WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


На правах рукописи

Черменский Владимир Германович

АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКОГО ИМПУЛЬСНОГО НЕЙТРОННОГО ГАММА КАРОТАЖА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Специальность 25.00.10 – «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Дубна – 2008

Работа выполнена в ООО «Нефтегазгеофизика» (г. Тверь)

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Блюменцев Аркадий Михайлович доктор технических наук, профессор Молчанов Анатолий Александрович доктор технических наук, профессор Неретин Владислав Дмитриевич

Ведущая организация: Пермский государственный университет (кафедра геофизики)

Защита состоится « 27 » июня 2008 г. в 14-00 в аудитории 1-300 на заседании диссертационного совета Д 800.017.01 при Международном Университете природы, общества и человека «Дубна» по адресу: 141980 Московская обл., г. Дубна, ул. Университетская, д.19.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГОУ МО «Международный Университет природы, общества и человека «Дубна» Автореферат разослан «____»___________2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат биологических наук Каманина И.З.



Актуальность темы Развитие топливно-энергетического комплекса России непосредственно связано с динамикой изменения запасов углеводородов. Разведанные извлекаемые запасы нефти оцениваются в 25,2 млрд.т. При этом большинство месторождений России, обеспечивающих основную часть добычи нефти, находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся обводненностью продукции на 80 % и более. В заводненных пластах со степенью выработанности более 50 % содержится 25 % извлекаемых и более 15 млрд.т. балансовых запасов нефти. Эти запасы обеспечивают почти 50 % текущей добычи, а увеличение конечного коэффициента извлечения нефти на один пункт обеспечит ее прирост ежегодно более чем 25 млн.т. [Концепция создания …, 2001, Шафраник, 2005]. В Западной Сибири начальные геологические запасы нефти по крупнейшим месторождениям: Самотлорское – 6,7 млрд.т., Приобское – 2,0 млрд.т., Федоровское – 1,8 млрд.т., Мамонтовское – 1,3 млрд.т., Лянторское – 2,0 млрд.т. Данные месторождения находятся в эксплуатации более 3040 лет. За это время из них добыты миллиарды тонн нефти. В то же время, ввиду несовершенства ранее применяемых технологий нефтедобычи, отсутствия необходимого объема геофизической и геолого-промысловой информации из-за ограниченного применяемого комплекса геофизического исследования скважин (ГИС) при бурении и контроле за разработкой, в недрах осталось значительное количество нефти. Одной из главных особенностей разработки этих нефтяных месторождений является то, что в последние десятилетия основным методом воздействия на пласт было искусственное заводнение. В результате, к настоящему времени, проблема рациональной доразработки заводненных месторождений превратилась в одну из наиболее актуальных и значимых. Пропущенные нефтенасыщенные интервалы и целики нефти, не охваченные разработкой, на сегодняшний день представляют серьезный резерв переоценки запасов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.

Оценка текущей насыщенности пласта в условиях низкой и переменной минерализации пластовых и нагнетаемых вод, что является типичной картиной для нефтяных месторождений в Западной Сибири, по данным электрических методов ГИС является трудной задачей при исследовании открытого ствола пробуренных скважин. Это объясняется низким содержанием в воде солей, необходимых для определения коэффициентов нефтенасыщенности (Кн) по удельному электрическому сопротивлению. Низкая минерализация пластовых вод является ограничением и для эффективного применения интегральных методов импульсного нейтронного каротажа. Задача значительно осложняется при определении текущей нефтенасыщенности в процессе разработки в скважинах, обсаженных стальной колонной. Мировой опыт проведения геофизических исследований по определению текущей нефтенасыщенности показал, что в настоящее время наиболее эффективным является метод спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа, получивший широкое распространение как метод углеродно-кислородного (С/О) каротажа. Метод позволяет решать поставленную задачу независимо от минерализации пластовых и нагнетаемых вод путем измерения непосредственно в околоскважинном пространстве содержаний углерода и кислорода, а также целый ряд других элементов, таких, как кальций, кремний, хлор и др.

Краткая история метода Метод углеродно-кислородного каротажа начал разрабатываться в 5070-х годах прошлого века. Именно тогда (1956 г.) Колдуэлл (Caldwell) предложил судить о нефтенасыщенности коллекторов по величине отношения интенсивности гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР) в энергетическом окне углерода к интенсивности ГИНР в энергетическом окне кислорода, что, собственно, и дало название метода. В 80-х годах этот метод встал на вооружение геофизиков ведущих мировых компаний – Shlumberger, Halliburton, ComputaLog, Western Atlas.

В СССР в конце 1956 г. в лаборатории ИН АН СССР, руководимой Алексеевым Ф.А., Поповым Н.В., Ерозолимским Б.Г. начали изучать пути создания соответствующей аппаратуры и методики. К середине 60-х годов ими были разработаны основы метода, использующего не только энергетическую, но и временную селекцию гамма-излучения. Первые открытые публикации, посвященные возможности определения нефтенасыщенности путем регистрации спектров ГИНР, датируются 1971 г., когда были проведены скважинные исследования с ампульным источником нейтронов в точечном варианте каротажа (Кадисов Е.М.). При проведении этих работ использовался ампульный нейтронный источник, поэтому доля спектров ГИНР в регистрируемом спектре гамма-излучения была достаточно низка. Отсутствие импульсного режима излучения не позволили разделить информативное ГИНР от фонового гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ). В 1972 г. появляется работа (Бланков Е.Б.), в которой приводится описание комплекса, позволяющего проводить регистрацию ГИНР от импульсного нейтронного генератора, и приводятся сведения о начале работ по созданию макета аппаратуры. Имеющаяся тогда элементная база, низкая эффективность регистрации используемых детекторов, низкая частота срабатывания нейтронных генераторов и т.д. не позволили выйти этим исследованиям до середины 90-х годов за рамки научно-исследовательских лабораторий. Практическое применение спектров ГИНР для оценки нефтенасыщенности пластов стало возможным с появлением высокочастотных импульсных нейтронных генераторов, позволяющих проводить эффективную временную селекцию гаммаизлучения, индуцированного быстрыми нейтронами. В конце 80-х было составлено первое техническое задание (Миллер В.В.) на разработку таких генераторов. Их первые образцы были разработаны и изготовлены во ВНИИА (Бармаков Ю.Н., Боголюбов Е.П., Хасаев Т.О.). Параллельно шло развитие теоретической базы метода (Лухминский Б.Е., Поляченко А.Л. и др.).

Тем не менее, к началу описываемых исследований, инициированных автором, в России не существовало аппаратурно-методического комплекса импульсного спектрометрического нейтронного гамма каротажа, позволяющего проводить оценку текущей нефтенасыщенности в обсаженных скважинах. Первый экспериментальный комплекс был разработан и испытан автором совместно с Бортасевичем В.С. в 1996 г.

Цель работы Создание отечественной аппаратуры и методики определения текущей нефтенасыщенности коллекторов в разрезах нефтегазовых скважин по данным углеродно-кислородной модификации спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа, по своим характеристикам оптимально адаптированных к технологическим и геологическим условиям российских нефтяных месторождений.

Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие основные задачи:

- сформулировать принципы построения аппаратуры углеродно-кислородного каротажа для исследования нефтегазовых скважин и основные требования к методике измерений, учитывающие геолого-технические условия эксплуатации российских нефтяных месторождений;

- разработать аппаратурно-измерительный комплекс углеродно-кислородного каротажа, обеспечивающий в процессе проведения скважинных исследований тестирование, контроль и настройку параметров генерирующего и регистрирующего тракта;

- исследовать влияние технических, технологических и методических факторов на эксплуатационные и метрологические характеристики аппаратурно-измерительного комплекса углеродно-кислородного каротажа при решении задачи оценки текущей нефтенасыщенности;

- разработать методику интерпретации данных углеродно-кислородного каротажа для решения задачи оценки текущей нефтенасыщенности, включающую обработку результатов измерений и контроль алгоритмов обработки;

- обосновать необходимый дополнительный комплекс методов ГИС, обеспечивающий наиболее эффективное решение задачи определения Кн по данным углеродно-кислородного каротажа;

- разработать технологию определения текущей нефтенасыщенности коллекторов в нефтяных скважинах, включающую этапы настройки и калибровки аппаратуры, регистрацию данных (каротаж) и контроль измерительного тракта скважинной аппаратуры на всех технологических этапах решения задачи;

- провести опробование и внедрение аппаратуры и методики определения текущей нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа в масштабах промышленного применения;

- оценить достоверность получаемых результатов и эффективность практического использования разработанной аппаратуры и методики углеродно-кислородного каротажа при количественном определении нефтенасыщенности на конкретных нефтяных месторождениях.

Научная новизна Существенно новыми результатами, полученными автором, являются:

Впервые в практике отечественного геофизического приборостроения научно-обоснована, разработана, изготовлена и внедрена в производственные организации аппаратура спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа, предназначенная для определения текущей нефтенасыщенности эксплуатируемых залежей по величине измеренного отношения интенсивности гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР) углерода к интенсивности ГИНР кислорода (в дальнейшем аппаратура углеродно-кислородного каротажа), включающая тестирование, контроль и настройку параметров генерирующего и регистрирующего трактов, и обеспечивающая в процессе скважинных исследований измерение основных регистрируемых параметров с точностью, не уступающей уровню лучших зарубежных аналогов (патент РФ № 2262124).

Предложен способ регистрации энергетических спектров индуцированного нейтронами генератора гамма-излучения с дискретностью по времени, позволяющей при последующем интегрировании задавать значения положения временных границ интегрируемых интервалов с требуемой применяемой методикой точностью. Благодаря этому, в отличие от известных зарубежных аналогов (Shlumberger, Halliburton), получаемый массив данных позволяет применять различные варианты обработки ранее зарегистрированных скважинных данных.

Научно обоснована, разработана, изготовлена и используется в скважинных приборах, эксплуатируемых в производственных организациях, система стабилизации энергетической шкалы регистрируемых спектров, основанная на сравнении зарегистрированных спектров с эталонным (патент РФ № 2191413).

Научно обоснована, разработана, изготовлена и используется в скважинных приборах система оцифровки энергетических спектров, основанная на связи энергии регистрируемых гамма-квантов с мгновенным значением импульса на выходе ФЭУ в фиксированный момент времени от начала нарастания его переднего фронта.

Предложен и реализован на практике способ увеличения времени работы аппаратуры в условиях высоких пластовых температур путем принудительного охлаждения термопоглотителей скважинного прибора перед началом проведения скважинных исследований.

Разработана, научно обоснована и внедрена в практику отечественного каротажа методика интерпретации данных углеродно-кислородного метода для оценки текущей нефтенасыщенности коллекторов, обеспечивающая необходимую для практики точность и достоверность оценки текущей нефтенасыщенности.

На основе проведенного компьютерного моделирования методом Монте-Карло изучено влияние технических, технологических и методических факторов на эксплуатационные и метрологические характеристики аппаратурноизмерительного комплекса углеродно-кислородного каротажа, позволившее оптимизировать конструкцию и режим работы скважинной аппаратуры и научно обосновать комплекс необходимой дополнительной информации (получаемой по керну и/или по комплексу ГИС), привлекаемый для проведения количественной интерпретации полученных скважинных материалов.

Защищаемые положения Результаты теоретических и экспериментальных исследований, положенные в основу аппаратуры для определения нефтенасыщенности коллекторов методом импульсного спектрометрического нейтронного гамма каротажа и технология проведения скважинных исследований, включающая этапы настройки и калибровки аппаратуры, регистрации данных (каротаж) и контроля измерительного тракта скважинной аппаратуры.

Методика интерпретации данных спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа с использованием рационального комплекса дополнительных методов ГИС, обеспечивающая количественное определение текущей нефтенасыщенности коллекторов в терригенных отложениях и оценку точности и достоверности получаемых результатов.

Результаты практического применения аппаратурно-методического комплекса определения текущей нефтенасыщенности коллекторов методом спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа в более чем 3000 скважинах на нефтяных месторождениях России, Казахстана и Туркменистана, позволившие вовлечь в промышленную разработку ряд новых объектов, провести более достоверную переоценку нефтенасыщенности уже известных объектов, открыть новые нефтяные залежи.

