Совершенствование метрологического обеспечения нейтронного каротажа нефтегазовых скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат технических наук Святохин, Виктор Дмитриевич

• Святохин, Виктор Дмитриевич
• кандидат технических наук
• 2008

Оглавление диссертации кандидат технических наук Святохин, Виктор Дмитриевич

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР МЕТОДОВ И СРЕДСТВ

МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ АППАРАТУРЫ СТАЦИОНАРНОГО НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Анализ конструктивных особенностей и характеристик средств МО 12 аппаратуры стационарного НК

1.2. Анализ существующих методик приготовления СО пористости

1.3. Анализ методик метрологической аттестации СО пористости 23 ЬА. Выводы и постановка задач исследования

Глава 2. ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ

ПРИГОТОВЛЕНИЯ СТАНДАРТНЫХ ОБРАЗЦОВ ПОРИСТОСТИ И

I ' 1 •

МЕТОДИКИ ИХ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ АТТЕСТАЦИИ

2.1 Обоснование методики пригртовления СО насыпного типа. ч'.'Ми . V.осооо;пп¡ч.I .-I

2.2. Методика определения коэффициента пористости СО монолитного 35 типа

2.3. Методика выполнения измерений при определении коэффициента 37 пористости СО насыпного типа

I I . .1 I .с

2.4. Методика определения коэффициента водонасышенной пористости 39 однофракционного СО >кальцитовых пород

2.5. Методика определения коэффициента газонасышенной пористости 41 однофракцйонного'СО кальцитовыхшород

2.6. Методика определения коэффициента водонасышенной пористости 42 двухфракционного СО кальцитбйьчхтород!' » - С ' • ^

2.7. Методика определения коэффициента газонасышенной пористости 44 двухфракционного СО кальцитовых> пород

2.8. Методика определения коэффициента водонасышенной пористости 45 одно и двухфракционного'СО'пебчаных пород.

• ' >П Ю!

2.9. Методика определения коэффициента газонасыщенной пористости 46 одно и двухфракционного СО песчаных пород

2.10. Методика определения доверительных границ погрешности СО, 47 обусловленной его неоднородностью

2.11. Методика определения доверительных границ погрешности 49 измерений параметров СО

2.12. Результаты и выводы

Глава 3. РАЗРАБОТКА СТАНДАРТНЫХ ОБРАЗЦОВ ПОРИСТОСТИ 53 ГОРНЫХ ПОРОД, ПЕРЕСЕЧЕННЫХ СКВАЖИНОЙ' м '!,;.:' ■;;>(!};!!юн - . . . ' к .и

3.1. Разработка государственных стандартных образцов пористости горных пород, пересеченных скважинами разного диаметра . с : .„мнх >

3.2 Разработка стандартных образцов пористости горных пород для

• й'\ • и. ! ) 1!' и, ч 'Д геофизических, предприятий

1 ! ' "шг V ери !!,' ',ч , . "' •'

3.3. Влияние нецилиндричности скважины стандартного образца пористости на погрешности воспроизводимых значений

3.4. Результаты и выводы . . ^ и ; V: . {

1- • ' а1ч-111 !Ы\ски \ ■

Глава 4. СЛИЧЕНИЕ ЭТАЛОНОВ ПОРИСТОСТИ И ПОСТРОЕНИЕ

ГРАДУИРОВОЧНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ДЛЯ РАЗНЫХ ГЕОЛОГО

ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ п;; , :;> • ■ 11,1 \ к >0'' 1 !' ' '

4.1. Анализ источников погрешности измерений коэффициента общей 89 пористости' аппаратурой' НК

4.2. Построение и анализ градуи^овочных характеристик аппаратуры НК для разных геолого-технических условий с использованием разработанных эталонов пористости

I ч Л1 I'.

4.3. Сличение построенных и существующих эталонов пористости

4.4. Результаты и выводы ,, , Ю : . ч ) 1 ! > Л I

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование метрологического обеспечения нейтронного каротажа нефтегазовых скважин»

Актуальность проблемы

Нефть и газ - главные энергетические и сырьевые ресурсы России. Коэффициент пористости пласта - один из основных подсчетных параметров запасов нефти и газа [1, 2, 9, 14, 16, 20, 62]. От точности его определения зависят погрешности подсчета запасов углеводородного сырья на нефтегазовых месторождениях [18, 19, 28, 37, 78, 79]. Одним из основных методов измерений коэффициента общей пористости является, нейтронный каротаж (НК) [15, 21, 22,27,30,31,39]. » t i ! ; ■ i

