курсовая К.Л.А. 3ФЗП

Доступен только на StudyGur

Страниц: 43
Опубликован:
ЧИТАЙТЕ ПОЛНЫЙ ТЕКСТ ДОКУМЕНТА

ПРЕДПРОСМОТР

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ
ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«БАШКИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ФИЗИКО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ
КАФЕДРА ГЕОФИЗИКИ
КУРСОВАЯ РАБОТА
ПО ПРОГРАММЕ БАКАЛАВРИАТА
КАРИМОВОЙ ЛЕЙЛЫ АЛЬБЕРТОВНЫ
«УГЛЕРОДНО-КИСЛОРОДНЫЙ КАРОТАЖ»
Выполнил:
Студент 3 курса очной формы обучения
Направление подготовки – «Физика»
Профиль – «Физика Земли и планет»
Допущено к защите:
Заведующий кафедрой геофизики,
Руководитель:
д.т.н., профессор
Ассистент кафедры геофизики
______________ / Р.А. Валиуллин
_____________ / В.К. Мухутдинов
«___»____________20____г.
УФА – 2017
ОГЛАВЛЕНИЕ
ГЛАВА 1. ТЕОРИЯ МЕТОДА .....................................................................................................4
1.1 Физические основы углерод-кислородного каротажа .................................. 4
1.2 ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ В КОМПЛЕКСЕ С ДРУГИМИ МЕТОДАМИ ...... 10
1.3 Аппаратура применяемая для регистрации данных ИНГК-С .................... 12
ГЛАВА 2. ФАКТОРЫ ИСКАЖАЮЩИЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ
ПО ДАННЫМ ИНГК-С ..............................................................................................................14
2.1 Влияние технологических факторов ............................................................. 14
2.1.1 Ошибки, связанные с вычитанием фонового спектра.............................. 14
2.1.2 Ошибки, связанные с нестабильностью энергетической шкалы и
энергетического разрешения................................................................................ 16
2.1.3 Ошибки, связанные с неточностью определения технологических
параметров ближней зоны .................................................................................... 18
2.2 Влияние минерализации пластовых вод на точность определения
нефтенасыщенности .............................................................................................. 20
2.3 Влияние пористости и карбонатности коллектора на определение
нефтенасыщенности .............................................................................................. 22
ГЛАВА 3. ПРИМЕР СИСТЕМЫ ОБРАБОТКИ ДАННЫХ ....................................................24
3.1 Оценка качества первичных данных каротажа ............................................ 24
3.2. Оценка качества первичных данных по стабильности временного спектра
................................................................................................................................. 25
3.3 Оценка качества первичных данных по стабильности энергетических
спектров .................................................................................................................. 26
3.4 Задание опорного спектра .............................................................................. 28
3.5 Выбор опорного спектра из файла калибровок ........................................... 28
3.6 Создание опорного спектра по скважинным данным ................................. 30
3.7 Задание технических параметров .................................................................. 31
3.8 Параметры обработки ..................................................................................... 31
3.9 Параметры условий измерений ..................................................................... 34
3.10 Расчет первичных геофизических параметров .......................................... 34
3.11 Ввод данных открытого ствола ................................................................... 35
3.12 Ввод поправки за влияние муфт .................................................................. 36
3.13 Задание модели обработки ........................................................................... 36
3.14 Задание модельных опорных интервалов ................................................... 38
3.15 Расчет нефтенасыщенности ......................................................................... 39
2
ВВЕДЕНИЕ
Для решения задач контроля за изменением нефтенасыщенности
коллекторов, применяются различные модификации ядерного, акустического
и термического каротажа, гидродинамические методы для измерения расхода
и состава скважинного флюида, различные виды каротажа с применением
индикаторных жидкостей. В связи с тем, что основной фонд действующих
скважин на эксплуатируемых месторождениях составляют скважины,
обсаженные металлической колонной, для оценки коэффициентов текущей и
остаточной нефтенасыщенности наиболее широко применяются ядерногеофизические
методы.
спектрометрический
(ИНГК-С),
в
метод
Одним
из
импульсного
модификации
С/О
таких
методов
нейтронного
является
гамма-каротажа
(углеродно-кислородный)-каротаж,
основанный на различии вещественного состава воды и углеводородов.
Величина отношения С/О (углерода к кислороду) является определяющим
фактором при определении степени нефтенасыщенности пласта.
Опыт ведущих зарубежных геофизических компаний подтверждает
целесообразность
применения
углеродно-кислородного
каротажа
для
решения задач определения насыщенности в обсаженном стволе в случае
пресных и слабоминерализованных пластовых вод.
Таким образом, повышение эффективности изучения продуктивных
пластов в процессе их разработки с помощью программно-управляемой
спектрометрической аппаратуры импульсного нейтронного гамма-каротажа
(ИНГК-С) созданной с использованием современной элементной базы,
программного
обеспечения
регистрации,
первичной
интерпретации данных ИНГК-С, весьма актуальна.
3
обработки
и
ГЛАВА 1. ТЕОРИЯ МЕТОДА
1.1 Физические основы углерод-кислородного каротажа
Рисунок 1.1 - Процесс взаимодействия нейтрона с ядрами атомов [2]
Физической основой C/O-каротажа является процесс облучения горной
породы быстрыми нейтронами, последние из которых взаимодействую с
ядрами, в результате чего возникает вторичное гамма-излучение, которое
подразделяется на три типа:

