы регистрации. Для того чтобы вклад сигнала пласта в измеряемый спектр был максимальным, в аппаратуре GST задержка в измерении неупругого спектра контролируется контуром обратной связи. Кроме того, в аппаратуре GST измеряется фон для компенсации естественной радиоактивности пласта. В этом режиме измеряется время спада плотности тепловых нейтронов пласта. Хотя при таких низких энергиях существует достаточная плотность гамма-излучения, для повышения статистической точности скорость каротажа должна быть не более 3 м/мин, обычно суммируются зарегистрированные данные нескольких спуско-подъемов, либо измерения делаются неподвижным прибором поточечно в течение нескольких минут.

В программно-управляемом цифровой аппаратуре ИНГКС компании “Halliburton”, фирменное название PSGT, используется высокоэффективный детектор BGO, благодаря повышенной точности обработки данных прибор работает со скоростью втрое выше (5 футов/мин {1.5 м/мин} = 300 футов/час), чем аналогичные приборы (использующих методику С/О), при сохранении статистических характеристик. Временная синхронизация работы прибора и сортировка импульсов выполняются скважинным микропроцессором.

По данным спектра неупругого рассеяния, полученным в 4 стратегически расположенных энергетических окнах (рисунок 1.3), вычисляют отношения С/О и кальция/кремния. Данные 18 окон двух спектров радиационного захвата (спектры CG1 и CG2) суммируются и обрабатываются для получения показателей содержания элементов. В первые 2 мс фоновой паузы проводится измерение сечения захвата пласта, используемые для разделения водоносных и нефтегазоносных зон в случае минерализованных пластовых вод. Прибор PSGT регистрирует 4 спектра по 256 каналов каждый. Спектры дают информацию по следующим процессам:

· неупругое взаимодействие в течение каждого нейтронного импульса (спектр NB);

· радиационный захват между последовательными нейтронными импульсами (спектры CG1 и CG2);

· измерение фона активации в течение длительной паузы после нескольких нейтронных импульсов (спектр BKGD).

Кроме того, в приборе PSGT регистрируются “параметры качества”, которые позволяют вести мониторинг качества функционирования прибора и дают дополнительную информацию для проведения более детального петрофизического анализа.

1.2.3. Метрологическое обеспечение зарубежной спектрометрической аппаратуры

Для наземной калибровки каротажной системы MSI C/O Log используется источник нейтронов Am-Be (америций-бериллий), размещенный в защитном транспортном контейнере скважинного прибора. Контейнер сделан из парафина, заключенного в железную оболочку. Контейнер и источник обеспечивают излучение с известными энергетическими пиками, такими, как фотопик железа с энергией 7.64 МэВ, углерода – 4.43 МэВ и водорода – 2.23 МэВ. Двухточечная система калибровки использует фотопики водорода – 2.23 МэВ и железа – 7.64 МэВ. В настоящее время программная калибровка осуществляется после каротажа в компьютерном центре и, при необходимости, прилагается к спектральным данным, записанным на скважине.

Необходимо особо отметить растущее внимание западных фирм к расширению базы стандартных образцов состава и свойств горных пород (СОГП) по насыщенности и конструкциям скважин [9].

В состав СОГП фирмы Schlumberger входят блоки песчаников с нулевой, 15÷19, 33÷35 % пористостью. Блоки известняка нулевой, 15÷19, 42÷45 % пористостью. В каждой из моделей имеются скважины следующих диаметров: 4.125, 6, 8, 8.5, 10 и 12 дюймов. Для проведения измерений в обсаженной скважине используется набор различных конструкций обсадки. Для скважин диаметром 12 дюймов (305 мм) имеются обсадные колонны: 8.625, 9.625 и 10 дюймов. Для учёта влияния толщины колонны на показания измерений используются образцы обсадок (в скважине 9.625 дюймов) с толщиной стенки: 9, 10 и 11 мм. Заполнение скважины может быть воздухом, водой или нефтью. Насыщение породы может быть водой или соляркой. Модельный парк (Environment Effects Calibration Facility (EECF)) расположен в Хьюстоне.