Исходные эталоны (модели пластов на основе мрамора) для градуировки' аппаратуры!ЫЮ [60}> 6й64^66$«67, 83], созданные в 1981 году во ВНИИЯГГе, ВНИИнефтепромгеофизике и ВНИИГИСе в виде государственных стандартных образцов, (ГСО) состава- и свойств карбонатных пород, пересеченных скважиной; i выработали свой ресурс .'и< их5 первоначальные показатели точности в,современных условиях не гарантированы. Кроме того, за нормальные условия i градуировки, аппаратуры-НК ~'[57]<вэтйх^-эталонах был> принят^диаметр геологоразведочных скважины 196 мм,' в то время как нефтегазовые1 скважины эксплуатационного бурения имеют диаметр 216 мм, а при бурении боковых стволов требуется выполнить^нейтронный каротаж в скважинах диаметром 124 и 166 мм [4]./Гехнолоп№ приготовления' СО ¡^-методика их метрологической аттестации были также несовершенны^ [51]v Наличие ограниченного перечня устаревших СО и отсутствие на современном этапе необходимых высокоточных , первичных1-и ,вторичных эталонов; общей пористости горных пород не способствует единству и обеспечению требуемой точности измерений коэффициента! ü общей - пористости ¡-нефтегазовых : пластов, 'не позволяет экспериментально строить' градуировочные* характеристики (ГХ) \ аппаратуры НК для разных рабочих геолого-технических условий измерений в скважинах

46,52,85-88].ж.i,. ■ ' -;,. : ¡.ри, «./¡ч . . . .,•••-:. . .

•;• • : • чс. ':;v)inci! ;!.' 'с 1 '. ' ; • - • м .

С целью создания условий для надлежащего исполнения Закона Российской Федерации "Об обеспечении единства измерений", Постановления правительства РФ от 02.02.98 № 132. "Об утверждении положения о государственном контроле за геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр", письма Министерства природных ресурсов России комитетам природных ресурсов, региональным геологическим центрам, Геолкомам № НП-61/5084 от 31.12.98 «О метрологическом обеспечении работ», а также повышения эффективности разведки и добычи полезных ископаемых (нефти и газа) в Республике Башкортостан (г. Уфе) был создан специализированный Центр метрологических исследований «Урал-Гео» [81].

На него возложены задачи по осуществлению научно-методического руководства «метрологической службой геофизических предприятий в России обеспечение!I единства' 'Тй ктребуемой нточности' измерений при проведении геофизических работ на месторождениях полезных ископаемых.

Анализ состояния метрологического обеспечения ГИС на предприятиях России показал [46], -что существующие исходные средства измерений коэффициента пористости плотности горных пород были изготовлены 25 лет тому назад, морально "уотарели^ имеют<-значительный 4 физический износ скважин и не4 обеспечивают ^требуемую точность воспроизвёдения этих параметров. Такое состояние метрологического обеспечения ГИС не способствует' достоверности.: поисков, и разведки месторождений полезных ископаемых". Требуется фазработка ^ »новых > технических- 'средств обеспечения единства и требуемой точности» измерений параметров пластов и скважины на основе совершенствования методик и технологий приготовления и метрологической аттестации 1 ^стандартных образцов горных • пород, пересеченных скважиной [6, 7, 8].

1; Актуальность' данной ¡работы обусловлена ^необходимостью: дальнейшего повышения уровня метрологического обслуживания аппаратуры^ НК на геофизических предприятиях [24, 47], исполнения Закона РФ «О недрах» и Закона РФ^ «Об обеспечении единства измерений», а также необходимостью и'1 ч ¡) )\О. е 1 рл ,р£Н.О11м. ,1м. >1. . "к . . .».и

МП '' П ',\1 'IV ' ' 1 обеспечения конкурентоспособности отечественной геофизике на основе современных государственных эталонов пористости пород при вступлении России во Всемирную торговую организацию (ВТО) [52].

Цель работы

Повышение точности скважинных измерений коэффициента пористости нефтегазовых пластов в различных геолого-технических условиях.

Задачи исследования

1. Обоснование и разработка новой методики приготовления СО пористости'! и<>п■плотности'ссмгорных о 'пород;'м"пересеченных - скважиной; обеспечивающей высокую'степень-однородности коэффициента пористости по всему объему вещества-носителя свойств СО насыпного типа.

2. Разработка методики метрологической аттестации СО насыпного типа применительно* к-новой технологии изготовления СО общей пористости и плотности горных пород; пересеченных'скважиной.' \о м-фп-ик-. I !.•

3. Изготовление • и ' метрологические исследования комплекса СО пористости водонасыщенных, нефтенасыщенных и газонасыщенных кальцитовых и кварцитовыхипород, пересеченных скважиной диаметром 124, 156'И 216 мм. -I И'.ЧИЮСШ юрны\ !< 1 ' > ■(•:■>' -'Ч . ' !Ч1( 4. Построение семейства > градуировочных характеристик аппаратуры НК применительно к различным- геолого-техническим условиям и их метрологический анализ! и .1 ч.еми' * -ч>

Конструктивно и • - методически целесообразно создавать СО, воспроизводящие одновременно; ши-1Х коэффициент общей пористости, и объемную 1 плотность • горных'' пород: Однако вопросы метрологического обеспечения аппаратуры плотностного гамма-гамма-каротажа являются отдельным! самостоятельным! объектом> исследований и в задачи настоящей диссертационной работы не входят.

Методы исследования: • р ь -1р I

Метрологический анализ методов и средств измерений коэффициента

V I] ни. ' • ;ре\^'1ШО !1 ;:< к •• " - ' • \ общей пористости пластов горных пород геофизическими методами.