Апробация работы и использование ее результатов осуществлялись в процессе создания методики при исследовании нефтяных скважин в Западной Сибири, Коми, Урала и других регионов России. Основные положения и результаты исследований диссертационной работы опубликованы в научных изданиях, выпускаемых центральными и ведомственными издательствами (опубликовано, в том числе с соавторами, 68 печатных работ, из них 43 по ВАКовскому списку, в т.ч. 11 авторских свидетельств СССР и патентов Российской Федерации), доложены на международных конференциях и симпозиумах: Международной Геофизической Конференции сессия “Новые технологии ГИС” г. Москва, 1518 сентября 1997 г.; Международной Конференции и Выставке по геофизическим исследованиям скважин сессия "Новые достижения в физических основах методов ГИС" г. Москва, 8сентября 1998 г.; Второй Китайско-Русский Симпозиум по проблемам промысловой геофизики, 210 ноября 2002 г., Шанхай; Научно-техническом семинаре по ядерной геофизике “Перспективы развития теоретического, программно-методического, аппаратурного и метрологического обеспечения ядерно-геофизических методов при решении геолого-промысловых задач на месторождениях нефти и газа”, 24 октября 7 ноября 2003 г., Мальта, г.

Буджиба; доложены на Всероссийских научно-практических семинарах и конференциях; г. Москва 1999 г., г. Бугульма 2001, г. Тверь 2002 г., г. Бугульма 2003 г., г. Санкт-Петербург 2004 г.

Результаты исследований использованы в “Инструкции по проведению импульсного спектрометрического нейтронного гамма каротажа аппаратурой серии АИМС и обработке результатов измерений при оценке текущей нефтенасыщенности пород”, Тверь, 2004; в “Технической инструкции по проведению геофизических исследований на кабеле в нефтяных и газовых скважинах”, Москва, 2001 г.

Практическая ценность Результаты исследований по теме диссертации в виде аппаратуры и методики углеродно-кислородного каротажа позволили в промышленных масштабах проводить оценку нефтенасыщенности в нефтяных скважинах, обсаженных стальной колонной.

За период 19962006 г. проведены скважинные исследования более чем в 3000 скважинах Западной Сибири, Урала, Коми, Казахстана, Туркменистана.

Изготовлено при непосредственном участии автора и:

- внедрено в геофизические предприятия России 20 аппаратурнометодических комплексов;

- внедрено 3 комплекта программно-методического обеспечения для работы в составе скважинной аппаратуры других производителей.

По результатам промышленного внедрения разработанной автором аппаратуры и методики на нефтяных месторождениях ТНК-BP в Западной Сибири в 20002001 г. получены следующие практические результаты [К проблеме…, 2001]:

- по результатам углеродно-кислородного каротажа выделено более продуктивных пластов, содержащих залежи нефти и газа;

- впервые на Самотлорском месторождении выделен новый нефтегазоносный комплекс, предварительная оценка запасов нефти в котором составляет около 50 млн. т;

- расширен контур нефтегазоносности Ачимовской пачки на Белозёрном поднятии;

- на Красноленинском месторождении в пределах Таллинского поднятия выявлена новая залежь в пласте ВК1-3 (запасы по сумме категорий С1 + С2 около 6 млн.т).

Внедрение разработанной автором аппаратуры и методики углероднокислородного каротажа в практику геофизических исследований стимулировало развитие данного направления в различных научно-исследовательских и приборостроительных геофизических организациях России.

Личный вклад автора состоит в постановке задач исследований, непосредственной разработке, испытаниях аппаратуры и методики. Разработка и развитие аппаратурно-методического комплекса осуществлялись под общим руководством автора и при его непосредственном участии на всех этапах, включая обоснование схемотехнических и методических решений, планирование и проведение экспериментов, написание статей, в том числе:

- разработка способа регистрации гамма-излучения, индуцированного быстрыми нейтронами генератора, позволяющего проведение последующей временной селекции зарегистрированных спектров, функционального построения скважинной аппаратуры углеродно-кислородного каротажа, разработка схемотехнических решений и электронных схем блока аналого-цифрового преобразователя, блока сбора и накопления информации, блока телеметрии скважинного прибора (совместно с Бортасевичем В.С., Хаматдиновым Р.Т., Велижаниным В.А.);

- разработка способа стабилизации энергетической шкалы спектрометра, заключающегося в приведении в соответствие зарегистрированного спектра скважинным прибором в скважине с опорным спектром по наиболее характерной области спектра (совместно с Велижаниным В.А., Саранцевым С.Н., Хаматдиновым Р.Т.);

- разработка функционального построения, схемотехнического решения и электронных схем адаптера сопряжения скважинного прибора с бортовым компьютером;

- разработка конструкции скважинного прибора, выбор конструкционных материалов;

- разработка алгоритмов и создание программного обеспечения функционирования электронных блоков скважинного прибора (совместно с Бортасевичем В.С.);

- разработка алгоритмов и создание программного обеспечения функционирования адаптера сопряжения скважинного прибора с бортовым компьютером (совместно с Велижаниным В.А.);

- разработка алгоритмов настройки и калибровки аппаратуры, регистрации данных каротажа, контроля функционирования измерительного тракта скважинного прибора (совместно с Велижаниным В.А.);

- обоснование методики скважинных исследований и учета влияния комплекса технических, технологических и методических факторов на эксплуатационные и метрологические характеристики аппаратурно-измерительного комплекса углеродно-кислородного каротажа при решении задачи оценки текущей нефтенасыщенности (совместно с Велижаниным В.А., Лободой Н.Г.);

- разработка методики интерпретации данных углеродно-кислородного каротажа, обобщение полученных результатов (совместно с Велижаниным В.А., Меженской Т.Е., Еникеевой Ф.Х.);

- разработка технологии проведения исследований методом углеродно-кислородного каротажа при оценке текущей нефтенасыщенности (совместно с Велижаниным В.А.);

- научное сопровождение работ по опробованию и внедрению разработанной технологии углеродно-кислородного каротажа определения текущей нефтенасыщенности на геофизических предприятиях.

Часть результатов, полученных совместно с автором и под его руководством, была использована в кандидатских диссертациях В.С. Бортасевича и В.Р. Хаматдинова.

За “Обеспечение прироста запасов и повышения извлекаемости углеводородов на длительно разрабатываемых нефтегазовых месторождениях с использованием углерод/кислородного каротажа” автор 15.11.2002 г. удостоен премии имени академика И.М. Губкина Центрального Управления Научно-Технического Общества Нефтяников и Газовиков.

Неоценимую помощь при создании и внедрении технологии углеродно-кислородного каротажа автору оказали коллеги Хаматдинов Р.Т., Велижанин В.А., Бортасевич В.С., Теленков В.М., Меженская Т.Е., Саранцев С.Н., сотрудники ВНИИАвтоматика Боголюбов Е.П., Хасаев Т.О., сотрудники “Октургеофизика” Бубеев А.В., Алатырев А.И., сотрудники треста “Сургутнефтегеофизика” Коновалов В.А., Глебочева Н.К., Тихонов А.Г., Пахалуев А.Л., сотрудники ОАО “Нижневартовскнефтегеофизика” Коротков К.В., Первушин В.В., директор “ГеотехноКИН” Хисметов Т.В. и многие другие.

Всем названным ученым и производственникам автор выражает глубокую признательность.

Автор искренне благодарен Кучурину Е.С., определившему направление работ автора и заразившего его своим энтузиазмом.

Содержание работы Работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложена на 1листах и содержит 29 таблиц, 57 рисунков, 206 используемых литературных источников, 16 приложений.

В первой главе диссертации автором рассмотрено состояние аппаратурно-методического комплекса (АМК) определения текущей нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа на начальной стадии исследований по теме диссертации.

Основа метода заключается в следующем. Горные породы, пересекаемые скважиной, облучаются потоком быстрых нейтронов (14 МэВ), источником которых служит высокочастотный импульсный нейтронный генератор.

В результате различных взаимодействий нейтронов с ядрами среды, окружающей скважинный прибор, образуется вторичное гамма-излучение. Для его регистрации в аппаратуре импульсного нейтронного гамма каротажа спектрометрического (ИНГК-С) обычно применяются сцинтилляционные детекторы, обладающие, наряду с высокой эффективностью регистрации жесткого гамма-излучения, относительно высоким энергетическим разрешением, например, детекторы NaI(Tl), CsI(Na), BGO, GSO. Гамма-излучение, регистрируемое в пределах импульса генерации нейтронов, состоит из гаммаизлучения неупругого рассеяния нейтронов (ГИНР), гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ) и фонового гамма-излучения (ГИНА), связанного с естественной радиоактивностью горных пород, активацией пород и конструкционных материалов. Все энергетические спектры определяются индивидуальными характеристиками вещества, подвергаемого нейтронному облучению. В таблице 1 приведены основные линии ГИНР и ГИРЗ основных элементов, входящих в состав исследуемой породы, скважины, скважинного прибора. Приведен вклад этих элементов в общий спектр в диапазоне энергий 1,58 МэВ. В числителе – вклад элемента при 100 % заполнении пор водой, в знаменателе – при 100 % заполнении пор нефтью. Скважина диаметром 196 мм обсажена стальной колонной диаметром 146 мм и зацементирована цементом плотностью 1,8 г/см3, скелет горной породы состоит на 95 % из песчаника и 5 % из каолинита, общая пористость – 20 %. Видно, что более 50 % вклада в регистрируемые спектры вносят элементы исследуемой породы. Углерод, представляющий основной объект изучения, представлен в виде одной линии в спектре ГИНР.

В “типичном” разрезе нефтегазовой скважины время замедления быстрых нейтронов изменяется от первых мкс до 2030 мкс и время жизни тепловых нейтронов колеблется от 100 до 500 мкс. Процессы неупругого рассеяния нейтронов на ядрах среды, окружающей скважинный прибор, происходят при первых актах соударения. Поэтому спектры ГИНР регистрируются непосредственно в процессе излучения быстрых нейтронов. В большинстве моделей современной аппаратуры ИНГК-С, предназначенной для определения нефтенасыщенности, изучаемую породу облучают импульсами нейтронов длительностью 1020 мкс, следующими через 50100 мкс. Вследствие многократного повторения импульсов излучения одновременно с регистрацией спектров ГИНР регистрируются и фоновые спектры ГИРЗ от текущего и предыдущих импульсов генератора плюс спектры ГИНА. Через несколько мкс после окончания нейтронного импульса ГИНР практически исчезает, и скважинный прибор регистрирует ГИРЗ и ГИНА. Методы временной селекции позволяют из спектров гамма-излучения, зарегистрированного во время нейтронного импульса, путем вычитания фоновых спектров, регистрируемых после окончания нейтронного импульса, получить спектр ГИНР. Глубинность проводимых исследований относительно невысока – по оценкам [Oliver et al, 1981], 90 % ГИНР собирается с зоны, расположенной на расстоянии до 2025 см от оси скважинного прибора. Анализ спектров ГИНР позволяет оценивать массовые содержания углерода и кислорода.





Таблица 1 - основные линии ГИНР и ГИРЗ элементов, входящих в состав исследуемой породы, скважины, скважинного прибора, и их вклад в общий спектр Элемент Основные линии Вклад в спектр Основные линии Вклад в (МэВ) (1.58 МэВ) (МэВ) спектр (1.58 МэВ) ГИНР ГИРЗ Н 2,23 12,0/12,О 6,13; 7,1 23,0/21,C 4,43 0,0/2,Si 1,78 18,0/18,0 3,54; 4,93 36,4/36,Al 1,02; 3,80; 4,41 менее 1/менее 1 1,78 1,1/1,H 2,23 7,8/7,O 6,13; 7,1 4,8/4,Si 1,78 менее 1/менее 1 3,54; 4,93 менее 1/менее Ca 3,74; 3,90; 4,49 1,7/1,7 1,94; 4,42; 5,90; 6,42 4,7/4,Fe 0,84; 1,25 и более 8,0/8,0 5,92; 6,02; 7,28; 7,63; 34,5/33,7,Al 1,02; 3,80; 4,41 1,O 6,13; 7,1 4,3/4,3 2,6/2,C 4,43 менее 1/менее Si 1,78 менее 1/менее 1 3,54; 4,Ca 3,74; 3,90; 4,49 менее 1/менее 1 1,94; 4,42; 5,90; 6,Fe 0,84; 1,25 и более 8,7/8,7 5,92; 6,02; 7,28; 7,63;

7,Al 1,02; 3,80; 4,41 менее 1/менее 1 1,B 2,15; 4,45; 5,02 менее 1/менее 1 0,Ni 1,45; 2,46; 2,90 3,6/3,6 0,478; 8,53; 8,Cr 0,56; 1,54; 2,23 2,8/2,8 0,Zr 1,20; 1,46; 2,18 12,0/12,0 0,93; 1,21;,47; 2,Bi 0,89; 1,60; 2,43 7,2/7,2 0,16; 0,На практике определение текущей нефтенасыщенности осуществляется несколькими путями, различающимися принципиально:

- по методикам, основанным на анализе отношений скоростей счета в энергетических окнах углерода и кислорода в спектре ГИНР;

- по методикам, основанным на разложении спектров ГИНР на элементные спектры.