Western Atlas также обладает достаточно широкой базой СОГП: песчаник, известняк, доломит со скважинами трех диаметров (6; 8,1/2; 12,3/4 дюйма), в которые может быть размещена обсадка (4,1/2; 7; 9,5/8 дюйма), скважина также может быть заполнена водой или нефтью. Все модели выполнены из натуральных блоков пород, причем размеры превышают глубинность импульсных методов.

Фирма Halliburton. СОГП этой компании включают известняки 2, 12 и 26 % пористости со скважинами диаметром 152 и 254 мм (6 и 10 дюймов), песок 35 % пористости, насыщенный пресной водой, диаметр скважин 152, 254, 360 мм (6, 10, 14 дюймов), нефтенасыщенный песок 36 % пористости, диаметр скважин – 152, 254, 360 мм (6, 10, 14 дюймов), песок 42 % пористости, насыщенный минерализованной водой (150 г/л NaCl) со скважинами 152, 254, 360 мм (6, 10, 14 дюймов). В скважины диаметром 254 мм размещается 7 дюймовая обсадка.

Согласно опубликованным данным широкое применение модельных измерений позволило снизить абсолютную погрешность измерения К_н до 7¸10 %.

1.2.4. Основные измеряемые параметры и особенности первичной обработки

В приборе GST для обработки используется часть спектра в диапазоне 1.2¸8 МэВ [4].
В результате расчёта определяется процентный вклад каждого элемента в общий спектр, его называют выходом элемента. Различают выход элемента и концентрацию данного элемента в пласте. Для получения концентрации по полученному выходу элемента, рассчитывается масштабный множитель, который учитывает математическую вероятность взаимодействия нейтрона с данным элементом и вызова характерного гамма-излучения по отношению к вероятности его взаимодействия с другим элементом пласта. Расчет масштабного множителя является сложным математическим процессом со многими неизвестными. Выходы элементов кальция, кремния, железа и серы получают как из спектра неупругого рассеяния, так и из спектра радиационного захвата. Выходы элементов углерода и кислорода получают из зарегистрированных спектров неупругого рассеяния, в то время как выходы элементов хлора и водорода получают из спектров радиационного захвата. Если в процессе работы происходит изменение мощности источника нейтронов, соотношения выходов элементов рассчитываются с учётом этого изменения. При использовании оперативного метода обработки нет необходимости в сложных расчётах масштабных коэффициентов, как в случае получения абсолютных концентраций породообразующих элементов.

Таблица 3 - Основные отношения выходов элементов регистрируемых аппаратурой GST

Названия, употребляемые в соотношениях выходов элементов (таблица 3), в большинстве случаев указывают на макроскопическое сечение измеряемых параметров. Соотношение IIR используется как указатель на сланец, так как минералы, содержащие глину, также содержат железо. Выход элемента железа, и, таким образом и IIR искажаются за счет влияния обсадной трубы. Соотношение COR в основном используется для установления местоположения углеводородов, но оно также искажено влиянием карбонатного пласта, а иногда за счет жидкости заполняющей скважину и свойств цемента.

В приборе PSGT для обработки применяются отношения С/О и параметр литологии (кальций/кремний). Эти расчётные параметры используются как оперативные показатели нефти в нефтеносных пластах. Кроме того, прибор PSGT определяет в пласте 8 элементов, необходимых для определения литологии: Ca, Cl, H, Fe, K, Si, S, Ti. Примеры спектров ГИНР и ГИРЗ, зарегистрированные зарубежной аппаратурой углеродно-кислородного каротажа для различных скважинных условий приведены на рисунке 1.4. Полная обработка спектров прибора PSGT дает относительное содержание элементов, вычисленное с помощью МВНК. Имеется ряд дополнительных функций для вычисления объема глины, эффективной пористости и нефтенасыщенности.

Традиционным ограничением измерений содержания углерод/кислорода является его малый динамический диапазон. Согласно опубликованным данным динамический диапазон измерения аппаратурой PSGT составляет не более 18 % при 35 единицах пористости в 10 дюймовой скважине. Кроме того, существует ограничение, связанное с небольшим радиусом исследования. При измерениях аппаратурой ИНГКС методом радиационного захвата глубина исследования составляет 13÷20 см, а при регистрации гамма- квантов неупругого рассеяния уменьшается до 8÷16 см [22]. Следовательно, спектры ГИНР более подвержены скважинному влиянию. То есть, для корректной интерпретации необходимо иметь дополнительные данные о свойствах жидкости в скважине и её конструкции.