Теоретическое обоснование и. разработка методики создания; эталонов общей пористости и плотности пластов горных пород, пересеченных скважиной.

Экспериментальные метрологические исследования созданных СО и различных типов аппаратуры НК, статистические методы обработки экспериментальных данных. . . ■ :

Научная новизнафаботы:

1. Обоснована и разработана новая методика приготовления и; метрологической •• ¡аттестации' ь;х стандартных образцов1 водонасыщенной (нефтенасыщенной)- общей I пористости I и плотности пластов насыпного типа, обеспечивающая их высокую 'однородность» и стабилвность'во времени за1 счет исключения образования пузырьков воздуха, более равномерного распределения и повышениящлотности^упаковки фракций. . .

2. Впервые выявлена-1 ■ существенная^; составляющая погрешности воспроизведения! ¡х . коэффициента пористости, обусловленная? нецилиндричностью; скважиньп:СО! и неоднозначностью прижатия зонда к стенке скважины 00. Обосновано требование к допускаемой непрямолинейности- образующей стстенки скважины СО по ',;ее 'длине-искривление образующей «е (должно превышать 1 мм на 1 м ее длины, исходя из с допускаемой) основной олабйшпотной - погрешности пс^воспроизведения коэффициента пористости'±0;2%.

3. Впервые: экспериментально построены градуировочные характеристики разнотипной ^аппаратуры НК для чистого газонасыщенного кварцитовото! <пласта, имеющие 1 отрицательный "> коэффициент преобразования (наклон ГХ к./оси! абсцисс"/более 90 градусов), что позволяет интерпретировать данные НК в газонасыщенных кварцитовых пластах. <

•: 1: 4;1 Экспериментально: получены ^ новые градуировочные ■ характеристики современной разнотипной • аппаратуры НК для разного минералогического состава пластов горных, пород, пересеченных скважинами» (разного диаметра и насыщенных нефтью и водой разной минерализации, позволяющие построить функции влияния для их использования при интерпретации НК в нефтегазовых скважинах.

Основные защищаемые положения:

1. Методика приготовления ' высокооднородных и высокостабильных эталонов общей пористости и плотности горных пород насыпного типа, которая позволяет уменьшить пределы их допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения коэффициента общей пористости до ±0,2% .

2. Семейство градуировочных характеристик разнотипной аппаратуры Ж, построенных с использованием новых эталонных моделей пластов для разных геолого-технических условий, характеризующихся различным сочетанием химического состава скелета горных пород (чистые кварцитовые и чистые кальцитовые^породы*),-«разного, заполнителя порового пространства (вода пресная'! и соленая^'нефт®, газ)'>>ин-разного '^номинального диаметра скважины.

Практическая ценность и реализация работы

Ценность работы 'заключается'в -получении возможности: построения^ и применения^еградуировозных!Охарактеристик^ 'аппаратуры' НК"-для' 'разных геолого-технических уоловий'-ппри' исследованиях нефтегазовых ^ пластов (прежде строилась одна характеристика или использовалась «методика двух опорных пластов»);' определения влияния (функций влияния) разных геолого-технических условий в случае использования одной характеристики (кальцит водонасыщенный). 1-пая. иефп>. пп) п . чи с> пы I м ¡.ш »

В результате проведенных исследований разработан и внедрен в ГУЛ Центр Метрологических Исследований (ЦМИ) «Урал-Гео» научно-обоснованный комплекс Государственных стандартных образцов пористости и плотности;я горных' по ж упор©д,х;1рересеченных;ш-скважиной, пч внесенных;" в Государственный реестр стандартных образцов России (№ ГСО 8784-2006) в 2006 г. В 2001 году ГУЛ ЦМИ «Урал-Гео» был аккредитован Госстандартом России, а В12006'г.1 Федеральным! агентством по техническому регулированию и

1 I II 1 метрологии на техническую-компетентность при выполнении калибровочных работ в области ГИС, включая нейтронный каротаж.

Вторичные рабочие эталоны пористости и плотности кварцитовых и кальцитовых горных пород (СО предприятий - СОП) изготовлены, аттестованы и применяются в ОАО «Алросса» (2001 г.), ОАО «Когалымнефтегеофизика» (2003 г.), ОАО «Газпромнеф'ть-Ноябрьскнефтегазгеофизика» (2003 г.), ОАО «Оренбургтазгеофизика» (2004 г.), ОАО «Башнефтегеофизика» (2005 г.), ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика» (2006 г.), Тресте «Сургутнефтегеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз» (2007 г.). Аналогичные СО пористости поставлены геофизикам Узбекистана¡(г:<Ташкент, 2001 г.) и Белоруссии (г. Речица, 2005 г.). ,м Апробация работыо" • i неГпромп'.'Г» . ,.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований , докладывались м на: -научно-практической региональной конференции ^ «Геолого-экономические1 перспективы расширения минерально-сырьевой б'аЬ^Шойблжскога^ чЮксного^егионов Российской; Федерации и 'пути их реализации В" 2003-2010' 1гг.» '(г\С Саратов, 2002); научном 'симпозиуме «Высокие технологии в промысловой^ геофизике» (г. Уфа, 2004); научном симпозиуме «Геоинформационныё технологии в нефтепромысловом сервисе» (г.-".Уфа, 2005); .научной- ¡конференции «Информационные технологии в нефтегазовомп\\\ сервисе» (г. Уфа, 2006); научной конференции «Информационные технологии в нефтегазовом сервисе» (г. Уфа, 2007).