Соответствующим образом различаются и технологии, базирующиеся на вышеназванных методиках.

Все схемы по первой технологии базируются на том факте, что в спектрах ГИНР при использовании сцинтилляционных детекторов с энергетическим разрешением по линии Cs137 не хуже 1112 % в водонасыщенном песчанике отчетливо видны линии полного поглощения ГИНР кислорода, а в нефтенасыщенном песчанике - аналогичные линии углерода. Измеряя скорость счета в энергетических окнах углерода и кислорода получают соответствующие параметры, например, их отношение (CORГИНР), являющееся функцией ряда величин – в том числе и содержания углерода. В предположеСкважина Порода Прибор нии неизменности ряда факторов, таких, как пористость, глинистость, минеральный состав скелета коллектора, приращение кривой CORГИНР будет свидетельствовать об изменении нефтенасыщенности. Нормирование на так называемые литологические параметры позволяет вычислять нефтенасыщенность при определенных изменениях свойств коллектора. В качестве литологических параметров обычно выступают отношения CaSiГИНР и CaSiГИРЗ, соответственно, отношения скоростей счета в энергетических окнах кальция и кремния в спектрах ГИНР и ГИРЗ. Однако необходимо отметить следующее.

При отсутствии в спектре излучения какого-либо элемента, например, углерода, в его энергетическое окно попадают рассеянные гамма-кванты от более жесткого излучения других элементов, например, кислорода. Таким образом, отношение, в данном случае CORГИНР, не будет равно нулю при нулевых содержаниях углерода. На практике применение данной методики сводится к совмещению кривых CORГИНР с какой-либо литологической кривой (CaSiГИНР или CaSiГИРЗ) на опорном водоносном пласте. Приращения кривой CORГИНР относительно литологической кривой интерпретируются как увеличение нефтенасыщенности. Методика достаточно уверенно работает в условиях выдержанной литологии и сохранности условий измерений пластов опорного и исследуемого. Однако отсутствие на начало постановки работы методической базы для учета всей совокупности дестабилизирующих факторов приводит к существенным неконтролируемым ошибкам при проведении исследований коллекторов, отличающихся по литологии от опорных пластов.

Вторая технология базируется на решении уравнения:

A С = J + Е, где A - матрица коэффициентов, получаемая при калибровке (градуировке), J =(J1, J2,…Jn) - вектор-столбец скоростей счета в каналах гамма-спектра в интервалах энергий (E1,1, E2,1), …, (E1,n, E2,n):

Е2,к Jк = ГИНР S (Е)dЕ, Е1,к где k=[1, n], С =(C, O, Si, Ca, …) – вектор-столбец содержаний углерода, кислорода, кремния, кальция и т.д., n - количество каналов спектра разложе ния, E - вектор-столбец случайных ошибок. В качестве элементов вектора С могут фигурировать объемные содержания нефти, воды, песчаника, глины и т.д.:

С =(Vнефть, Vвода, Vпесч, Vглина,…).

Для использования данной методики на специальных моделях и методами математического моделирования в едином энергетическом масштабе получают стандартные спектры гамма-излучения для H, C, O, Si, Ca, S, Cl, Fe. Зарегистрированный спектр разлагается на стандартные спектры от каждого элемента, при этом получают “выходы элементов” – величины, пропорциональные вкладу стандартного спектра конкретного элемента в зарегистрированный спектр. По “выходу элемента” через коэффициент, учитывающий сечение взаимодействия нейтронов с данным элементом при существующих геолого-технических условиях, определяют концентрацию элемента.

Основная проблема применения такой методики – связать “выход элемента” с его концентрацией. Проведение измерения на низкой скорости и/или в точечном режиме позволяет уменьшить статистическую погрешность определения “выхода элемента” до незначимого уровня. Однако незнание даже некоторых дестабилизирующих факторов из их широкого многообразия не позволяет точно рассчитать масштабный множитель для перевода “выхода элемента” в его концентрацию. Например, по данным, приведенным в таблице, смена нефтенасыщенности в пласте с воды на нефть уменьшает вклад железа в спектр ГИРЗ на 0,9 %, притом, что ни геометрия измерений, ни содержание железа в окружающей среде не изменились. На практике это приводит к грубым ошибкам определения текущей нефтенасыщенности. Например, по данным (Поздеев, 2004) следует, что достоверность результатов, полученных фирмой Shlumberger, на скважинах ОАО “Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз” достаточно низкая - из исследованных скважин аппаратурой RST в 19992000 гг. с применением методики разложения спектров “недостоверные или сомнительные результаты получены в 12 скважинах из 16”.

Основные недостатки применяемых методик:

- отсутствие палеточного обеспечения, позволяющего учесть различие геолого-технических условий измерений в исследуемом и опорном пластах и оценить влияние дестабилизирующих факторов для первой методики;

- необходимость строгого учета в виде поправок большого числа дестабилизирующих факторов для второй методики (диаметр скважины, плотность цемента, минерализация пластовой жидкости и жидкости в стволе скважины и т.д.).

Для российских условий, характерной особенностью которых является ограниченный комплекс ГИС, наиболее эффективна более “гибкая” методика, сочетающая в себе оба подхода и позволяющая учесть (или оценить) влияние различных факторов на точность определения нефтенасыщенности.

Для реализации данной методики необходима разработка аппаратуры, позволяющей проводить регистрацию гамма-излучения, индуцированного нейтронами генератора, с минимальными информационными потерями.

Такие принципы построения аппаратуры и методики обеспечивают уникальную возможность переинтерпретации ранее записанных амплитудновременных спектров в случае, если появилась дополнительная информация.

На начальном этапе исследований автора отечественной аппаратуры и методики, реализующих углеродно-кислородный каротаж, не существовало.

Из аппаратуры зарубежных фирм следует отметить: GST, RST-A, RST-B (Shlumberger), PSGT (Halliburton), MSI C/O, RPM (Western Atlas), PND-S, PND-IS (ComputaLog). Скважинная аппаратура, предназначенная для работы в колонне, не оборудованной насосно-компрессорными трубами, изготавливается диаметром около 90 мм (GST, PSGT, MSI C/O), для уменьшения влияния скважинной жидкости приборы оснащаются вытеснителем, не содержащим в своем составе углеводородов. Для скважинных приборов диаметром 90 мм характерна четкая направленность – определение нефтенасыщенности по спектрам ГИНР. Ввиду этого они выполнены однозондовыми и их рабочий цикл оптимизирован для выделения спектров ГИНР – высокая частота работы нейтронного генератора (1020 кГц) и скважность нейтронного импульса порядка 510. Скважинные приборы, предназначенные для работы в действующих скважинах, имеют меньший диаметр, обеспечивающий их доставку в интервал исследований через колонну насосно-компрессорных труб.

Скважинная жидкость, окружающая прибор в процессе каротажа, вносит в этом случае существенную погрешность в результаты измерений. Как один из способов снижения влияния скважины в конструкцию прибора введен второй зонд, оптимизированный на измерение спектров от ближней зоны.

Одновременно двухзондовый прибор позволяет реализовать импульсный нейтронный каротаж по времени жизни нейтронов. Соответственно, временной режим работы таких приборов предусматривает генерацию нейтронов на частоте, позволяющей проводить измерения времени жизни нейтронов на временах 5002000 мкс после нейтронного импульса.

Проведенный автором анализ технических характеристик зарубежных моделей аппаратуры применительно к российским условиям проведения С/О-каротажа показал, что оптимальным является скважинный прибор, работающий в одной моде с частотой генерации нейтронных импульсов 10кГц, оснащенный сцинтилляционным детектором.

Однако целый ряд вопросов потребовал дополнительных исследований:

- выбор диаметра скважинного прибора;

- выбор и обоснование принципов функционального построения аппаратуры, позволяющих применение многовариантной обработки полученных данных;

- изучение временной нестабильности нейтронного генератора и ее влияние на точность оценки определения нефтенасыщенности;

- обоснование типа и размера сцинтилляционного детектора;

- изучение влияния температуры на блок детектирования;

- собственно разработка схемотехнических решений скважинного прибора;

- разработка методики стабилизации энергетической шкалы.

При обосновании диаметра разрабатываемого скважинного прибора автор руководствовался следующим. Практика эксплуатации скважинной аппаратуры ИНГК-С диаметром 42 мм зарубежных фирм показывает, что уменьшение диаметра скважинного прибора существенно расширяет область его применения, позволяя работать в действующих скважинах, оснащенных насосно-компрессорными трубами. Наиболее распространенные генераторы, применяемые в зарубежных приборах, это генератор A-320 фирмы MF Physics Corporation, генератор фирмы Halliburton, генератор фирмы Sondex на основе трубки SODILOG. Основные технические характеристики генераторов: нейтронный поток – 71071108 н/сек, частота генерации - 1020 кГц, длительность импульса нейтронов 1020 мкс, температурный диапазон 0150 С. Гарантированный ресурс работы двух первых из указанных генераторов составляет 100 часов и 200 часов соответственно. Для модели генератора фирмы Sondex данные не опубликованы. Стоимость этих генераторов в России около 80000, 90000, 120000 $ соответственно. Аналогичные нейтронные генераторы в России не производятся до настоящего времени, не считая единичных экспериментальных образцов. По статистике, средний интервал исследований методами импульсного нейтронного каротажа в скважинах Западной Сибири с учетом необходимой записи опорного пласта составляет 100200 м. Ввиду крайне низкой скорости проведения скважинных исследований (715 м/час) ресурс генераторов такого типа при решении задач определения нефтенасыщенности в терригенных коллекторах позволяет провести исследования не более 78 скважин. Под руководством автора и его непосредственном участии был разработан и изготовлен макет скважинного прибора ИНГК-С диаметром 42 мм с экспериментальным нейтронным генератором ИНГ-08 производства ВНИИА (г. Москва), проведены модельные работы. Анализ результатов модельных измерений подтвердил необходимость проведения скважинных исследований на такой низкой скорости для получения статистически значимых данных. Относительная сложность аппаратуры диаметром 42 мм – наличие двух зондов и проблема изоляции высоких напряжений (около 100 кВ) в нейтронном генераторе выливается в увеличение ее себестоимости. Таким образом, применение данной аппаратуры характеризуется, с одной стороны, низкой скоростью каротажа, ограниченным ресурсом работы нейтронного генератора, относительно более высокой себестоимостью аппаратуры. С другой стороны, стоимость проведения скважинных исследований по определению нефтенасыщенности методом углероднокислородного каротажа в работающих скважинах аппаратурой диаметром мм близка к стоимости аналогичных исследований в колонне остановленной скважины. Таким образом, аппаратура ИНГК-С диаметром 42 мм экономически не оправдана при проведении массовых исследований методом углеродно-кислородного каротажа. Промежуточный диаметр скважинной аппаратуры диаметром 6070 мм также не является сегодня перспективным. Приборы этого диаметра обладают всеми вышеперечисленными недостатками скважинных приборов ИНГК-С диаметром 42 мм, так как оснащены такими же импульсными нейтронными генераторами. Однако, так как их диаметр увеличен, эти приборы не могут быть доставлены в интервал исследования через насосно-компрессорные трубы. Из-за низкой глубинности исследований данным методом определение Кн в открытом стволе осуществлять нецелесообразно ввиду образующихся при бурении зон проникновения фильтрата бурового раствора. По результатам анализа, проведенного автором, для ряда наиболее крупных месторождений в Западной Сибири фонд эксплутационных скважин на 8590 % состоит из скважин, обсаженных 5" стальной колонной. Опираясь на вышесказанное, автор остановил свой выбор на диаметре скважинного прибора 90 мм, позволяющем проводить исследования в колонне 4" и более. Для работы в колоннах большего диаметра скважинный прибор должен быть оснащен вытесняющей муфтой, расположенной напротив зонда и до минимума снижающей влияние жидкости, заполняющей скважину. Для скважинного прибора такого диаметра на момент постановки работы в России разрабатывался импульсный нейтронный генератор ИНГ-(ВНИИА, г. Москва), обладающий необходимыми характеристиками: частота генерации нейтронных вспышек ~ 1020 кГц; длительность нейтронного импульса 1020 мкс; средний нейтронный выход 5107108 н/с; диаметр - 70 мм, длина - 1300 мм.