1.2.5. Комплексирование аппаратуры

Важной особенностью существующей спектрометрической аппаратуры является возможность её наращивания в связки с целью комплексирования различных геофизических методов [4, 5].

Скважинный импульсный спектрометр GST в комплексе с аппаратурой других методов составляет связку геохимического каротажа. Измерения, выполненные такой связкой, позволяют определять концентрации 12 элементов (алюминий, кальций, хлор, гадолиний, водород, железо, калий, кремний, сера, торий, титан, уран), что является альтернативой отбору керна.

Аппаратура PSGT для проведения дополнительных измерений, может комбинироваться с другими приборами с помощью цифровой телеметрии (DITS) компании “Halliburton”. Например, при отсутствии данных пористости в открытом стволе используется прибор 2НК, в коллекторах с радиоактивными отложениями - прибор компенсированного СГК (PSG). При проведении послекаротажного анализа используются только данные PSGT, однако привлечение дополнительных каротажных данных открытого или обсаженного ствола позволяют вычислять общую и эффективную пористость.

1.2.6. Спектрометрическая аппаратура с полупроводниковым детектором

В процессе поиска технологий для решения задач по оценке нефтенасыщенности на месторождениях со слабой или неизвестной минерализацией пластовых вод, одним из направлений создания аппаратуры ИНГКС, является разработка аппаратуры с высокоразрешающим полупроводниковым Ge(Li) детектором. В 1985 году фирма Shlumberger разработала аппаратуру углеродно-кислородного каротажа с импульсным генератором нейтронов (14 МэВ) и детектором гамма-излучения на основе германиевого криозонда, см. таблицу 2. Прибор PGT содержит криогенно охлаждённый Ge(Li) детектор размерами 2´2 дюйма (5.08´5.08 см) и скважинную микропроцессорную систему с двумя 4000-канальными оперативными запоминающими устройствами (ОЗУ) (8 бит на канал), регистрирующую спектры ГИНР и ГИРЗ. Импульсный нейтронный генератор работает с частотой 20 кГц. Временные соотношения аналогичны приборам ИНГКС со сцинтилляционным детектором. Аналогово-цифровой преобразователь имеет время преобразования 12 мкс, при этом максимальная скорость счёта составляет 70 кГц. Прибор PGT может работать либо в стационарном (время накопления 5 мин) или в непрерывном режиме, измеренные данные передаются на поверхность каждые две секунды. Эффективность регистрации германиевого детектора ниже, чем сцинтилляционного кристалла NaI(Tl), но он имеет более высокое разрешение. Несмотря на уширение энергетических линий по Доплеру до 90 кэВ, разрешение германиевого детектора выше чем у кристаллов NaI(Tl) приблизительно в 3 раза. Несмотря на некоторые преимущества полупроводниковых детекторов, они обладают и рядом технологических недостатков. Как известно, этот детектор работоспособен при температуре ниже -135 °С, т.е. при температуре жидкого азота. Детектор размещается в морозильной камере, в которой хладоагентом является фреон или твердый криоген. Перед проведением скважинных исследований криозонд предварительно охлаждается жидким азотом, при этом работоспособность прибора обеспечивается в течение 20 часов при температуре +30 ^о С, или 11 часов при +100 ^о С. По истечении этого времени прибор поднимается на поверхность для повторения процедуры охлаждения. Данная технологическая цепочка увеличивает время задалживания скважины и приводит к определённым организационным проблемам. Кроме того, построение аппаратуры с ППД значительно усложняет электронику скважинной аппаратуры: наличие большого “темнового” тока детектора требует применения хладоагента, небольшие выходные токи детектора - применения специальных схем усиления, многоканальность АЦП - увеличения объёма скважинного ОЗУ и, как следствие, времени передачи данных, что в конечном итоге сказывается на скорости каротажа. Вероятно, именно эти недостатки сдерживают широкое внедрение данного типа аппаратуры. На сегодняшний день ни одна из вышеназванных зарубежных фирм не предлагает геофизические услуги аппаратурой углеродно-кислородного каротажа с полупроводниковыми детекторами [4, 5].