гамма-излучение неупругого рассеяния (ГИНР);

гамма-излучение радиационного захвата (ГИРЗ);

гамма-излучение наведенной активности (ГИНА). [1]
Генератор излучает импульсы нейтронов с энергией 14 МэВ. Первые
соударения этих нейтронов с ядрами окружающей среды чаще всего является
неупругим рассеянием, нейтрон передает большую часть своей энергии
рассеивающему ядру. Процесс возврата ядра обратно из возбужденного
состояния
сопровождается
гамма-излучением
(ГИНР),
имеющим
энергетический спектр характерный для каждого элемента. При неупругом
рассеянии на ядрах веществ образуются гамма-кванты с различными
энергиями, у углерода (C) – 4,43 МэВ, у кислорода (O) – 6,13-7,1 МэВ. [12]
4
После замедления нейтронов до энергии ~1МэВ, происходит упругое
рассеяние при последующих соударениях в процессе, которых нейтроны
далее
замедляются
до
тепловой
энергии.
Упругое
рассеяние
не
сопровождается гамма-излучением. Замедлившись до тепловой энергии,
нейтроны захватываются ядрами горных пород. При этом наблюдается
гамма-излучение радиационного захвата (ГИРЗ). Так же, как при ГИНР у
каждого элемента есть характерное для него ГИРЗ. [2] Наиболее близкие
лини спектров ГИНР и ГИРЗ приведены в таблице 1.1
Таблица 1.1
Наиболее характерные линии ГИНР и ГИРЗ основных породообразующих элементов и
элементов конструкции скважины и скважинного прибора, наблюдаемые в
регистрируемых спектрах [4]
Элемент
ГИНР, МэВ
ГИРЗ, МэВ
Водород, H
-
2.23
Кислород, O
6.13; 7.1
-
Углерод, C
-
4.43
Кремний, Si
1.78
3.54; 4.93
Кальций, Ca
3.74; 3.90; 4.49
1.94; 4.42; 5.90; 6.42
Железо, Fe
0.84; 1.25
5.92; 6.02; 7.28; 7.63
Алюминий, Al
1.02; 3.80
1.78
Натрий, Na
0.44; 2.00; 2.7
0.47; 2.75; 3.98; 6.40
Калий, K
2.52; 2.81
0.77; 1.62; 2.07; 5.38
Магний, Mg
1.37
1.81; 2.83; 3.92
5
Элемент
ГИНР, МэВ
ГИРЗ, МэВ
Хлор, Cl
2.50; 3.60; 4.10
1.95; 6.11; 6.62; 7.41
Бор, B
-
0.48
Параллельно часть нейтронов вступает в ядерные реакции, в результате
которых при захвате нейтрона происходит образование радиоактивного ядра
другого элемента. Вновь возникшее ядро распадается с испусканием бета или
гамма-излучения
наведенной
активности
(ГИНА),
характеризующейся
величиной энергии и периодом полураспада. Процесс замедления быстрых
нейтронов длится порядка первых нескольких микросекунд, поэтому спектры
ГИНР
регистрируются
в
процессе
излучения
импульса
нейтронов
излучателем, длительность которого составляет 15-25 мкс. Время жизни
тепловых нейтронов в типичных разрезах колеблется от 100 до 500 мкс.
Таким образом, во время нейтронного импульса тепловые нейтроны от
предыдущих импульсов,
а так же те нейтроны, энергия которых
приблизилась
тепловых
к
энергии
нейтронов
во
время
импульса,
продолжают генерировать гамма-излучение радиационного захвата. При
регистрации спектров ГИНР это излучение,
наряду с гамма-излучением
наведенной активности, является фоновым. Через несколько микросекунд
после окончания вспышки, когда ГИНР практически отсутствует, гаммаизлучение наведенной активности является фоновым уже для спектров ГИРЗ.
Чистые спектры ГИНР и ГИРЗ для последующего их анализа получают после
вычитания из измеренных спектров соответствующих фоновых спектров [3]
(рис. 1.2).
6
Рисунок 1.2 - Схема временной селекции ГИНР и ГИРЗ в единичном цикле излучения
генератора нейтронов в измерениях С/О [4]
Спектры гамма-излучения единичного цикла измерений (на квант
глубины) формируются из спектров единичного цикла излучения генератора
нейтронов путем их суммирования в пределах кванта глубины (рис. 1.3).