Публикации • > Основные • ■ научные)оvположения и практические результаты диссертационной работы'опублйкованвцв' 12 печатных работах,>bi том числе!три опубликованы в изданиях/рекомендованных ВАК.

В основу диссертации, положены исследования и работы, выполненные лично авторомрвиРУИ ЦМИ||«Урал-Гео», начиная с 2000' г; Автор; являлся заведующим отделом эталонов и ответственным исполнителем работ по изготовлению новых-первичных TCOi пористости, и плотности в г. Уфе и всех новых рабочих СОП'м на геофизических предприятиях Россйи ' и СНГ. > i.t I иы \ ■ I« ' I; и I о ; ч' i ■ • ьп: 4 и;.\чмыс no-KV/ico, i ют;.). оаГчиы oii\ujHK4Hiaiu>i n >

Экспериментальные исследования всех созданных СО и обработка результатов выполненных измерений проведены автором. Анализ результатов исследований проведен совместно с научным руководителем.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Общий объем работы, включая 20 рисунков, 30 таблиц и список литературы из 90 наименований, составляет 112 страниц. В приложениях приведены копии свидетельства на ГСО и аттестат на МВИ коэффициента пористости СО.

Заключение диссертации по теме «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», Святохин, Виктор Дмитриевич

1.4. Выводы и постановка задач исследования

На основании выполненного анализа современного состояния технических средств метрологического обеспечения стационарного НК нефтегазовых скважин, методик: приготовления СО пористости и плотности, а также методик их метрологической аттестации, можно сделать следующие основные выводы:

1. С момента появления в комплексе ГИС аппаратуры стационарного НК в СССР и за рубежом было создано для нее небольшое количество моделей пластов монолитного и насыпного типа. Эти модели в виде СО пористости играют роль эталонов, воспроизводящих с высокой точностью химический состав и коэффициент общей пористости пластов. Однако они создавались разными специалистами в разных организациях по разным не аттестованным методикам их приготовления и метрологических исследований. Их сличение официально также не проводилось.

2. Единство измерений коэффициента общей пористости пластов методами НК обеспечивалось использованием однотипных СО пористости, созданных на основе коелгинского мрамора. За нормальные условия градуировки аппаратуры НК в этих СО был принят диаметр геологоразведочных скважин 196 мм. В то же время, нефтегазовые скважины эксплуатационного бурения имеют диаметр 216 мм, а при бурении боковых стволов требуется выполнить нейтронный каротаж в скважинах диаметром 124 мм и 156 мм. Кроме того, все созданные ранее СО выработали свой ресурс и их первоначальные показатели точности в современных условиях не гарантированы.

3. Применение имитаторов пористости в виде герметичных стальных цилиндрических стаканов допустимо только при калибровке аппаратуры НК при условии высокой стандартности зондов НК, что на практике не выполняется. Кроме того, передача единиц коэффициента пористости имитаторам может осуществляется только от первичных или вторичных эталонов пористости в виде физических моделей пластов горных пород, пересеченных скважиной.

4. Существующая методика приготовления СО насыпного типа на основе засыпки в корпус СО сухих фракций мрамора, доломита или кварцита и использования «метода пропитки» не позволяли создать высокооднородные и высокостабильные эталоны пористости пластов.

5. Методика метрологической аттестации СО насыпного типа также оказалась несовершенной, так как не позволяла учитывать степень высыхания исходных пористых веществ-носителей свойств. Требовалась научно-обоснованная методика определения как воспроизводимого значения Кп, так и расчета доверительных границ погрешности его измерений.

6. Отсутствие в распоряжении метрологической службы ГИС широкого набора моделей песчаного, кальцитового и доломитового пластов, пересеченных скважинами разного диаметра и воспроизводящих коэффициент общей водонасыщенной пористости, не позволяет строить градуировочные характеристики аппаратуры НК разных модификаций для разных геолого-технических условий.

На основании полученных выводов сформулированы следующие задачи исследования:

1. Обоснование и разработка новой методики приготовления стандартных образцов пористости пород, пересеченных скважиной, обеспечивающей высокую степень однородности коэффициента пористости по всему объему вещества-носителя свойств стандартных образцов насыпного типа и высокую их стабильность во времени.

2. Разработка методики метрологической аттестации стандартных образцов насыпного типа применительно к новому способу их приготовления, позволяющей учитывать степень высыхания пористой крошки и песка, засыпаемых в кррпус стандартных образцов.