Первые работы, посвященные спектрометрии гамма-излучения неупругого рассеяния нейтронов на ядрах кислорода и углерода, в России связаны с ВНИЯГГ (г. Москва). В работе [16] были представлены результаты первых российских скважинных испытаний методом спектрометрии гамма-квантов неупругого рассеяния, где были показаны возможности и недостатки данного метода по различению нефтеносных и водоносных пластов. В качестве первичного датчика разрабатываемой аппаратуры использовался полупроводниковый детектор или сцинтилляционный кристалл. По результатам выполненных работ специалисты ВНИИЯГГ первыми сформулировали технические требования на необходимый для проведения С/O-каротажа российский скважинный генератор нейтронов. Для разработки последнего был привлечён наиболее авторитетный, к тому времени, коллектив специалистов ВНИИА (г. Москва).

У российских геофизиков не было надёжной аппаратуры ИНГКС для выполнения производственных работ по оценке нефтенасыщенности на месторождениях с низкой минерализацией пластовых вод. В 1994г. под руководством д.т.н. Хаматдинова Р.Т. была создана инициативная группа специалистов для создания российской аппаратуры ИНГКС.

Как видно из приведённого обзора (таблица 2), аппаратура и методика углеродно-кислородного каротажа, начавшаяся в пятидесятые годы, продолжают развиваться и совершенствоваться. За годы развития усилиями западных геофизических фирм аппаратура ИНГКС прошла путь от аналоговой регистрации с записью данных в поточечном режиме до многофункциональной программно-управляемой аппаратуры с цифровой регистрацией данных на компьютер каротажной станции. В процессе разработки аппаратуры улучшались технические характеристики генераторов нейтронов, технологии измерения, уточнялись интерпретационные параметры. С целью повышения точности измерений совершенствовалась элементная база электронных трактов, велись работы по созданию и использованию новых более эффективных детекторов. Основные усилия были направлены на оптимизацию режимов измерения ГИНР и ГИРЗ, на определение ширины и положения регистрируемых энергетических окон основных породообразующих элементов: С, О, Са, Si. Значительным шагом в развитии технологии углеродно-кислородного каротажа стало применение скважинных ИИС на базе микропроцессорной техники и внедрение бортовых компьютеров каротажных станций. Данное усовершенствование повысило информативность метода и позволило оперативно управлять режимами измерения скважинного прибора непосредственно в процессе каротажа.

1.3. Современное состояние аппаратуры и методики ИНГКС

Анализируя основные задачи, решаемые аппаратурой ИНГКС, а так же основные принципы построения такого рода скважинных приборов, можно отметить следующее.

Спектрометрическая аппаратура зарубежных фирм оснащена генераторами нейтронов, работающими на частотах 10¸20 кГц.

Наиболее известная зарубежная аппаратура ИНГКС: GST, MSI C/O Log и PSGT реализованы однозондовыми приборами диаметром ~ 90 мм (таблица 2).

Измерение спектров во всех случаях происходит как в момент вспышки нейтронов, так и сразу после вспышки в окне для измерения фонового гамма-излучения. Для получения спектра ГИРЗ в приборе GST и PSGT существует дополнительное окно, расположенное после фонового [4, 5].

Согласно опубликованным данным, получение неупругого спектра по результату измерений происходит традиционным способом вычитания фонового спектра из суммарного. Далее применяются два варианта обработки.

1. Относительные определения искомых элементов (в первую очередь C, O, Ca, Si, Fe, Cl) получают путем подбора и сравнения моноэлементных спектров с измеренным спектром методом взвешенных наименьших квадратов (МВНК). Опорные спектры получают по данным лабораторных измерений от образцов простых литологий, используя аппаратуру с наиболее высоким энергетическим разрешением. Основная трудность в этом случае заключается в том, что в идеальном случае простые моноэлементные образцы должны обладать соответствующими свойствами нейтроно- и гамма-переноса. Например, для получения опорного спектра водорода – применяют ёмкость с водой. Но реальный пласт сильно отличается от такой емкости, как по плотности, так и по водородосодержанию. Для приближения к реальным условиям помещают обсадную колонну в водяной бак и, выделяя из зарегистрированного спектра вклад от водорода, получают опорный спектр железа. Аналогичным образом получают опорные спектры для других элементов. Данный тип обработки применяется для материалов, полученных, в частности, аппаратурой GST и PSGТ.