В 1992 г. разработка аппаратуры и методики углеродно-кислородного каротажа под руководством автора и при его непосредственном участии была начата в ООО НПФ “Октургеофизика” (г. Октябрьский). В 1994 г. работа была продолжена в институте ВНИИГИК, а затем, после нескольких реорганизаций в период 19942004 г., в ООО “Нефтегазгеофизика”. Результатом этих работ стало появление первой в России скважинной аппаратуры углеродно-кислородного каротажа, получившей коммерческое название АИМС (Аппаратура Импульсной Многокомпонентной Спектрометрии). Скважинный прибор был диаметром 90 мм, однозондовый, в качестве детектора гамма-излучения применялся кристалл NaI(Tl), в качестве источника нейтронов импульсный нейтронный генератор ИНГ-06. С 1996 г. начались первые полевые испытания. Для оценки нефтенасыщенности в качестве интерпретационных параметров этой аппаратуры использовались отношения CORГИНР и CaSiГИРЗ (или CaSiГИНР). Связь этих параметров с нефтенасыщенностью была установлена по данным зарубежных аналогов и с помощью экспериментальных исследований, основными из которых являлись результаты измерений на моделях пород с известной литологией, пористостью и насыщением.

В 19972000 годах с помощью аппаратуры АИМС было исследовано около 150 скважин, проведена серия сравнительных испытаний c аппаратурой MSI-CO и аппаратурой серии 2727XA (китайский аналог аппаратуры MSI-CO) на скважинах в Западной Сибири и Татарии. Результаты испытаний показали хорошую сходимость полученных результатов, обусловленную применением однотипных детекторов гамма-излучения на основе монокристалла NaI(Tl), а также близостью основных параметров: частоты генерации и длительности нейтронных импульсов, количества каналов энергетического анализатора, длины зонда, конструктивных особенностей защиты детектора.

Однако, как собственно скважинный прибор, так и применяемая методика не позволяли проводить оценку нефтенасыщенности с требуемой достоверностью. Первым модификациям скважинного прибора АИМС свойственно отсутствие оптимизации ее конструктивного и схемотехнического решений с точки зрения минимизации погрешности определения нефтенасыщенности по результатам проведения скважинных исследований. Кроме того, эти приборы отличались относительно невысоким ресурсом работы блока детектирования при повышенных скважинных температурах. Методическое обеспечение аппаратуры не позволяло оценивать влияние неполноты геолого-технологической информации на точность определения характера насыщения коллекторов. Необоснованность предположения постоянства (незначительной изменчивости) ряда параметров (пористости, глинистости, минерализации пластовых вод и др.) пластов-коллекторов, с одной стороны, и существенная чувствительность интерпретируемых кривых к перечисленным параметрам, с другой стороны, в ряде случаев существенно искажали реальность. В результате происходило существенное завышение нефтенасыщенности в водоносных и ее занижение в заглинизированных коллекторах.

Таким образом, на начало исследований автора по теме диссертации массовое применение углеродно-кислородного каротажа в отечественной практике сдерживали два фактора. Условно их можно определить как “аппаратурный” и “методический”.

“Аппаратурный фактор” заключался в отсутствии отечественной аппаратуры данного типа, способной обеспечить качественное проведение скважинных исследований с требуемой точностью. Массовое применение аппаратурно-методических комплексов зарубежных фирм было невозможно ввиду их ограниченного количества и высокой стоимости.

“Методический фактор” был обусловлен недостатками методического обеспечения зарубежных компаний, не адаптированного к условиям эксплуатации российских нефтяных месторождений, специфической особенностью которых является ограниченность существующего комплекса ГИС в процессе строительства скважины. Одновременно, кроме проблем методического характера, для массового применения ИНГК-С для определения текущей нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа стал вопрос ее аттестации, т.е. определения списка контрольных параметров и требований к ним для допуска аппаратуры к каротажу.

Как следствие этих двух факторов, случаи применения метода углеродно-кислородного каротажа для оценки текущей нефтенасыщенности на российских нефтяных месторождениях до 1996 г. носили эпизодический характер.

Становится очевидным и актуальным разработка отечественного аппаратурно-методического комплекса углеродно-кислородного каротажа, адаптированного к массовому применению на нефтяных месторождениях в условиях ограниченности информации по исследуемым коллекторам. Разрабатываемые аппаратура и методика должны быть оптимизированы с точки зрения главного критерия – точность определения нефтенасыщенности. Основные дестабилизирующие факторы необходимо уметь оценивать по степени влияния на конечный результат.

Разработка аппаратурно-методического комплекса осуществляется многопланово с применением многочисленных итераций. На первом этапе формулировались основные принципы построения аппаратуры и методики обработки получаемых результатов. После реализации первой модификации скважинного прибора проводилось его промышленное опробование. Анализ полученных результатов позволил выявить наиболее слабые места как аппаратуры, так и применяемой методики. Новые методические подходы позволили повысить точность решения поставленной задачи и потребовали пересмотра ряда конструктивных и схемотехнических решений, что, в свою очередь, привело к реализации новых методических возможностей и т.д. Исходя из вышесказанного, автор считает целесообразным отразить дальнейшее содержание диссертации в соответствии с защищаемыми положениями.

Первое защищаемое положение Результаты теоретических и экспериментальных исследований, положенные в основу аппаратуры для определения нефтенасыщенности коллекторов методом импульсного спектрометрического нейтронного гамма каротажа и технология проведения скважинных исследований, включающая этапы настройки и калибровки аппаратуры, регистрации данных (каротаж) и контроля измерительного тракта скважинной аппаратуры.

При разработке элементов конструкции аппаратуры автором были использованы как численные методы расчетов с использованием пакета программ MCNP-5, так и эксперименты с натурными макетами скважинного прибора и с моделями пластов, насыщенных различными флюидами (раздел 2.2).

Первый вопрос, потребовавший исследования, обоснование режима временной селекции для выделения “чистых” спектров ГИНР. Наиболее быстрым изменениям нестационарного поля гамма-квантов, индуцированных нейтронами скважинного импульсного генератора при установившейся цикличности его работы, соответствуют периоды: а) включения нейтронного генератора в режим излучения (за 34 мкс “розжига” нейтронной трубки происходит линейное увеличение интенсивности гамма-излучения в 1020 раз);

б) выключения нейтронной трубки (в силу конечного времени замедления быстрых нейтронов в течение 510 мкс после практически мгновенного выключения нейтронной трубки наблюдается спад интенсивности ГИНР). Время жизни нейтронов в “типичном” терригенном разрезе колеблется от десятков до сотен мкс. В этой ситуации для получения спектра ГИНР методом временной селекции оптимальным является режим, поддерживающий квазистационарную плотность тепловых нейтронов и наиболее равномерную загрузку регистрирующего тракта, что обеспечивается соотношением периода генерации нейтронов к ширине нейтронного импульса (скважность излучения), равным 23 при частое генерации нейтронов 20 кГц. Однако для нейтронного генератора типа ИНГ-06 наиболее устойчивым является режим работы: 15 мкс (вспышка)/100 мкс (период излучения). Кроме этого, положение нейтронного импульса генератора относительно импульса синхронизации, по которой нейтронная трубка начинает “разжигаться”, непостоянно и, в зависимости от температуры окружающей среды и времени наработки, изменяется на несколько мкс. Исходя из этого, при обосновании периодов дискретизации временной шкалы регистрации гамма-квантов автором применен принцип минимальной избыточности. Весь временной интервал периода излучения нейтронного импульса разбит на ряд последовательных временных окон. В области наиболее быстрых скоростей изменения регистрируемого гамма-излучения длительность временного окна селектора для регистрации полных спектров выбрана равной 2 мкс (15 каналов). При работе на отрезке времени, где преобладает ГИРЗ, длительность временного окна увеличена до 6 мкс. На последующем отрезке времени, продолжающимся до начала импульса синхронизации, информирующего о начале следующего цикла излучения нейтронов, расположено “фоновое” окно (раздел 3.1).

Традиционное построение спектрометрического тракта основано на связи энергии, оставленной гамма-квантом в сцинтилляционном детекторе, с зарядом, стекающим с анода ФЭУ, оптически сочлененного с детектором.

Обычно для сбора заряда используются интеграторы. Учитывая, что амплитуда импульса с анода ФЭУ пропорциональна стекающему с него заряду, для измерения поглощенной в детекторе энергии также применяют схемы на основе пикового детектора. В обоих случаях приходится применять аналоговые ключи, блокирующие перезаряд запоминающих конденсаторов и обеспечивающие их разряд после проведения оцифровки информации, что служит ограничением максимальной загрузки спектрометрического тракта. С целью увеличения пропускной способности регистрирующего тракта автором предложено новое схемотехническое решение построения скважинного прибора.

В основу положен тот факт, что интервал времени от момента появления токового импульса с анода системы “сцинтилляционный детектор + ФЭУ” до набора им максимального значения является фактически постоянным и не зависит от энергии, оставленной гамма-квантом в детекторе. Блок анализа импульсов с ФЭУ фиксирует момент начала нарастания информационного импульса и спустя фиксированное время стартует АЦП. Применение быстродействующих АЦП со временем преобразования не хуже 400 нс и быстродействующих схем инкрементирования памяти (не более 300 нс) обеспечивает завершение процесса оцифровки информационного сигнала за время, не превышающее его длительность. Таким образом, единственным источником “мертвого” времени в системе остается сборка “сцинтилляционный детектор + ФЭУ”. Исследование разработанного спектрометрического тракта на максимально допустимые нагрузки показало, что с применением сцинтилляционного детектора на основе BGO и ФЭУ R-1847 c резистивным делителем МОм при интегральных загрузках до 200 тыс. имп/сек положение энергетической шкалы регистрирующего спектрометрического тракта практически неизменно. При этом погрешность определения нефтенасыщенности за счет восстановления просчетов в зарегистрированных спектрах не достигает сколько-нибудь значимого уровня (разделы 3.2 и 4.2).

Проведенный автором анализ существующих сцинтилляционных детекторов выявил следующее. На сегодняшний день для промышленного применения можно рассматривать детекторы на основе кристаллов NaI(Tl), BGO, CsI(Na). Наибольшей эффективностью регистрации гамма-квантов в области ГИНР углерода и кислорода обладает кристалл BGO, наименьшей – NaI(Tl). В то же время у кристалла BGO наихудшее энергетическое разрешение, он обеспечивает минимальный световыход и требует более жесткой термостабилизации, чем кристалл NaI(Tl). Кристалл CsI(Na) по этим показателям занимает промежуточное положение. Однако анализ характеристик детекторов в отрыве от цели их применения не позволяет судить о том, насколько эффективно перечисленные детекторы решают основную задачу С/О-каротажа – определение текущей нефтенасыщенности. Для объективной оценки оптимального типа детектора были проведены натурные измерения в песчаных моделях с пористостью 34 %, насыщенных пресной, минерализованной водой и дизельным топливом. Обработка зарегистрированных спектров проводилась с привлечением “оконной” методики. Для каждого типа кристалла исследовались два типа статистических характеристик: среднее значение и стандартное отклонение основного информационного параметра CORГИНР, однозначно связанного с нефтенасыщенностью. Стандартные отклонения, определяемые совокупным влиянием вероятностной природы радиоактивного распада, нестабильностью работы генератора нейтронов, аппаратурного тракта и рядом других неконтролируемых факторов, рассматривались как случайная погрешность определения параметра CORГИНР.