3. Изготовление и метрологические исследования нового комплекса стандартных образцов общей пористости водонасыщенных (с разной мнерализацией), нефтенасыщенных и газонасыщенных кальцитовых и кварцитовых пород, пересеченных скважиной диаметром 124, 156 и 216 мм.

4. Построение на основе созданных стандартных образцов семейства градуировочных характеристик аппаратуры стационарного нейтронного каротажа применительно к различным геолого-техническим условиям и их метрологический анализ.

Глава 2. ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПРИГОТОВЛЕНИЯ СТАНДАРТНЫХ ОБРАЗЦОВ ПОРИСТОСТИ И МЕТОДИКИ ИХ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ АТТЕСТАЦИИ

2.1. Обоснование методики приготовления СО насыпного типа.

Комплекс СО для аппаратуры стационарного НК помимо монолитных блоков включает СО насыпного типа, так как однородные монолитные блоки горных породы с большой (около 40%) и средней (около 15-20%) пористостью в реальной природе встречаются редко.

СО насыпного типа делятся на однофракционные с Кп от 33 до 38% и двухфракционные - с Кп от 14 до 17% .

Они должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1. Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности воспроизведения коэффициента общей водонасыщенной (нефтенасыщенной, газонасыщенной) пористости должны быть не более ±0,4%.

2. Высокая стабильность СО во времени [73]. Изменения абсолютной погрешности не более 0,1% в год.

3. Высокая однородность физических параметров по объему СО. Размах изменения абсолютной погрешности при прижатии эталонного зонда аппаратуры НК в пределах допустимой области его размещения в скважине СО не должен превышать 0,2%.

4. Химическая чистота породы, образующей скелет пласта и отсутствие примесей в породе с аномальным сечением захвата нейтронов.

5. Достаточные габаритные размеры СО с точки зрения влияния его конечных размеров на результаты измерений аппаратурой НК в сравнении с пластом бесконечных размеров.

Требования 4 и 5 достаточно полно были обоснованы в работах A.M. Блюмецева [5]. Поэтому в данной работе затрагиваются в основном только первые три пункта перечисленных требований. В них кроются резервы в улучшении качественных параметров СО, использование которых приведет к повышению точности измерений аппаратурой НК при исследовании в нефтегазовых скважинах.

Структурно СО горных пород представляет собой трехфазную среду, содержащую твердую фазу - мрамор или другую породу, жидкую фазу — воду или нефть и газообразную фазу - воздух [34].

Конструктивно СО горных пород монолитного типа представляет собой цилиндрический корпус из нержавеющей стали, внутри которого установлен мраморный, доломитовый или кварцитовый блок с вертикальной скважиной заданного диаметра. Корпус СО и скважина заполнены питьевой водой.

СО горных пород насыпного типа представляет собой цилиндрический корпус из нержавеющей стали, внутри которого установлены один или несколько дюралюминиевых тонкостенных стаканов — имитаторов скважины разного диаметра. Пространство между корпусом и имитаторами скважины заполнено мраморной или кварцитовой крошкой, мраморным или кварцевым песком и питьевой водой (или соленой водой, или соляркой, или газом). Мраморная крошка и мраморный песок могут быть пористыми и содержать определенное количество воды и воздуха. Питьевая вода может содержать растворенный в ней воздух. Кроме того, некоторое количество мелких пузырьков воздуха остается в теле СО в процессе его приготовления.

Перечень аттестуемых параметров (характеристик) СО и их определения приведены в табл. 9. Доверительные границы интервала для истинного значения каждого из воспроизводимых параметров СО будем определять как симметричный интервал (со знаком ±) при доверительной вероятности 0,95 вокруг среднего значения измеряемого параметра.

При определении аттестуемых параметров СО насыпного типа ! применяется объемно-весовой метод измерений коэффициента пористости и плотности горных пород. I 1

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании выполненных автором исследований получены следующие результаты:

1. Разработаны новые методики:

- приготовления стандартных образцов общей водонасыщенной или неф-тенасыщенной пористости и плотности пластов пород насыпного типа, обеспечивающая их высокую однородность и стабильность во времени;

- метрологической аттестации этих стандартных образцов.

2. Разработана методика выполнения измерений коэффициента пористости и плотности стандартных образцов кальцитовых горных пород, пересеченных скважиной, аттестованная Уральским научно-исследовательским институтом метрологии (УНИИМ) Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.

3. Экспериментально построены новые 1радуировочные характеристики разнотипной аппаратуры НК для:

- газонасыщенного кварцитового пласта, имеющие отрицательный коэффициент преобразования, что позволяет интерпретировать данные НК в газонасыщенных песчаных пластах;

- для разного минералогического состава пластов горных пород, пересеченных скважинами разного диаметра и насыщенных нефтью и водой различной минерализации, позволяющие построить функции влияния для их использования при интерпретации НК в нефтегазовых скважинах.

4. Изготовлены и исследованы 48 СО пористости кальцитовых и кварци-товых горных пород, пересеченных скважиной диаметром 124 мм, 156 мм, 216 и 295 мм, из них 11 СО внесены в государственный Реестр средств измерений России (раздел - стандартные образцы).