Например, временной спектр аппаратуры АИМС-СП состоит из 23 каналов
(рис. 1.3). Красными точками на рисунке отмечены середины временных
каналов. Первые 15 каналов имеют длительность 2 мкс, следующие 7 каналов
- 6 мкс и последний 23 канал имеет длительность, соответствующую
длительности единичного цикла излучения генератора нейтронов минус 72
мкс. [6]
Проходя через породу, скважину и охранный кожух прибора гаммакванты радиационного захвата и неупругого рассеяния нейтронов частично
поглощаются, частично рассеиваются с потерей энергии. В результате на
детектор поступает спектр гамма-излучения, отличающийся от первичного
7
спектра. Поглощенная сцинтилляционным детектором энергия гамма-кванта
преобразуется в световые вспышки - сцинтилляции.
Рисунок 1.3 - Схема формирования временного спектра единичного цикла измерений [3]
Последовательность
одиночных
вспышек
при
частоте
работы
генератора 10 кГц. При этом суммарная энергия образовавшихся фотонов
пропорциональна энергии, оставленной гамма-квантом в детекторе. Далее
фотоэлектронный умножитель (ФЭУ) оптически сочлененный с детектором
конвертирует световой импульс в
электрический импульс. Заряд,
собираемый с выхода ФЭУ, при прочих равных условиях, пропорционален
суммарной энергии сцинтилляций люминофора детектора, и, следовательно,
энергии, оставленной гамма-квантом в детекторе. Спектр (распределение по
амплитуде)
электрических
импульсов,
регистрируемых
прибором,
называется аппаратурным спектром. Пример таких спектров приведен на рис.
1.4 [6].
8
Рисунок 1.4 - Пример аппаратурных спектров неупругого рассеяния (А) и радиационного
захвата нейтронов (В) прибора АИМС-СП [6]
Синий спектр - водонасыщенный песчаник, черный спектр нефтенасыщенный песчаник. Анализ спектров ГИНР и ГИРЗ, в силу
индивидуальных их особенностей для элементов составляющих породу,
позволяет определять массовые содержания углерода, кислорода, кальция,
кремния и ряда других элементов в породе, обеспечивая тем самым решение
задач оценки пористости, литологического состава, нефтенасыщенности и
др. [5]
9
1.2 ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ В КОМПЛЕКСЕ С ДРУГИМИ МЕТОДАМИ
ИННК
-
позволяет
качественно
определить
нефтенасыщенные,
газонасыщенные и водонасыщенные пласты при условии минерализации
пластовых вод. Он основан на поглощающих свойствах тепловых нейтронов
среды. Замеряемой величиной является время жизни тепловых нейтронов .
Установлено, что величина  в нефтяных пластах на 8 – 14% больше, чем в
водоносных, в газоносных коллекторах – на 15 – 20% больше, чем в
однотипных нефтеносных породах. Минерализованная вода является
сильным поглотителем тепловых нейтронов. Чем меньше содержание Cl,
тем выше значения . Самые высокие показания ИННК будут напротив
газонасыщенных коллекторов. Этого эффекта достаточно для разделения
однородных пластов
по характеру насыщения. Исследования ИННК
выполняются в продуктивных пластах с захватом опорного водоносного
пласта и интервала глин, с заведомо известной насыщенностью и
вероятностными значениями пористости и глинистости. При интерпретации
ИННК необходимо учитывать коллекторские свойства пласта(глинистость,
пористость),провести анализ с соседними скважинами. [2]
НКТ - изучение разреза сводится к облучению горных пород быстрыми
нейтронами и регистрации плотности тепловых нейтронов. Водород –
наиболее интенсивный замедлитель нейтронов. Поэтому малые длины
замедления характерны для пород с большим водородосодержанием –
