Совершенствование системы метрологического обеспечения измерений плотности горных пород гамма-гамма методом

• Автор: Миндияров, Сергей Борисович
• Шифр специальности: 25.00.10
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 173 с. : ил.

Оглавление.
Введение
1. Обзор метрологического обеспечения аппаратуры ГТК. Постановка задач исследования.
1.1 Обзор аппаратуры ГГК-П.
1.2 Обзор методик измерения плотности горных пород.
1.3 Обзор метрологического обеспечения аппаратуры ГГК-П.
1.4 Выводы по главе 1 и постановка задач исследования.
2. Метрологические исследования стандартных образцов объемной плотности горных пород, пересеченных скважиной, и имитаторов плотности.
2.1 Метрологические исследования стандартных образцов плотности горных пород.
2.2 Метрологические исследования имитаторов плотности горных пород
2.3 Выводы по главе 2.
3. Теоретические и экспериментальные исследования факторов, влияющих на показания плотностного ГГК.
3.1 Физические основы метода ГГК.
3.2 Факторы, влияющие на показания аппаратуры плотностного ГГК.
3.3 Теоретические и экспериментальные исследования факторов, влияющих на показания аппаратуры плотностного ГГК с недостаточной экранировкой.
3.3.1 Учет влияния диаметра скважины.
3.3.2 Учет влияния плотности промывочной жидкости.
3.3.3 Учет влияния глинистой корки
3.3.4 Учет влияния литологии пород.
3.4 Обоснование и разработка методики градуировки аппаратуры плотностного ГГК в стандартных образцах объемной плотности и поверки в имитаторах плотности.

3.5 Выводы по главе 3
4. Практическое применение методики градуировки приборов ГГК в стандартных образцах объемной плотности и поверки в имитаторах плотности.
Основные выводы.
5. Список использованных источников.
Приложения.
Приложение А - Протоколы градуировки аппаратуры плотностного гамма-гамма каротажа типа ГПС-2(МАРК-1) диаметром 73 мм.
Приложение Б - Методика калибровки аппаратуры плотностного гамма-гамма каротажа типа ГГК-2 (МАРК-1) диметром 73 мм.

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность темы. Нефть и газ - главные энергетические и сырьевые ресурсы России. Коэффициент пористости пласта — один из основных подсчетных параметров запасов нефти и газа. От погрешности измерений этого параметра зависят погрешности измерений запасов углеводородного сырья на нефтегазовых месторождениях в целом. Одним из методов скважинных измерений коэффициента общей пористости пластов является метод косвенных измерений, выполняемых аппаратурой плотностного гамма-гамма-каротаж (ГГК-П), на основе использования измеренного значения объёмной плотности и известных плотностей скелета породы и заполнителя порового пространства.
Для калибровки аппаратуры ГТК применяются имитаторы плотности в виде полупластов, изготовленные из материалов на основе химических элементов с малым атомным номером и с нулевым содержанием атомов водорода. Они были внесены в Государственный реестр средств измерений СССР как государственные стандартные образцы (СО) плотности для аппаратуры ГТК диаметром более 90 мм. Однако реальные условия измерений плотности горных пород аппаратурой ГТК в скважинах существенно отличаются от условий ее градуировки на полупластах из металлов, что вызывает грубые погрешности при измерениях объемной плотности горных пород приборами ГГК диаметром менее 90 мм, которые получили широкое применение при каротаже через бурильные трубы. Наблюдается также большой разброс показаний разных экземпляров такой аппаратуры ГТК в одних и тех же полупластах.
Исходные эталоны коэффициента пористости пластов, созданные в 1981 г. во ВНИИЯГГе, ВНИИнефтепромгеофизике и ВНИИГИСе для градуировки аппаратуры нейтронного каротажа (НК) в виде государственных стандартных образцов (ГСО) пористости карбонатных пород, пересеченных скважиной, не были предназначены для градуировки аппаратуры плотностного ГГК, так как в них имитаторы скважины были изготовлены из нержавеющей стали. В

Продолжение таблицы 2.2.
ГСО-ПГ-17,0%-2200-216 2200±10 20729 12866 4,2
ГСО-ПВ-16,6%-2376-216 2376±10 18369 9151 5,3
ГСО-ПВМ150-16,0%-2395-216 2395±10 17654 8595 5,4
ГСО-КВ-0,8%-2696-216 2696±10 14658 4790 8,0
Относительный выходной сигнал 0.д усл.ед.
Рис. 2.3. Градуировочная характеристика аппаратуры ГГК-2 (МАРК-1), полученная по результатам измерений в стандартных образцах плотности горных пород, пересеченных скважиной диаметром 216 мм (прибор №6).
Исследования, проведенные автором на стандартных образцах плотности горных пород, пересеченных скважинами разного диаметра, показали, что относительный выходной сигнал аппаратуры ГГК-2 (МАРК-1) диаметром 73 мм