5. Усовершенствована система воспроизведения величин единиц пористости рабочими эталонами для разных геолого-технических условий на основе семейства индивидуальных градуировочных характеристик, что повышает показатели точности измерений коэффициента пористости чистых пластов-коллекторов горных пород аппаратурой НК на нефтегазовых месторождениях России.

6. Обеспечено единство и требуемая точность скважинных измерений коэффициента общей водонасыщенной пористости пластов на нефтегазовых месторождениях России путем периодического контроля и увязки всех созданных СО с использованием одних и тех же эталонных зондов-компараторов и передвижной метрологической лаборатории.

- N

1 <

I" - х

V 4'

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Святохин, Виктор Дмитриевич, 2008 год

1. Азаматов В. И., Свихнушин Н. М. Методы излучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. М.: Недра, 1976.- 216с.

2. Александров Б.JT. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими методами. М.: Недра, 1979.- 200с.

3. Блюменцев A.M., Калистратов Г.А.,.Гулин Ю.А., Лобанков В.М. Состояние и перспективы развития метрологического обеспечения аппаратуры нейтронного каротажа// Сб. «Геофизическая аппаратура», вып. 77.- М.-1983.-С. 122-128.

4. Блюменцева А. М., Цирульников В.П. Эталонная информация в системе метрологического обеспечения ГИС. Научно-технический вестник «Каро-тажник».-2005.-№ 86.-126-132с.

5. Генри Б. Кричлоу. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования: Пер. с англ.- М.: Недра,- 1979.- 303с.

6. ГОСТ 8.009-72 ГСИ. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений.

7. ГОСТ 8.010-72 ГСИ. Общие требования к стандартизации и аттестации методик выполнения измерений.

8. ГОСТ 16263-70. Метрология. Термины и определения.

9. ГОСТ 22609-77. Геофизические исследования в скважинах. Термины, определения и буквенные обозначения.

10. Дахнов ВН. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Ученик для Вузов.- Изд. 2-е.- М.: Недра, 1982.- 448с.

11. Дахнов В. Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород.- М.: Недра, 1975.- 344с.

12. Дебранд Р. Теория и интерпретация результатов геофизических методов исследования скважин: Пер. с франц.- Под. ред. В. II. Дахнова.- М.: Недра, 1972.-288с.

13. Дембицкий С.И. Оценка и контроль качества геофизических измерений в скважинах. -М.: Недра, 1991. 204с.

14. Деч В.Н., Кноринг Л.Д. Нетрадиционные методы комплексной обработки и интерпретации геолого-геофизических наблюдений в разрезах скважин,- JL: Недра, 1978.- 192с.

15. Дементьев Л.Ф., Акбашев Ф.С., Файнштейн В.М. Изучение свойств неоднородных терригенных нефтеносных пластов.- М.: Недра, 1980.- 213с.

16. Дементьев Л.Ф., Шурупов Ю.В., Азаматов В.И.и др. Оценка промышленных запасов нефти, газа и газоконденсата.- М.: Недра, 1981.-380 ст.

17. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований.скважин.- М.: Недра, 1977.- 432с.

18. Добрынин В.М., Венделыптсйн Б.Ю., Резванов P.A., Африкян А.Н. Промысловая геофизика. Учебник для вузов.Под ред. Добрынина В.М., Лазутиной Н.Е.- М.: ФГУП Изд-во Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. -2004.-400с.

19. Жувагин И. Г., Лаптев В. В., Калистратов Г. А., Лобанков В. М. Состояние метрологического обеспечишя геофизических средств измерений на предприятиях Миннефтепрома// Измерительная техника.- 1977.- № 8,- С.10-14.

20. Зунделевич C.M., Перьков H.A., Фельдман И.И. Промысловая геофизика. Перевод с английского. М.: Недра, 1970.-256с.

21. Ильинсккий В.М., Лимберг Ю.А. Геофизические исследования коллекторов сложного строения. М.: Недра, 1981,- 208с.

22. Ингерман В.Г. Автоматическая интерпретация результатов каротажа скважин.- М.: Недра, 1978.- 389с.

23. Итенберг С.С. Интерпретация результатов каротажа скважин. М.: Недра, 1978.- 389с.

24. Итенберг С.С., Дакхильгов Т.Д. Геофизические исследования в скважинах. -М.: Недра, 1982.-351с.

25. Кантор С.А., Кожекников Д.А., Поляченко А.Л., Шимелевич Ю.С. Теория нейтронных методов исследования скважин. М.: Недра,. 1985.-224с.

26. Кобранова В.Н. Петрофизика. Учебник для вузов.- 2-е изд.-. М: Недра, 1986.-391с.

27. Кожекников Д.А. Нейтронные характеристики горных пород и их использование в нефтегазопромысловой геологии. М.: Недра, 1982.-222с.

28. Кондрашов А.П., Шестопалов Е.В. Основы физического эксперимента и математическая обработка результатов измерений. Учебник для техникумов. -М.: Атомиздат, 1977.- 220с.

29. Копытов A.B. Об ошибках при подсчете запасов нефти и газа объемным методом// Оценка точности определения параметров залажей нефти и газа.- М.: Недра, 1965,-587с.