Для оценки значимости различия моделей по параметру CORГИНР было предложено рассчитывать показатели контрастности:

G(COR)=Kij= |Xi-Xj|/(i2+ J 2)1/где Xi, Xj – значения параметра CORГИНР на i–ой и j–ой моделях, i, J – соответствующие погрешности его оценки. Показатель Kij не зависит от объема выборки (количества измерений в пределах интервала осреднения), поэтому если Kij >1, можно утверждать, что даже при единственном измерении различие основного интерпретационного параметра CORГИНР для двух моделей превышает суммарную погрешность, т.е. значимо. В реальном случае, когда производится n измерений и вычисленные значения CORГИНР осредняются, статистическую значимость различия моделей можно рассчитать с помощью y-статистики [Лавренчик, 1986]:

yij= |Xi-Xj|/((i2+ J2)/n)1/Превышение этой статистики над критической величиной квантиля нормального распределения u1-, где – уровень значимости, является мерой различия средних значений основного интерпретационного параметра, определенных, например, в водонасыщенном и нефтенасыщенном пластах. Кроме того, отношение m= yij/u1- где . – оператор выделения целой части, позволяет судить о максимальном числе градаций нефтенасыщенности, значимо различающихся по параметру CORГИНР при n измерениях. Этот последний показатель является наиболее объективным критерием сравнения двух типов детекторов.

Результаты испытаний двух типов детектора обобщены в таблице 2.

При расчетах y-статистики и максимального числа градаций m автор исходил из необходимости оценки пластов минимальной мощностью 1 м. При стандартной скорости каротажа равной 40 м/час и временной дискретизации измерений 10 секунд на пласт мощностью 1 м приходится n=9 измерений.

Таблица 2 – Результаты испытаний скважинного прибора с детекторами BGO (числитель) и NaI(Tl) (знаменатель) на моделях водо- и нефтенасыщенного пласта Модель (насыщающий флюид) Характеристика минерализованная пресная вода дизтопливо вода (100 г/л) Среднее значение основного ин- 0,550 0,650 0,5терпретационного параметра X 0,350 0,413 0,3Стандартное отклонение основного ин- 0,0095 0,0092 0,00терпретационного параметра (погреш- 0,0378 0,0366 0,02ность) Количество измерений 63 58 Сравнение результатов по моделям дизтопливо/ минерализованная/ дизтопливо/ пресная вода пресная вода минерализованная вода Разности средних значений основного 0,0995 0,00547 0,09интерпретационного параметра Xi-Xj 0,0630 0,0030 0,06Контрастность Kij 7,56 0,47 8,1,20 0,06 1,Количество измерений в пласте мощно- 9 9 стью 1 м y-статистика 22,68 1,41 24,3,59 0,19 3,Критическое значение u1- при 90 % уров- 1,не доверия ( =0,1) Максимальное число градаций m 17 1 2 0 Исследование показало, что при изменении нефтенасыщенности от до 100 % при пористости 34 % и стандартном времени измерения на точке применение кристалла BGO позволяет выделять 1719 статистически значимых (на уровне 90 %) градаций нефтенасыщенности, а NaI(Tl) – лишь 23.

При проведении экспериментов принималось допущение об адекватности по своим ядерным свойствам (содержание ядер углерода, водорода, примесей) дизельного топлива и нефти (раздел 3.4).

Ввиду того, что температурная стабильность детектора BGO является достаточно низкой, были проведены исследования на изучение влияния температуры. Первоначально сборка “сцинтилляционный детектор + ФЭУ” располагалась в термостате между двумя теплопоглотителями на основе сплава Вуда массой 1400 и 800 г соответственно, установленными сразу после пробки термостата и на противоположном от ФЭУ торце кристалла. Опыт эксплуатации скважинных приборов в южных регионах в летний период, в скважинах с предельной температурой около 110 С при интервалах исследования до 300400 м показал актуальность увеличения временного ресурса работы блока детектирования. При температуре воздуха, не опускающейся ночью ниже 30 С и частоте каротажей 2 скважины в неделю температура в блоке детектирования не опускалась ниже 40 С. Учитывая фактически линейную зависимость времени нагревания блока детектирования от его начальной до критической температуры, был предложен эффективный способ увеличения рабочего времени скважинного прибора, основанный на предварительном охлаждении перед каротажем теплопоглотителей системы путем пропускания через них холодной воды. Применение данной системы принудительного охлаждения позволило до 2-х раз увеличить ресурс работы блока детектирования в описанных выше условиях эксплуатации (раздел 3.5).

В результате проведенных исследований стабилизации энергетической шкалы спектрометрического тракта автором был разработан способ, основанный на сравнении зарегистрированных спектров с эталонным. В основе этого способа лежит следующее. В спектрах ГИРЗ, зарегистрированных сцинтилляционным детектором, в аппаратуре АИМС на фотопик попадает не менее 78 каналов амплитудного анализатора. На всех спектрах отчетливо выделяются пики полного поглощения ГИРЗ на ядрах водорода и железа. Это позволяет проводить идентификацию пиков по энергии бортовым компьютером и определять положение энергетической шкалы с точностью не хуже ±10 кэВ, что обеспечивает требуемую точность определения текущей нефтенасыщенности по разработанной методике. Основное требование при регистрации – удержать положение энергетической шкалы регистрируемых спектров в диапазоне линейности аналоговых узлов тракта. Для этого проводится накопление “опорного” спектра в интервале проведения исследований, правильность положения энергетической шкалы которого контролируется оператором по библиотеке спектров. В дальнейшем зарегистрированные спектры сравниваются с опорным, методом наименьших квадратов добиваются их максимального совпадения, переносят положение энергетической шкалы опорного спектра на зарегистрированный и контролируют текущее положение энергетической шкалы. В случае если положение энергетической шкалы начинает приближаться к критическим значениям, следует команда на скважинный прибор, по которой происходит изменение коэффициента усиления (раздел 3.3).

Подтверждение правильности разработанных принципов построения аппаратуры получено при ее испытаниях с новым импульсным нейтронным генератором СГН-ТБЭ-1 (разработка “ЭлектроХимПрибор”, г. Лесной, “БАРС” и “ТехСервис ЗЛТ”, г. Москва), прошедших 10 октября 2006 г. на месторождении в Западной Сибири. Новый нейтронный генератор, отличаясь от генератора ИНГ-06 конструкцией трубки, высоковольтным блоком, низковольтными преобразователями питания, алгоритмами поддержания нейтронной трубки в рабочем состоянии, был успешно адаптирован к применению в составе разработанного аппаратурно-методического комплекса углеродно-кислородного каротажа без каких-либо конструктивных изменений.

Записи, сделанные аппаратурно-методическим комплексом АИМС с нейтронными генераторами ИНГ-06 и СГН-ТБЭ-1, показали полную идентичность замеров (раздел 3.7).

На скважинный прибор С/О-каротажа получен патент РФ.

Второе защищаемое положение Методика интерпретации данных спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа с использованием рационального комплекса дополнительных методов ГИС, обеспечивающая количественное определение текущей нефтенасыщенности коллекторов в терригенных отложениях и оценку точности и достоверности получаемых результатов.

Для определения текущей нефтенасыщенности автором предложена комплексная методика, сочетающая в себе основные преимущества методик “оконной” и разложения зарегистрированных спектров.

Модель “типичного” коллектора терригенных отложений представлена смесью песчаника, карбонатного цемента и глины, где Vпес, Vкар, Vгл – соответственно их объемные содержания; Кп – пористость рассматриваемой модели: Vпес+Vкар+Vгл+Кп = 1. После приведения зарегистрированных спектров к единой энергетической шкале спектры ГИРЗ раскладываются на “фоновую составляющую” (излучение собственно скважинного прибора, обсадной колонны, цементного камня и внутрискважинной жидкости), “заглинизированный песчаник” (Vпес+Vгл), “карбонатный цемент” (Vкар). Методом временной селекции получают спектр ГИНР и вычисляют скорости счета в энергетических “окнах” углерода, кислорода, кальция, кремния и по полученным скоростям счета рассчитывают, соответственно, отношения CORГИНР и CaSiГИНР.

Ввиду того, что спектры ГИРЗ глины и песчаника идентичны, объемное содержание глин (Vгл) рассчитывается по независимым данным - например, по СГК, ГК или ПС. Полученные значения CORГИНР и CаSiГИНР в исследуемом коллекторе корректируются за глинистость, для чего привлекаются значения этих параметров, зарегистрированные в интервалах неразмытых глин, пересекаемых скважиной CORГИНР,гл и CaSiГИНР, гл соответственно.:

поправка за глинистость CORГИНР,CaSiГИНР ----------------> CORГИНР, корр.гл, CaSiГИНР, корр.гл.

Соответственно:

СОR,CaSiГИНР - Vгл. СОR,CaSiГИНР,гл СOR,CaSiГИНР,корр.гл = 1 - Vгл Аналогичным образом корректируются за глинистость значения Vпес, Vкар, Кп, что позволяет в дальнейшем перейти на трехкомпонентную модель:

флюид (вода + нефть), песчаник, карбонаты.

Далее выбирается т.н. “опорный” коллектор с известным значением водонасыщенности, в котором показания CORГИНР и CaSiГИНР корректируются за глинистость описанным выше образом. Корректировка отношений CORГИНР,испр.гл, CaSiГИНР,испр.гл за влияние пористости с учетом карбонатности заключается в приведении измеренных и скорректированных за глинистость значений CORГИНР и CаSiГИНР в коллекторе к условиям “опорного” пласта.

Интерполяция значений CORГИНР и CaSiГИНР для водонасыщенных песчаника и известняка при фиксированной пористости проводится по линейному закону. Так же по линейному закону проводится интерполяция значений CORГИНР и CaSiГИНР при фиксированном насыщении от пористости:

СОRГИНР,корр.гл.пор.кар.= СОRГИНР,корр.гл-(Кп,опор.-Кп)(COR+CORVкар.), CaSiГИНР,корр.гл. пор.кар = CaSiГИНР,корр.гл-(Кп,опор.-Кп)(CaSi+CaSiVкар.), Здесь COR, COR, CaSi, и CaSi – постоянные для данного типа аппаратуры константы, определяемые по результатам измерений на моделях, Кп,опор – пористость опорного коллектора.

Следующий этап – приведение чувствительности к литологии кривой CaSiГИНР,корр.гл. пор.кар к аналогичной чувствительности кривой СОRГИНР,корр.гл.

. А именно – выравнивание отношения разницы значений CaSi в водонапор.кар сыщенных известняке и песчанике к разнице значений СОR в тех же условиях при фиксированной пористости Кп,опор. Процедура проводится по основной палеточной зависимости:

выравнивание чувствительности CaSiГИНР,корр.гл.пор.кар---------------------->CaSiГИНР, корр.гл.пор.кар.лит..

Коэффициент чувствительности к литологии определяется:

CaSiГИНР,корр.гл.пор.кар.лит.=CaSiГИНР,корр.гл.пор.кар(СОRГИНР,Кп.опор,.песчаник.- СОRГИНР,Кп.опор,.известняк)/(СaSiГИНР,Кп.опор,.песчаник- СaSiГИНР,Кп.опор,.известняк).

Соответствующие приращения кривых COR и CaSi, скорректированные за глинистость, пористость, карбонатность, приведенные к единой чувствительности к литологии над показаниями COR и CaSi, скорректированными за глинистость, карбонатность, приведенные к единой чувствительности к литологии, обозначаются соответственно COR и CaSi и определяются следующим образом:

COR= СОRГИНР,корр.гл. пор.кар.-CORГИНР,опор.,корр.гл.кар, CaSi=CaSiГИНР,корр.гл.пор.кар.лит.- CaSiГИНР,опор.,корр.гл.кар.лит, где CORГИНР,опор.,корр.гл.кар и CaSiГИНР,опор.,корр.гл.кар.лит – значения кривых COR и CaSi в опорном пласте, скорректированные за глинистость и карбонатность, приведенные к единой чувствительности к литологии.

Искомая текущая нефтенасыщенность Кн в рассматриваемом случае определяется:

Кн=(COR-CaSi)/FCOR, где FCOR – функция, описывающая различия значений CORГИНР в нефте- и водонасыщенных коллекторах при соответствующих пористости и содержании примесей карбонатов. Применительно к аппаратуре АИМС функцию FCOR можно выразить следующим образом:

FCOR=G(COR)Кп/(1-Кп)(А+ВVкар), где А и В – константы; G(COR) – показатель контрастности основного интерпретационного параметра CORГИНР, определяемый при градуировке аппаратуры в водо- и нефтенасыщенных моделях (разделы 2.1 и 4.7).

Для оценки устойчивости предлагаемой методики и наполнения ее конкретными поправочными зависимостями к изменениям геолого-технологических условий проведения скважинных работ автором были проведены следующие исследования:

- изучены ошибки, возникающие в определении текущей нефтенасыщенности в результате влияния дестабилизирующих факторов на технологическом этапе обработки полученных данных (линейность и стабильность энергетической шкалы, стабильность энергетического разрешения, качество выделения спектра ГИНР, стабильность нейтронного выхода, количество каналов энергетического анализатора) (раздел 2.2);

- изучено влияние ближней зоны на точность определения нефтенасыщенности (плотность цемента, диаметр скважины, диаметр и толщина обсадной колонны, минерализация пластовых вод и жидкости внутри колонны) (раздел 2.2);

- изучено влияние коллекторских свойств исследуемого пласта (пористость, карбонатность, глинистость) (разделы 2.4 и 2.5).