2. В основе обработки по второму варианту лежит схема количественной интерпретации спектральных отношений. Основная идея метода состоит в том, что потоки гамма-излучения неупругого рассеяния и радиационного захвата нейтронов подвержены мешающему влиянию состава окружающей породы (плотность, пористость, нейтронные поглотители и т.д.) и ближней зоны (раствор, каверна, материал корпуса прибора и т.д.). Влияние этих факторов в различных спектральных окнах примерно одинаково, особенно если окна расположены рядом, поэтому при измерении спектральных отношений роль всех этих мешающих факторов существенно подавляется. В идеальном случае, при использовании метода окон аппаратуру ИНГКС сначала испытывают в водоносной зоне для определения нулевой величины углерода, а затем в зоне, для которой известна величина нефтенасыщенности, с целью определения второй калибровочной точки.

Принципиальным отличием этих двух методов обработки является следующее. Возьмем для примера один из показателей нефтенасыщенности пласта - отношение содержания ядер углерода к кислороду. Терригенный разрез представлен двумя литотипами: песчаник и глина. При обработке по первому варианту в водонасыщенном песчанике отношение C/O будет равно нулю, при обработке по второму варианту будет получено отношение, отличное от нуля.

1.4. Геолого-технические условия измерений в скважине

В связи с низкой минерализацией пластовых вод Западно-Сибирской нефтегазовой провинции именно в этом регионе предполагается основное использование аппаратуры углеродно-кислородного каротажа. Бурение на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири было начато в 1960-х годах, за сорокалетний период освоения многие месторождения вступили в период поздней эксплуатации. Для решения геолого-промысловых задач в данном регионе необходимо определить геолого-технические условия, при которых будут выполняться исследования методом углеродно-кислородного каротажа.

Анализ состояния скважин на одном из крупнейших месторождений Западной Сибири – Самотлорском – показал, что на сегодняшний день ~ в 70 % эксплуатирующихся скважин установлена 168 мм стальная колонна с толщиной стенки 7¸9 мм, приблизительно в 25 % скважин – 146 мм, и приблизительно в 5 % – 139.7 мм. Проектная глубина бурения до 3000 м, что предполагает температуру на забое до 85 ^о С и давление до 40 МПа, то есть с учётом требований по безопасному ведению работ, диаметр скважинного прибора не должен превышать 110 мм.

Относительно невысокая глубинность исследования С/O-каротажа равная 20¸30 см [4], налагает определенные требования на условия измерений: отсутствие зон проникновения бурового фильтрата и промывочной жидкости в исследуемые пласты, отсутствие зон изменения насыщенности пласта вследствие заколонной циркуляции жидкости, постоянство состава жидкости в скважине в интервале исследования.

Погрешность определяемых по данным С/О-каротажа геофизических параметров существенным образом зависит от статистической точности измерений. На статистическую точность измерения спектров ГИНР и ГИРЗ оказывают влияние такие факторы, как диаметр скважины, минерализация пластовой и скважинной жидкостей, наличие и толщина обсадной колонны. Так, например, увеличение хлоросодержания скважинной жидкости увеличивает статистические флуктуации R_{C / O} (отношение углерода к кислороду в определённых окнах) за счет увеличения фона ГИРЗ. То есть, наиболее благоприятны для проведения С/O-каротажа скважины, заполненные пресной водой. Кроме того, наличие нефти в скважине, а тем более смеси нефти с водой, приводит к увеличению погрешности определения нефтенасыщенности породы по данным С/O-каротажа. Учесть этот фактор сложно, так как состав смеси должен быть известен, а уменьшить его влияние можно, например, окружив блок детектирования вытесняющей муфтой.

Таким образом, область применения аппаратуры ИНГКС диаметром 89÷110 мм ограничивается:

· обсаженными (качественно зацементированными) неработающими скважинами с расформированными зонами проникновения, заполненными (по степени ухудшения условий проведения исследований) пресной водой, минерализованной водой, нефтью, смесью вода-нефть;

· необсаженными скважинами, пробуренными в интервале исследования с применением нефильтрующейся промывочной жидкости.

· В этих условиях спектры ГИНР и ГИРЗ, регистрируемые аппаратурой ИНГКС при наличии соответствующего метрологического и интерпретационного обеспечений, могут послужить основой методики количественной оценки нефтенасыщенности пород [12].