30. Короткое В.П., Тайц Б.А. Основы метрологии и теории точности измерительных устройств. М.: Издательство стандартов, 1978.- 352с.

31. Кривко H.H. Аппаратура геофизических исследований скважин: Учеб. Для вузов -М.: Недра, 1991 384с.

32. Кузнецов В.А., Исаев Л.К., Шайко И.А. Метрология. -М.: ФГУП «Стандар-тинформ», 2005.-300с.

33. Ларионов В.В.,Резванов P.A. Ядерная геофизика и радиометрическая разведка. М.: Недра, 1988.- 322с.

34. Латышова М.Г., Венделыитейн Б.Ю., Тузов В.П. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1975.- 272с.

35. Латышова М.Г., Дьяконова Т.Ф. Способ статистической обработки и контроля качества промыслово-геофизических данных по месторождениям нефти и газа. Обзор. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз. - М.: Изд. ВНИИОЭНГ, 1978.-43с.

36. Лобаиков В. М. Аттестация методик выполнения измерегаш параметров нефтегазовых залежей//Метрологическая служба СССР.-1983.-вып.12.-С.16-21.

37. Лобанков В. М. Метрологические аспекты повышения эффективности исследований нефтегазовых коллекторов// Исследование коллекторов сложного строения, техника и методика,- Уфа, 1982.- С. 125-132. (Труды ВНИИнеф-тепромгеофизика).

38. Лобанков В.М Метрологический анализ измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин//Геофизика.-2002.-№ 3.-С.73-77.

39. Лобанков В.М. Метрологическое обеспечение скважинных измерений// Геофизика.- 2000.-спец. выпуск.-С.50-55.

40. Лобанков В.М., Гарейшин З.Г., Святохин В.Д. и др. Комплекс калибровочного оборудования для геофизических предприятий/ // Научн. симпозиум «Высокие технологии в промысловой геофизике». Уфа, - 2004. - С.56-57.

41. Лобанков В.М., Святохин В.Д Система обеспечения единства измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин// Научно-техш1ческий вестник «Каротажник». -2005. -№ 10-11 .-С. 199-206.

42. Лобанков В.М., Святохин В.Д Эталонные модели пластов и скважин длянефтепромысловой геофизики// Нефтегазовое дело.-Том 5.- № 2. 2007.-С.71-76.

43. Лобанков В.М., Святохин В.Д., Семенович В.А. Сертификация геофизической аппаратуры и обеспечение единства измерений/ Приборы и системы разведочной геофизики.-2008.-№ 1, СО ЕЛГО.- Саратов.-С.53-54.

44. Лобанков В.М., Широков В.Н. Методические указания по метрологическомуобеспечению промыслово-геофизической аппаратуры// М.: Изд. МИНГ им. И.М. Губкина.-1987.- 55с.

45. Лобанков В.М., Гарейшин З.Г., Святохин В.Д., Подковыров A.B., Морозов А.Ф. Комплекс калибровочного оборудования для геофизических предприятий// Научн. симпозиум «Высокие технологии в промысловой геофизике».-Уфа.- 2004.- С.56-57

46. Лобапков В.М., Калистратов Г.А. Метрологическое обеспечеш!е геофизических средств измерений. Уфа.- 1981.- 64с.

47. Метрологическое обеспечение производства: конспект лекций / Под ред. А.

48. A. Тупиченкова. М.: Изд-во стандартов, 1982.- 248с.

49. МИ 1062-85 ГСИ. Влагомеры горных пород нейтронные скважшшые. Методика поверки.-Уфа.-ВНИИнефтепромгеофизика.-1986.-17с.

50. МУ 41-06-074-86. Методические указания. Стандартные образцы для метрологического обеспечения геофизической скважинной аппаратуры. Методика аттестации.

51. Оборудование для метрологического обеспечения ГИС и ГТИУ

52. B.М.Лобанков, З.Г.Гарейпшн, В.Д.Святохин и др.// Информационные технологии в нефтегазовом сервисе: Тезисы докладов научной конференции. -Уфа.-2006.-С. 12-14.

53. ОСТ 39-083-79 Аппаратура промыслово-геофизическая. Основные параметры и размеры. М.: Изд. Миннефтепрома СССР.-1979.

54. ОСТ 39-100-80 Аппаратура геофизическая скважинная. Общие технические условия. /М.: Изд. Миннефтепрома CCCP.-1980.-27c.

55. Оценка промышленных запасов нефти, газа и газоконденсата/ Дементьев Л.Ф., Шурупов Ю.В., Азаматов В.И. и др.- М.: Недра, 1981.- 380с.

56. Померанц Л.И., Чукин В.Т. Аппаратура и оборудование для геофизических методов исследования скважин.- М.: Недра, 1978.- 293с.

57. РД 39-4-940-83 Ведомственная поверочная схема для скважинных средств измерений плотности горных пород. -Уфа:-НИИНефтепромгеофизика.-1984.