Оптимальные параметры энергетических окон для интегрирования спектров каждого конкретного элемента выбирались по результатам физического и математического моделирования. Основными критериями, служащими для принятия решения при проведении расчетов и натурных измерений, были: сходимость основных и повторных замеров при фиксированном времени измерения и выходе нейтронного генератора; максимальная чувствительность результирующего параметра к нефтенасыщенности и его минимальная чувствительность к минерализации пластовой воды. Экспериментальные исследования выполнялись с помощью моделей ВНИИЯГГ (г. Раменское) и “Тюменьпромгеофизики” (г. Мегион). Результаты физического моделирования рассматривались как “опорные” для оценки достоверности численных расчетов, выполненных в значительно более широком объеме (раздел 2.2).

В результате проведенных исследований на все рассматриваемые факторы составлены палеточные зависимости, позволяющие проводить количественную оценку точности получения нефтенасыщенности в зависимости от полноты представленных данных и качества проведения скважинных исследований.

Влияние основных технологических факторов на точность определения нефтенасыщенности можно обобщить (раздел 2.2):

- изменение энергетического разрешения аппаратуры в диапазоне ±5 % приведет к погрешностям определения нефтенасыщенности до 7 % абсолютных;

- при присутствии в “очищенном’’ спектре ГИНР в результате некорректного вычитания фона доли ГИРЗ ±10 % погрешность определения нефтенасыщенности составит до 9 % абсолютных;

- применение для регистрации спектров ГИНР и ГИРЗ 256-канальных спектрометров при использовании сцинтилляционного детектора BGO размером 56200 мм с энергетическим разрешением по линии Cs-137 11 % и стабилизацией энергетической шкалы с точностью ±20 кэВ обеспечит получение данных для расчета нефтенасыщенности не хуже 12 % абсолютных при прочих известных значениях.

Повышение точности определения нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа за счет увеличения каналов регистрируемых энергетических спектров составит доли процента, в то время как неконтролируемые изменения параметров ближней зоны, изменения минерализации пластовых вод, погрешность определения пористости, глинистости внесет в определение нефтенасыщенности погрешность в десятки процентов (разделы 3.3 и 3.4).

Во избежание серьезных ошибок следует контролировать состояние цементного камня и ствола скважины против опорных и исследуемых пластов. В целом влияние ближней зоны можно охарактеризовать (раздел 2.2):

- снижение плотности цемента на 0,4 г/см3 против оцениваемого пласта по отношению к опорному приведет к занижению Кн на 46 % абсолютных для скважины диаметром 196 мм и на 2530 % абсолютных для скважины диаметром 296 мм;

- при плотности цемента 1,8 г/см3 увеличение диаметра скважины на 50 мм против оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту приведет к занижению Кн на 1415 % абсолютных. При плотности цемента 1,00 г/см3 (нет цемента) аналогичное изменение диаметра скважины приведет к занижению Кн на 3035 % абсолютных;

- погрешность оценки Кн при плотности цемента 1,8 г/см3, обусловленная неконтролируемым изменением толщины обсадной колонны на 4 мм, может достигать до 10 % абсолютных. При плотности цемента 1,00 г/см3 погрешность оценки Кн, вызванная теми же изменениями толщины обсадной колонны, возрастет до 3540 % абсолютных;

- погрешность определения Кн, обусловленная изменением минерализации пластовых на 100 г/л в исследуемом пласте относительно опорного, составит 912 % абсолютных;

- погрешность оценки Кн, вызванная изменением минерализации жидкости в скважине на 100 г/л против оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту, может достигать 2025 % абсолютных (раздел 2.3).

Влияние карбонатности коллектора на точность определения нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа заключается в следующем. При определении карбонатности по спектрам ГИРЗ погрешность определения объемного содержания карбонатов в терригенных коллекторах в рабочем диапазоне их пористости (1030 %) и карбонатности (030 %) в большинстве случаев не превышает 4 % абсолютных. При определении нефтенасыщенности коллектора с общей пористостью 2030 % данная неоднозначность приводит к погрешности в 23 % абсолютных. При этом погрешность определения карбонатности коллектора при использовании метода разложения спектров ГИРЗ слабо зависит от диаметра скважины, если минерализация скважинной жидкости используемого фонового спектра соответствует минерализации скважинной жидкости, при которой был получен исследуемый спектр. В целом изменение минерализации скважинной жидкости на 50 г/л NaCl приводит к погрешности определения карбонатности коллектора не более 5 % абсолютных. 256 энергетических каналов спектрометра скважинного прибора серии АИМС обеспечивают погрешность определения карбонатности методом разложения спектров не более 3,5 % абсолютных при смещении энергетической шкалы до ±80 кэВ и изменении энергетического разрешения аппаратуры до ±5 % (раздел 2.5).

Для определения Кн с погрешностью не более 10 % абсолютных необходима точность оценки пористости 23 %, “карбонатность” коллектора должна быть известна с точностью не хуже 10 %, минерализация пластовых вод должна быть известна с точностью ±20 г/л в диапазоне изменения минерализации 1050 г/л и ±50 г/л в диапазоне изменения минерализации 50200 г/л, глинистость должна быть определена с точностью не хуже 10 %.

Данные по пористости, минерализации пластовых вод, глинистости следует привлекать из результатов обработки комплекса ГИС открытого ствола. Карбонатность коллектора с требуемой точностью можно рассчитать в терригенных коллекторах путем разложения спектров ГИРЗ, зарегистрированных аппаратурой углеродно-кислородного каротажа. Статистическая погрешность проведенных измерений должна обеспечивать: для отношений скоростей счета в энергетических окнах углерода, кислорода, кальция и кремния, рассчитанных по спектрам ГИНР (CORГИНР, CaSiГИНР) полные относительные случайные погрешности, приведенные к пласту мощностью 2 м, должны быть не более 2 %, а относительные систематические погрешности в тех же условиях не должны превышать 3 % (разделы 2, 4.5 и 4.6).

В результате проведенных исследований доказано, что предложенная автором методика определения нефтенасыщенности по данным углероднокислородного каротажа в случае корректного введения поправок на дестабилизирующие факторы обеспечивает в условиях терригенного разреза как минимум 10 % точность по абсолютным значениям насыщенности. Это позволяет прогнозировать 5 градаций притока (вода, вода с пленкой нефти, вода с нефтью, нефть с водой, нефть) при испытании коллектора.

Третье защищаемое положение Результаты практического применения аппаратурно-методического комплекса определения текущей нефтенасыщенности коллекторов методом спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа в более чем 3000 скважинах на нефтяных месторождениях России, Казахстана и Туркменистана, позволившие вовлечь в промышленную разработку ряд новых объектов, провести более достоверную переоценку нефтенасыщенности уже известных объектов, открыть новые нефтяные залежи.

Аппаратурно-методическим комплексом АИМС на 31 января 2007 г.

исследовано более 3000 скважин, из них:

- ТНК-ВР, бизнес единица “Самотлор” - не менее 1323 скважин;

- ОАО “Сургутнефтегаз” - не менее 749 скважинных исследований;

- ОАО “Лукойл-Западная Сибирь” и “Лукойл-Коми” - не менее 2скважинных исследований;

- ОАО “Оренбургнефть” - не менее 140 скважинных исследований;

- Республика Казахстан – не менее 106 скважинных исследований.

Для России это составило > 60 % всех исследований, проведенных методом С/О-каротажа за всю историю исследований.

Промышленное применение углеродно-кислородного каротажа аппаратурно-методическим комплексом АИМС началось на объектах ТНК-ВР. В 1999 г. были исследованы первые 32 скважины на Самотлорском месторождении. В ходе продолжения работ за период 19992001 гг. проведены исследования более чем в 500 скважинах. По этим данным “обозначились перспективы исчерпавшего себя объекта АВ4-5. Возможности доизвлечения нефти обнаружены практически в каждом блоке разработки. При этом важно, что результаты оценки текущей нефтенасыщенности продифференцированы по пластам и прослоям, слагающим разрез АВ4-5. Это позволяет избирательно осуществлять доизвлечение нефти, комбинируя элементы регулирования разработки и методы повышения нефтеотдачи. В скважине 30668 из интервала 1602,21605 м пласта покурской свиты ПК13, выявленного и рекомендованного к испытанию по данным С/О-каротажа, получен промышленный приток нефти дебитом 50 м3/сут и обводненностью 34 %. Прирост запасов нефти по категории С1 оценен в 730 тыс.т. Таким образом, в малоперспективном объекте была обнаружена зона промышленного нефтенасыщения.

Это результат стал основанием для утверждения “Программы работ по оценке добывных возможностей покурской свиты Самотлорского месторождения” и расширения целенаправленных исследований скважин методом С/Окаротажа” [К проблеме…, 2001]. Одновременно работы по определению текущей нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа аппаратурно-методическим комплексом АИМС были проведены на Красноленинском нефтяном месторождении Талинской площади. “По результатам исследований в скважине Р-2 в отложениях Викуловской свиты выделены явно нефтенасыщенные участки, находящиеся в зоне ВНК. В результате испытаний интервала 14291436 м, выявленного и рекомендованного по данным С/О-каротажа, из пласта ВК1 был получен промышленный приток нефти дебитом 5,29 м3/сут. и воды 12,3 м3/сут., что позволяет говорить об открытии новой залежи нефти” [К проблеме…, 2001] (раздел 5.1).

Внедрение аппаратурно-методического комплекса АИМС на объектах ОАО “Сургутнефтегаз” в тресте “Сургутнефтегеофизика” прошло на фоне скважинных работ, проводимых аппаратурой PSGT, используемой трестом с 1997 г. К моменту поставки аппаратурно-методического комплекса АИМС объем исследований, проведенных аппаратурой PSGT, составил более 2скважин. Благодаря этому и требованиям, поставленным геологической службой треста, аппаратурно-методический комплекс углеродно-кислородного каротажа, разрабатываемый автором, был доведен до современного состояния, позволяющего проводить его промышленное использование. На сегодняшний день “Сургутнефтегеофизика” является единственной организацией, применяющей метод углеродно-кислородного каротажа в массовых объемах без участия разработчиков. По состоянию на 01 января 2007 г. за период с 2002 г. на нефтяных месторождениях ОАО “Сургутнефтегаз” аппаратурно-методическим комплексом АИМС выполнено 749 скважинных исследований. Часть скважин после проведения исследований были перфорированы. “Результаты работы перфорированных пластов в целом подтверждают значения Кн, полученных по данным С/О-каротажа” (Н.К.Глебочева, главный геолог треста “Сургутнефтегеофизика”). По имеющейся в тресте статистике, при проведении исследований в 626 скважинах за период 20042006г зарегистрированы 3 отказа, в результате которых скважина не была исследована, и 129 дефектов. Из них по причине неисправностей: собственно аппаратуры АИМС-СТ – 34 дефекта; нейтронного генератора ИНГ-06 – 45 дефектов;

спуско-подъемного оборудования – 50 дефектов. Данная статистика, по мнению автора, свидетельствует о высокой надежности аппаратурно-методического комплекса АИМС. Повышение стабильности нейтронного генератора ИНГ-06 позволит снизить показатель дефектов до 56 % от количества исследованных скважин (раздел 5.2).

Единичные скважинные исследования методом углеродно-кислородного каротажа на объектах ОАО “Лукойл-Западная Сибирь” начались в 19971999г. Затем в 20032006 гг. на нефтяных месторождениях Ватьеганское, Повховское, Придорожное, Южно-Ягунское, Кустовое и др. исследования были продолжены в 97 скважинах совместно с ОАО “Красноярское управление геофизических работ” и в 50 скважинах совместно с ОАО “Когалымнефтегеофизика”. В ходе проведенных скважинных исследований получены количественные параметры насыщения терригенных коллекторов, уточнены границы положения водонефтяных контактов (ВНК), определены зоны повышенной нефтенасыщенности на длительно разрабатываемых объектах. Результаты освоения на месторождениях ОАО “Лукойл-Западная Сибирь” показали подтверждаемость заключений насыщенности коллекторов данным углеродно-кислородного каротажа в пределах 8790 % (раздел 5.3).