· На основе проведённого анализа современного состояния аппаратуры ИНГКС и тенденций её развития можно сделать следующие выводы и определить общие требования, предъявляемые к аппаратуре ИНГКС:

· существующие в настоящий момент скважинные приборы ИНК интегральных типов по своим основным характеристикам не подходят для спектрометрии гамма-излучения неупругого рассеяния нейтронов;

· спектрометрическая аппаратура С/О-каротажа с использованием высокоразрешающих полупроводниковых детекторов имеет сложную, дорогостоящую электронику и нетехнологична для исследования скважин методом углеродно-кислородного каротажа в производственном режиме;

· разрабатываемая аппаратура спектрометрии ГИНР и ГИРЗ должна быть цифровой, программно-управляемой, что предполагает её использование в составе компьютеризированных каротажных станций, иметь «открытую» архитектуру построения;

· аппаратуру для спектрометрии ГИНР и ГИРЗ большого диаметра допустимо делать однозондовой, так как определяемые спектральные отношения компенсируют иска­жaющее влияние условий измерений.

В результате выполненного анализа состояния аппаратуры и методики ИНГКС определена актуальность создания российской аппаратуры углеродно-кислородного каротажа (см. введение), сформулированы цель и основные задачи исследований.

1.5. Постановка задачи. Обоснование основных требований

к аппаратуре ИНГКС и наземной системе регистрации

Используя известные свойства нейтронов (п.1.1) вызывать характеристическое гамма-излучение в результате неупругого рассеяния на ядрах углерода и кислорода разрабатываемая аппаратура, в первую очередь, должна обеспечивать регистрацию максимально возможного эффекта от данного вида взаимодействия. Вместе с тем, при создании ядерно-геофизической аппаратуры необходимо учитывать статистический характер распределения во времени регистрируемых излучений. Наличие противоречивых требований таких как, точность, быстродействие, большое количество регистрируемых параметров приводит к необходимости создания сложной, дорогостоящей аппаратуры. На основе применения новейших разработок в области атомной энергетики, электроники, микропроцессорной техники и широкого внедрения вычислительной техники в данной работе, предложен вариант, промышленного образца программно-управляемой аппаратуры ИНГКС для решения геолого-геофизических задач. Основной принцип построения разрабатываемой аппаратуры: максимально возможная простота, живучесть информационно-измерительной системы и передача как можно большего числа функций программному обеспечению. Понятие «живучесть» несколько более широкое, чем понятие «надёжность», оно связано с сохранением работоспособности системы не только в нормальных условиях эксплуатации, но и при внешних воздействиях. Живучесть ИИС обеспечивается введением резервирования, диагностирования и тестирования, правильным выбором архитектуры ИИС.

В результате проведённого анализа современного состояния аппаратуры ИНК и исходя из основного принципа построения аппаратуры сформулированы следующие основные требования, предъявляемые к спектрометрии гамма-излучения неупругого рассеяния и радиационного захвата нейтронов:

1. возможность разделения спектров неупругого рассеяния и радиационного захвата по времени;

2. с целью обеспечения статистики измерений спектров ГИНР и ГИРЗ должны использоваться высокочастотные импульсные (10¸20 кГц) генераторы нейтронов, имеющие стабильные временные характеристики при работе в скважинных условиях;

3. конструкция и элементы зондового устройства должны обеспечивать максимальную эффективность регистрации спектров ГИНР и ГИРЗ по основным измеряемым компонентам и иметь минимальную зависимость от внешних воздействий;

4. должна быть обеспечена достаточная и необходимая дискретность энергетической и временной шкал спектрометра;

5. аппаратура ИНГКС должна иметь надёжную систему стабилизации и идентификации шкалы спектрометра во всем диапазоне измерений;

6. скважинная аппаратура ИНГКС должна иметь возможность оперативной диагностики, контроля и управления режимом работы в реальном масштабе времени;

7. должна иметь помехоустойчивую систему приёма/передачи данных по каротажному кабелю и обеспечивать возможность регистрации данных в комплексе с другими методами;

8. наземная система должна обеспечивать накопление данных в функции глубины на энергонезависимый носитель, визуализировать регистрируемые данные в реальном масштабе времени и иметь программное обеспечение первичной обработки спектров для документации и дальнейшего анализа.