58. РД 39-4-941-83 Ведомственная поверочная схема для скважинных средств измереш!Й водонасыщеппой пористости горных пород-Уфа:-НИИНефтепромгеофизика.-1984.

59. РД-153-39.0-072-01.Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовыых сквжи-нах.- М.:- Минэнерго России, 2001.- 271 с.

60. Ржевский В.В., Новие Г.Я. Основы физики горных пород. М.: Недра, 1973.-285с.

61. Святохин В.Д. Градуировочные характеристики стационарного нейтронного каротажа//Hay чн.-техн. вестник «Каротажи и к».-2008.-№5.-С. 113-117.

62. Святохин В.Д. Исследование неоднородности стандартных образцов пористости горных пород, пересеченных скважиной/ Информационные технологии в нефтегазовом сервисе. Тезисы докладов научной конференции.-Уфа.-2006.-С.97-98.

63. Семенко Н.Г., Силин A.B. Стандартные образцы состава и свойств веществ и материалов. М.: Издательство стандартов, 1978.- 56 с.

64. Современная ядерная геофизика при поисках , разведке и разработке нефтегазовых месторождений// Под ред. Блюменцева А. М.-М.: ВНИИгеосистем.-2004.-305с.

65. Справочник геофизика. Геофизические методы исследования.- Т. 2.- М.: Гостехиздат, 1961.-760с.

66. СТП 3-065-2005 Методика выполнения измерений параметров стандартных образцов двухфракционного состава и свойств кальцитовых горных пород, пересеченных скважиной.-Уфа.-2005.-11с.

67. ТПр 96-84 Типовая программа и методика проведения государственных приемочных испытаний скважигоюй геофизической аппаратуры.-Уфа.

68. ВНИИнефтепромгеофизика. -1984.-19с.

69. Фролов Е.Ф. Значение и состояние вопроса установления точности определения параметров залежей и точности подсчета запасов нефти и газа// Оценка точности определения параметров залежей нефти и газа.- М.: Недра, 1965, С.6-12.

70. Фролов Е.Ф., Барклая О.Г, Методика оценки точности подсчета запасов нефти и геза//0цешса точности определения параметров залежей нефти и газа.- М.: Недра, 1965.- С.32-53.

71. Хамитов P.A., Антонов К.В., Лобанков В.М., Святохин В.Д. Эталоны единиц геологических параметров // Новые идеи в науках о Земле: Материалы VI Международной конференции.-М.-2003.-Т. 1 .-С.274-275.

72. Хамитов P.A., Антонов К.В., Лобанков В.М. Задачи МЦ «Урал-Гео» при геологическом изучении недр// Научно-технический вестник «Каротаж-ник».-2003.-№ 3.-С.56-61.

73. Ханипов 3.3. Лысешсов А.И. Обеспечение единства измерений геофизических параметров// Научно-технический вестник «Каротажник».-2006. -№78.- С.155-159.

74. Цирульников В.П. Методика оценки воспроизводимости и точности результатов геофизических исследований скважин. Автореферат, дисс.канд. геол. -минер.наук:25.00.10. М: МИНГ им. И.М. Губкина.-1981.-24с.

75. Широков В.Н., Лобашеов В.М. Основы метрологии, стандартизации и сертификации в геофизике. Часть 2. Методы обеспечения качества первичной геофизической информации. Учебное пособие.- М.- РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.-2004.-128С.

76. Mathews Mark. Calibration models for fractured igneous rock environments. «Trans. SPWLA 21st Annu. Logg. Symp., Lafayette, La, 8-11 July, 1980». Houston, Tex.,s.a., 1-11.

77. Theys P. Log data acquisition and quality control.-Editions Technipe: Paris.-1999.-453.•■^Шу № 0000957

78. ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИоб утверждении типа государственного стандартного образца (ГСО)

79. Действителен до "11" мая 2011 г.

80. ГУН ЦМИ "Урал-Гео". г. Уфанаименование организации-разработникаразработанныйвнесен в Государственный реестр с регистрационным номером ГСО 8784-2006и допущен к применению в Российской Федерации

81. Описание типа ГСО приведено в обязательном приложении к настоящему сертификату1. Крутиков В. Но л,1. Заместитель Руководителя

82. ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

83. Государственный научный метрологический центр ФГУП «Уральский научно-исследовательский институт метрологии»

84. Аттестация осуществлена по результатам экспериментальных исследований

85. В результате аттестации МВИ установлено, что МВИ соответствует предъявленным к ней метрологическим требованиям и обладает следующими основными метрологическими характеристиками:

86. Диапазоны измерения: приведены в таблице на обороте свидетельства.

87. Характеристики погрешности: пределы погрешности результатов измерений для Р~0,95 приведены в таблице на обороте свидетельства.об аттестации методики выполнения измерений М 253.13.03.384/20071. МВИ.

88. Зам.директора по научной работе1. Зав.лабораторией1. Дата выдачи: 01.03.07 г.1. С.В. Медведевских1. И.Е. Добровинский1. Срок действия: 5 лет

89. Россия, 620000, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская,4 me.i.:[phone], фахс: [phone]. E-mail: [e-mail]