Внедрение метода на объектах ОАО “Юганскнефтегаза” началось в 2005 г. За период 20052006 гг. аппаратурно-методическим комплексом АИМС проведены скважинные исследования в 72 скважинах Мамонтовского, Правдинского, Лемпинского, Южно-Сургутского, Тепловского, УстьБалыкского, Кудринского, Восточно-Сургутского, Солкинского и Ефремовского нефтяных месторождений. По результатам С/О-каротажа в 2005 году перфорировано 256,0 м. Из них получено 815,6 т/сут нефти, что составляет 3,2 т/сут на 1 перфорированный метр. Заключения по текущей нефтенасыщенности, сделанные по результатам проведения углеродно-кислородного каротажа, показали совпадение с результатами опробования не хуже 82 % (раздел 5.4).

Объем исследований методом углеродно-кислородного каротажа на месторождениях компании “Казмунайгаз” республики Казахстан составил за 20022006 гг. 106 скважинных исследований на месторождениях Жетыбай, Каламкас, Асар, Бектурлы, Ю-Жетыбай, Айран-Такыр и Кум-Коль. Основной объем выполненных работ проведен аппаратурно-методическим комплексом АИМС производственными партиями ТОО “Techno Trading Ltd”. Исследования, проведенные на нефтяном месторождении Жетыбай (60 скважин), характеризовались жесткими геолого-техническими условиями проведения работ: большая мощность продуктивной толщи (до 600 м), температура в интервале исследований до 120 С, наличие радиогеохимических аномалий до 800900 мкР/ч. В результате анализа результатов проведенных исследований выявлены основные закономерности выработки и заводнения продуктивных залежей по площади месторождения. Подтверждаемость заключений определения текущей нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа по исследованным месторождениям результатами испытаний составила более 80 % (раздел 5.5).

В 20022003 гг. пробными исследованиями, соответственно, в 8 и скважинах началось внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО “Оренбургнефть”. За период 20052006 гг.

было исследовано 123 скважины на Покровском, Бобровском, Гаршинском, Сорочинско-Никольском, Герасимовском, Зайкинском, Курманевском, Ростошинском и Романовском месторождениях. “Во всех скважинах в исследуемых интервалах определена текущая нефтенасыщенность коллекторов, выделены локальные зоны повышенной нефтенасыщенности в обводнившихся пластах, дан прогноз отдачи, в пластах с ВНК определено его текущее положение” (главный геолог ОАО “Оренбургнефть” А.А. Хальзов). Подтверждаемость заключений по характеру насыщения исследуемых коллекторов по результатам опробования составила не менее 83 %. Дополнительно отмечено, что “практически всегда заключения по интерпретации выдавались с опережением сроков”, что, по мнению автора, в совокупности с существующей подтверждаемостью результатов исследований является косвенным доказательством технологичности методики (раздел 5.6).

Работам на объектах ОАО “Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз” предшествовали сравнительные скважинные исследования аппаратурно-методических комплексов АИМС (работы аппаратурно-методическим комплексом АИМС были проведены силами ООО “Нефтегазгеофизика” и ООО “Октургеофизика”) и PSGT (работы проведены силами фирмы Halliburton). По результатам проведенных скважинных исследований было сделано заключение, что “качество материалов, представленных фирмами “Октургеофизика” и “Нефтегазгеофизика”, не уступает материалам, представленным фирмой Halliburton, и позволяет оперативно решать задачу определения текущей нефтенасыщенности исследуемых скважин через колонну” (главный геолог ОАО “Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз” С.В. Рыжов). Последующие скважинные исследования методом углеродно-кислородного каротажа в 80 скважинах Муравленковского, Ярайнерского, Вынгапуровского, Суторминского, Умсейского, Крайнего и Тарасовского нефтяных месторождений позволили определить в исследуемых объектах текущую нефтенасыщенность, установить текущие положения ВНК, выявить пропущенные залежи. Подтверждаемость данных углеродно-кислородного каротажа результатами освоения составила порядка 80 % (раздел 5.7).

Практически все работы проведены производственными партиями без участия разработчиков:

- 37 скважин, исследованных за период 1997-1998 г., выполнялись совместно производственными партиями ОАО “Когалымнефтегеофизика” и ООО “Октургеофизика;

- 749 скважин исследовано трестом “Сургутнефтегеофизика”;

- 428 скважин исследовано ОАО “Нижневартовскнефтегеофизика”;

- 88 скважин исследовано ТОО “Techno-Trading Ltd.”, Казахстан;

- 20 скважин исследовано ТОО “КазРоссгеофизика”, Казахстан;

- 10 скважин исследовано трестом “Туркменнебитгеофизика”, Туркменистан;

- не менее 1716 скважинных исследований проведены производственными партиями ООО “Октургеофизика”.

Результаты внедрения метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождения ОАО “ЛУКОЙЛ”, ОАО “Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз”, ОАО “Роснефть” в Западной Сибири, нефтяных месторождениях ОАО “Оренбургнефть” в Волго-Уральской провинции, нефтяных месторождениях “Казмунайгаз” в республике Казахстан показали хорошую подтверждаемость метода результатами опробования. Фактически везде этот показатель не опускается ниже 80 %, доходя в ряде случаев до 90 %. Получаемые по результатам углеродно-кислородного каротажа данные были использованы в нефтяных компаниях для построения гидродинамических моделей эксплуатируемых месторождений. Площадные исследования дали начало проведению своевременного мониторинга разрабатываемых залежей.

Выявленные застойные, неохваченные выработкой нефтенасыщенные зоны, были вовлечены в разработку, что позволило увеличить коэффициент извлечения нефти. На ряде месторождений открыты новые залежи нефти.

Заключение 1. В результате выполненных теоретических и экспериментальных исследований впервые в России разработан, изготовлен и внедрен в практику геофизических исследований нефтегазовых скважин аппаратурно-методический комплекс спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа (углеродно-кислородного каротажа), позволяющий оперативно оценивать нефтенасыщенность пластов в условиях низкой или неизвестной минерализации пластовых вод через стальную колонну. Комплекс создан на основе продукции отечественной промышленности - импульсный нейтронный генератор, детекторы гамма-излучения, конструкционные материалы - и состоит из:

- собственно скважинного прибора углеродно-кислородного каротажа;

- технологии проведения скважинных исследований, включая настройку и калибровку аппаратуры, регистрацию данных (каротаж) и контроль измерительного тракта скважинной аппаратуры;

- методики интерпретации данных углеродно-кислородного каротажа для оценки текущей нефтенасыщенности пластов.

2. В ходе проведения исследований получен ряд новых научных, технических и методических результатов, в том числе:

- система регистрации индуцированного импульсным нейтронным генератором гамма-излучения с временной и энергетической дискретизацией, обеспечивающая применение различных алгоритмов обработки спектров;

- система стабилизации энергетической шкалы регистрируемых спектров, основанная на сравнении зарегистрированных и эталонного спектров;

- система оцифровки амплитудных спектров, основанная на связи энергии регистрируемых гамма-квантов с амплитудой импульса на выходе ФЭУ в фиксированный момент времени от начала нарастания его переднего фронта;

- система принудительного охлаждения термопоглотителей скважинного прибора перед началом проведения скважинных исследований, позволяющая существенно увеличить время работы аппаратуры в условиях высоких пластовых температур;

- методика интерпретации данных углеродно-кислородного метода для оценки текущей нефтенасыщенности коллекторов;

- изучено влияние большого числа технических, технологических и методических факторов на эксплуатационные и метрологические характеристики аппаратурно-методического комплекса;

- обоснована необходимая дополнительная информация, (получаемая по керну и/или по комплексу ГИС), необходимая для проведения количественной интерпретации скважинных данных;

- изучено влияние неполноты дополнительной информации на точность определения текущей нефтенасыщенности.

3. В результате моделирования методом Монте-Карло и экспериментальных исследований в условиях российских нефтегазовых месторождений оптимизированы все компоненты аппаратурно-методического комплекса. По своим точностным и эксплуатационным характеристикам разработанный комплекс не уступает лучшим зарубежным аналогам, при этом максимально адаптирован к геолого-техническим условиям российских месторождений.

4. Широкое внедрение аппаратурно-методического комплекса на нефтяных месторождениях России, Казахстана и Туркменистана позволило вовлечь в промышленную разработку ряд новых объектов, провести более достоверную переоценку нефтенасыщенности уже известных объектов, открыть новые залежи.

5. Полученные в ходе проведенных исследований результаты, а также конструктивные, схемотехнические и методические результаты нашли применение при разработке других ядерно-геофизических методов каротажа, в частности, спектрометрии естественного гамма-излучения, гамма-гамма плотностном спектрометрическом каротаже, и др.

Дальнейшие исследования в направлении определения текущей нефтенасыщенности с использованием спектрометрии гамма-излучения, индуцированного нейтронами, по мнению автора, будут развиваться в сторону “время-пролетных” систем. Данные системы используют факт регистрации частицы, являющейся продуктом реакции в нейтронном генераторе (1Н2+1Н32Не4+0n1) и вылетающей в противоположном с нейтроном направлениях. Если разместить рядом с источником нейтронов альфа-детектор, то регистрация им альфа-частицы будет свидетельствовать о том, что в противоположном направлении вылетел быстрый нейтрон. Скорость распространения быстрых нейтронов и гамма-квантов в веществе различна и соответствует 0,010,05 м/нс для нейтрона и 0,3 м/нс для гамма-кванта. Таким образом, если в течение нескольких наносекунд после регистрации -частицы детектор гамма-излучения регистрирует гамма-квант, то очень велика вероятность того, что этот гамма-квант является продуктом неупругого рассеяния вылетевшего быстрого нейтрона. Коллимация -излучения позволит выделять направленный в нужную сторону поток быстрых нейтронов, а регистрация амплитудных спектров ГИНР в нескольких временных окнах позволяет рассчитывать координату места неупругого рассеяния нейтрона. (Патент РФ №2256200). В последнее время появляются сцинтилляционные детекторы, обладающие более высокими плотностью и энергетическим разрешением, например, детектор LaBr3(Ce), с плотностью 5,4 г/см3 и энергетическим разрешением 3 % по линии Cs137. Реализация “время-пролетных” систем в совокупности с применением новых типов сцинтилляционных детекторов позволит существенно повысить объективность определения текущей нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа благодаря возможности проведения томографического зондирования.

В приложениях 211, 1316 приведены заключения ведущих специалистов и руководителей геофизических и нефтедобывающих предприятий (ОАО “Когалымнефтегеофизика”, ОАО “Красноярское управление геофизических работ”, ОАО “Нижневартовскнефтегеофизика”, ООО “Октургеофизика”, ОАО “Оренбургнефть”, ОАО “Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз”, трест “Сургутнефтегеофизика”, управление “Туркменнебитгеофизика”, ЗАО ПГО “Тюменьпромгеофизика”, ТОО “Techno Trading”, ООО “Юганскнефтегазгеофизика”) об эффективности применения разработанного автором аппаратурно-методического комплекса углеродно-кислородного каротажа определения текущей нефтенасыщенности.

Основные результаты и положения диссертации изложены в следующих публикациях:

1. Аппаратура и методика скважинной гамма-спектрометрии радиационного захвата с низкочастотными генераторами нейтронов // Материалы 3-го ВНТС “Вопросы разработки и применения портативных генераторов нейтронов". М. 1988. C.62-65 (соавторы: Е.С. Кучурин, И.Х. Шабиев).

2. А.С. №1464729. Устройство для ядерной спектрометрии // Зарегистрировано 08.11.1988. Приоритет изобретения 11.12.1986 (соавторы:

Е.С. Кучурин).

3. А.С. №1447110. Устройство для спектрометрии гамма-излучения при каротаже скважин // Зарегистрировано 22.08.1988. Приоритет изобретения 11.12.1986 (соавторы: Е.С. Кучурин, А.М. Ахметшин).

4. А.С. № 1428040. Способ ядерной спектрометрии и устройство для его осуществления // Зарегистрирован 01.06.1988. Приоритет изобретения 11.12.1986 (соавторы: Е.С.Кучурин).

5. А.С. № 1581054. Устройство ядерной спектрометрии // Зарегистрирован 22.03.1990. Приоритет изобретения 04.02.1988 (соавторы: Е.С.

Кучурин).

6. А.С. № 1537047. Способ контроля и стабилизации выхода импульсного источника нейтронов и устройство для его осуществления // Зарегистрирован 15.09.1989. Приоритет изобретения 04.05.1988 (соавторы:

Е.С. Кучурин, И.Х. Шабиев, В.Л. Глухов).

7. А.С. № 1698868. Способ мониторирования генератора быстрых нейтронов и устройство для его осуществления // Зарегистрирован 15.08.1991. Приоритет изобретения 09.03.1989 (соавторы: В.Д. Гельд, С.Н. Саранцев).

8. Аппаратура и методика скважинной гамма-спектрометрии радиационного захвата с низкочастотным генератором нейтронов //Вопр. атом.

науки и техн. Сер. Радиац. техн. 1990. N 2. C.64-68 (соавторы: Е.С.

Кучурин, И.Х. Шабиев).

9. Исследование погрешности определения нефтенасыщенности коллекторов по данным С/О-каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд.

АИС. 2006. Вып. 2-4 (143-145) С.144-153 (соавторы: Велижанин В.А., Лобода Н.Г.).

10. Спектрометрический гамма каротаж естественной активности пород – аппаратура, метрология, интерпретационно-методическое и программное обеспечение// НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2002.

Вып. 93. С.59-68 (соавторы: В.А. Велижанин, С.Ю. Головацкий, С.Н.

Саранцев, Ф.Х. Еникеева, Р.Т.Хаматдинов).

11. ГИС на поздней стадии разработки нефтяных месторождений // Тезисы докладов на Научно-практической конференции, посвященной 50летию “Татнефтегеофизики”. Бугульма. 56 сентября 2003. С. 47. (соавторы: Р.Т. Хаматдинов, Д.В. Белоконь, В.А. Пантюхин).

12. Инструкция по проведению спектрометрического гамма-каротажа аппаратурой СГК-1024 и обработке результатов измерений, МИ 4117-1396-04 // Тверь: Изд. ГЕРС. 2004 (соавторы: В.А. Велижанин, С.Ю. Головацкий, В.А. Пантюхин, С.Н. Саранцев, Р.Т. Хаматдинов).

13. Инструкция по проведению литолого-плотностного гамма-гамма-каротажа аппаратурой серии СГПЛ и обработке результатов измерений, МИ 41-17-1402-04 // Тверь: Изд. ГЕРС. 2004 (соавторы: В.А. Велижанин, А.В. Вершинин, С.Н. Саранцев, Г.К. Точиленко, В.Р. Хаматдинов).

14. Инструкция по проведению импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа аппаратурой серии АИМС и обработке результатов измерений при оценке текущей нефтенасыщенности пород, МИ41-17-1399-04 // Тверь: Изд. ГЕРС. 2004 (соавторы: В.А. Велижанин, В.С. Бортасевич, Д.Р. Лобода, Т.Е. Меженская, С.Н. Саранцев, В.М. Теленков, Р.Т. Хаматдинов, Н.К. Глебочева).

15. Исследование параметров аппаратуры ИНГК-С/О с детекторами NaJ(Tl) и BGO в режимах спектральных отношений и разложения спектров на составляющие // Тезисы докладов на Научно-практической конференции “Современная ядерная геофизика при поисках, разведке и разработке нефтегазовых месторождений”. Бугульма. 18мая 2001. С. 52. (соавторы: В.А. Велижанин, А.Н. Тропин, Лобода Д.Р., Меженская Т.Е.).

16. Ключевой комплекс ГИС для обеспечения прироста запасов нефти на разрабатываемых месторождениях // М.: Нефтяное хозяйство. 2001. № 9. C.131-134 (соавторы: Т.В. Хисметов, Р.Т. Хаматдинов, Ф.Х. Еникеева, Е.П.Боголюбов).

17. Исследование погрешности определения нефтенасыщенности коллекторов по данным С/О-каротажа// Материалы Научно-практической конференции “Ядерная геофизика 2004”. Санкт-Петербург. 29 июняиюля 2004. С. 89-93. (соавторы: Лобода Н.Г., Велижанин).

18. Об определении содержания карбонатных примесей в терригенных породах по данным спектрометрического нейтронного гаммакаротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2005. Вып. 2 (129).

С.38-45 (соавторы: Лобода Н.Г., Велижанин В.А.).

19. Некоторые вопросы методического обеспечения аппаратуры АИМС при решении задачи определения текущей нефтенасыщенности коллекторов // М.: Геофизический вестник. 2003. № 12 (соавторы: В.А.

Велижанин, Н.Г. Лобода, Т.Е. Меженская, Н.К. Глебочева, В.М. Теленков). С. 10-16.

20. Опыт применения углерод-кислородного (С/О) каротажа для изучения текущей и остаточной нефтегазонасыщенности пород // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 1999. Вып. 55 (соавторы: А.Н. Тропин, В.А. Велижанин, Ф.Х. Еникеева, Б.К.Журавлев, Р.Т. Хаматдинов, С.Н.

Саранцев, В.С. Бортасевич, Р.К. Таухутдинов). С. 75-85.

21. Опыт промышленного применения С/О-каротажа. Проблемы оценки достоверности получаемых данных // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд.

АИС. 2002. Вып. 100 (соавторы: Ф.Х. Еникеева, Б.К. Журавлев, А.Н.

Тропин). С. 224-236.

22. Опыт работы по определению характера насыщения пластов методом углеродно-кислородного каротажа на месторождении Жетыбай // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2005. Вып. 134 (соавторы: А.К. Конысов, В.А. Земсков, Р.Т. Хаматдинов, В.М. Теленков, В.А.

Велижанин). С. 70-77.

23. Особенности интерпретации данных ИНГК, ИНГКС и СГК при отсутствии документации разрезов скважин // Материалы Научнопрактической конференции “Современная ядерная геофизика при поисках, разведке и разработке нефтегазовых месторождений”. Бугульма. 18-20 мая 2001. С.17-18 (соавторы: В.А. Велижанин, Ф.Х. Еникеева, Б.К. Журавлев, А.Н.Тропин).

24. Патент №2191413 РФ. Способ спектрометрического гамма-каротажа и устройство для его проведения // Зарегистрирован 20.10.2002. Приоритет изобретения 19.06.2001 (соавторы: В.А. Велижанин, Р.Т. Хаматдинов, С.Н. Саранцев).

25. Патент № 2254597 РФ. Способ импульсного нейтронного каротажа и устройство для его осуществления // Зарегистрирован 20.06.2005.

Приоритет изобретения 28.08.2003 (соавторы: Р.Т. Хаматдинов, В.А.

Велижанин, В.С. Бортасевич).

26. Патент № 2249836 РФ. Устройство для литолого-плотностного гаммагамма каротажа // Приоритет изобретения 24.12.2003. Зарегистрирован 10.04.2005 (соавторы: В.А. Велижанин, С.Н. Саранцев, В.Р. Хаматдинов).

27. Патент № 2262124 РФ. Способ импульсного нейтронного каротажа и устройство для его проведения // Приоритет 26.05.2004. Зарегистрирован 10.10. 2005 (соавторы: В.С. Бортасевич, Р.Т. Хаматдинов, В.А.

Велижанин, С.Н. Саранцев).

28. Патент №2256200 РФ. Способ и устройство ядерного каротажа // Приоритет изобретения 26 мая 2004г (соавторы: Р.Т. Хаматдинов, В.А. Велижанин, С.Н. Саранцев, А.В. Кузнецов, О.И. Осетров, Е.П.

Боголюбов, Т.О. Хасаев).

29. Программный комплекс оценки текущей нефтенасыщенности пород по данным импульсного нейтронного гамма-каротажа аппаратурой АИМС LogPWin-AIMS// М.: Геофизика. 2004. № 1 (соавторы: В.А.

Велижанин, Д.Р. Лобода, Т.Е. Меженская, Р.Т.Хаматдинов). С. 3-4.

30. Разработка и применение автономной аппаратуры радиоактивного каротажа для исследований горизонтальных и сильно наклонных скважин // Материалы Научно-практической конференции “Ядерная геофизика 2004”. Санкт-Петербург. 29 июня2 июля 2004. С. 122-1(соавторы: А.В. Емельянов, В.А. Велижанин).

31. Аппаратурный ряд спектрометров (СГК-1024Т, СНГК-200, АИМС, 2ГГК-ЛП), производимый НПЦ “Тверьгеофизика” / Материалы Научно-практической конференции “Ядерная геофизика 2002”. Тверь.

1214 июня 2002. С.29-30 (соавторы: С.Н. Саранцев, А.П. Глебов).

32. Современные аппаратурно-методические комплексы углеродно-кислородного каротажа // М.: Геофизика. 2002. № 4 (соавторы: Р.Т. Хаматдинов, В.С. Бортасевич, В.А. Велижанин, Ф.Х. Еникеева). С.24-29.

33. Состояние и перспективы развития элементной базы скважинной геофизической аппаратуры / Материалы Научно-практической конференции “Ядерная геофизика 2002”. Тверь. 1214 июня 2002. С.89-(соавторы: Е.М. Арм, В.В. Милер, В.П. Демидов, В.М. Михайлов).

34. Спектрометрическая аппаратура импульсного нейтронного гамма-каротажа для элементного анализа горных пород (С/О-каротаж – реальность для российской геофизики) // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд.

АИС. 1996. Вып. 22 (соавторы: Е.П. Боголюбов, В.С. Бортасевич, В.А. Велижанин, А.П. Глебов, Ф.Х. Еникеева, Б.К. Журавлев, Р.Т.

Хаматдинов, Т.О. Хасаев). С. 85-91.

35. Спектрометрическая аппаратура импульсного нейтронного гаммакаротажа для элементного анализа горных пород – АИМС // Тезисы докладов на Международной Геофизической Конференции и Выставке. Москва. 1518 сентября 1997. С. 49. (соавторы: Е.П. Боголюбов, В.С. Бортасевич, В.А. Велижанин, Ф.Х. Еникеева, Б.К. Журавлев, Т.О.

Хасаев, Р.Т.Хаматдинов).

36. Спектрометрическая аппаратура литолого-плотностного гамма-гамма каротажа серии СГПЛ: технологические особенности и результаты производственных испытаний // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд.

АИС. 2005. Вып. 14 (141). С.75-85 (соавторы: В.Р. Хаматдинов, В.А.

Велижанин, А.А. Волнухина).

37. Спектрометрическая аппаратура литолого-плотностного гамма-гамма каротажа нефтегазовых скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд.

АИС. 2005. Вып. 2 (129). С.24-30 (соавторы: В.Р. Хаматдинов, В.А.

Велижанин, А.В. Вершинин, С.Н.Саранцев).

38. Некоторые вопросы освещения С/О-каротажа // НТВ “Каротажник”.

Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 12-12 (125-126). С.242-245 (соавторы:

В.М. Теленков).

39. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований на кабеле в нефтяных и газовых скважинах // М.: Минэнерго, 20(соавторы: коллектив под руководством Р.Т. Хаматдинова).

40. Новое поколение приборов радиоактивного каротажа нефтегазовых скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 1998. Вып. 43 (соавторы: Р.Т. Хаматдинов, Ф.Х. Еникеева). С. 25-30.

41. Проблемы и перспективы современного приборостроения в радиоактивном каротаже – аппаратура, метрология, сертификация // Материалы Научно-практической конференции “Ядерная геофизика 2002”.

Тверь. 1214 июня 2002. С.7-9 (соавторы: Р.Т. Хаматдинов, В.А. Велижанин).

42. Проблемы и перспективы современного приборостроения в радиоактивном каротаже / НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2002. Вып.

101 (соавторы: Р.Т. Хаматдинов, В.А. Велижанин). С.26-34.

43. Аппаратура для ядерно-геофизических исследований скважин при экстремальных давлениях и температурах // Материалы Научнопрактической конференции “Ядерная геофизика 2004”. СанктПетербург. 29 июня2 июля 2004. С. 134-138. (соавторы: Р.Т. Хаматдинов, В.А. Велижанин).

44. С/О каротаж - перспективная основа современного геофизического мониторинга нефтяных месторождений” // НТВ “Каротажник”. Тверь:

Изд. АИС. 2004. Вып. 12-13 (125-126). С.3-24 (соавторы: Р.Т. Хаматдинов, В.А. Велижанин).

45. Единая идеология стабилизации спектрометров гамма-излучений различной природы // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2003. Вып.

102. С.84-98 (соавторы: С.Н.Саранцев).






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.