высокопористых
нефте-
и
водонасыщенных
коллекторов
и
пород,
содержащих в значительных количествах минералы с большим объемом
кристаллизационной
воды.
К
последним
относится
большинство
породообразующих минералов глин – каолинит (до 38% H2O), галлуазит (до
45% H2O), монтмориллонит (до 30% H2O) и др. Минералы глин еще содержат
10
воду набухания. Наряду с водородом, на результаты НКТ значительное
влияние
оказывают
элементы,
обладающие
аномально
высокой
способностью замедления нейтронов. К ним относятся хлор, бор, литий,
кадмий и др. По нейтронным свойствам осадочные горные породы можно
разделить на две группы – большого и малого водородосодержания. К первой
группе пород относят глины, характеризующиеся высокой влагоемкостью
(пористостью) и содержащие значительное количество минералов с
химически связанной водой, а также некоторые очень пористые и
проницаемые породы-коллекторы, насыщенные в естественных условиях
водой или нефтью. На диаграммах НКТ эти породы отмечаются низкими
показаниями. Во вторую группу пород входят малопористые разности –
плотные
известняки
и
доломиты,
сцементированные
песчаники
и
алевролиты. На диаграммах эти породы выделяются высокими показаниями.
Против других осадочных пород (песков, песчаников) показания НКТ
зависят от их глинистости и содержания в них водорода и хлора
(насыщенностью водой разной минерализации, нефтью, или газом). В
обсаженных скважинах методом НКТ, даже при наличии значительной зоны
проникновения фильтрата бурового раствора, достаточно уверенно можно
выделять газонасыщенные интервалы разрезов. Методика выделения
газоннасыщенных пластов в обсаженных скважинах по данным НКТ
основана на том, что со временем происходит расформирование зоны
проникновения и при этом изменяется ее водородосодержание. На кривых
НКТ
газонасыщенные
интервалы
отмечаются
положительными
приращениями, являющимися разницей в показаниях предыдущего и
последующего замеров. [2]
СГК - основан на измерении спектрального состава естественного гаммаизлучения горных пород с целью определения массовой концентрации в
породах урана U, тория Th и калия K. СГК применяют для решения задач
детальной стратиграфической корреляции разрезов, количественной оценки
11
глинистости пород, выделения высокопроницаемых и трещиноватых зон и
обводнённых интервалов. [1]
Дополнительные методы. Комплекс исследований технического состояния
скважин включает в себя следующие виды исследований: термометрия,
методы определения состава флюида в стволе скважины, СГДТ и АКЦ.
Комплекс этих методов позволяет выявлять наличие заколонных каналов, по
которым может перемещаться флюид (в результате интерпретации переток
нефти из нефтеносного пласта в водоносный отразится на данных СОкаротажа как нефтенасыщенный пласт). По данным этих методов строится
модель ближней зоны, которая позволяет вносить поправки за скважинные
условия в показания радиоактивных методов ГИС. [8]
1.3 Аппаратура применяемая для регистрации данных ИНГК-С
Независимо от выбранной методики обработки данных ИНГКС-С/О
технология
определения
нефтенасыщенности
пластов
аппаратурой
импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа включает
последовательное выполнение нескольких этапов. Для аппаратуры
АИМС
такими
этапами
являются
настройка/контроль
серии
аппаратуры,
проведение измерений в скважине (каротаж), обработка результатов
каротажа.
Контроль/настройка аппаратуры выполняется на базе геофизического
предприятия и включает:

контроль/выставление энергетической шкалы;

контроль/настройку выхода генератора нейтронов;

регистрацию
опорных
спектров
в
калибровочной
установке
известными характеристиками;

контроль линейности шкалы энергий и разрешения аппаратуры;
12
с

контроль чувствительности аппаратуры.
Этап проведения измерений на скважине включает операции:

выставление энергетической шкалы в соответствии с энергетической
шкалой при настройке аппаратуры;

регистрацию энергетически-временных спектров гамма-квантов;

контроль стабильности и удержание текущей энергетической шкалы
аппаратуры в соответствии с энергетической шкалой при выполнении
настройки.
Этап обработки измерений включает:

точную привязку энергетической шкалы зарегистрированных спектров
к энергетической шкале опорных спектров;

выделение гамма-спектров неупругого рассеяния и радиационного
захвата нейтронов, очищенных от взаимного наложения;
Основными элементами прибора являются: головка прибора, охранный
кожух блока электроники, охранный кожух блока генератора нейтронов и
блока детектирования, блок генератора нейтронов, блок детектирования,
блок электроники, соединительная муфта, защита от прямого излучения.
Охранный кожух блока электроники изготавливается из сплава титана,
охранный кожух блока детектирования и генератора - из сплава циркония.
Блок детектирования скважинного прибора АИМС-СП, состоящий из
кристалла BGO и ФЭУ с делителем, размещается в металлическом
термостате. [7]
Рисунок 1.5 - Общий вид скважинного прибора АИМС-СП [7]
13
ГЛАВА 2. ФАКТОРЫ, ИСКАЖАЮЩИЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ
НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПО ДАННЫМ ИНГК-С
2.1 Влияние технологических факторов
В
результате
влияния
технологических
факторов,
возникают
погрешности, обусловленные:

вычитанием фонового спектра из суммарного зарегистрированного
спектра;

нестабильностью энергетической шкалы спектрометрического тракта,

нестабильностью
энергетического
разрешения
и
неточного
технологических
параметров
определения положения спектра на энергетической шкале;

влиянием изменения нейтронного выхода генератора;

влиянием
неточного
определения
ближней зоны (диаметра скважины, плотности и состава цемента и др.);

влиянием ошибок определения геологических характеристик пласта
(минерализации пластовых вод, пористости и др.) [6]
2.1.1 Ошибки, связанные с вычитанием фонового спектра
Спектры ГИНР, являющиеся основой расчета нефтенасыщенности, не
регистрируются
непосредственно
скважинной
аппаратурой
–
их
рассчитывают вычитанием из спектров, зарегистрированных в момент
излучения
генератора
нейтронов,
фоновых
спектров.
Корректность
проводимых операций влияет на точность определения нефтенасыщенности.
На рисунке 2.1 приведены спектры ГИРЗ, зарегистрированные в терригенном
коллекторе в обсаженной скважине во временных окнах по 20 мкс с
задержкой после нейтронной вспышки Т1=20 мкс и Т2=60 мкс. Видно, что
отношение интенсивности ГИРЗ в пиках полного поглощения от ядер железа
14
(7,63 и 7,65 МэВ) и водорода (2,23 МэВ) со временем изменилось.
Спектр 1 – задержка 20 мкс, спектр 2 – задержка 60 мкс.
Рисунок 2.1 - Пример изменения относительной интенсивности ГИРЗ тепловых нейтронов
на различных временных задержках от момента окончания нейтронного импульса [6]
Различие спектров обусловлено тем, что “эффективные” зоны
нахождения излучающих ядер железа и водорода расположены на различных
расстояниях от зонда прибора. Железо содержится в расположенной в
непосредственной близости стальной обсадной колонне, водород, благодаря
вытеснению скважинной жидкости в основном находится в исследуемом
пласте. В ходе диффузии тепловых нейтронов и их поглощения ядрами
окружающей среды, вклад в регистрируемый спектр ГИРЗ от ближней и
дальней зон изменяется. Выбор временного окна фонового спектра при
прочих равных условиях способен внести изменения в конечный результат
определения нефтенасыщенности.
15
В таблице 2.1 приведено влияние точности вычитания захватного спектра на
погрешность определения нефтенасыщенности песчаника относительно
“идеального” варианта с точным определением спектра ГИНР, принятого за
базовый
(выделен
жирным
шрифтом)
дестабилизирующего
фактора,
как
при
влиянии
неконтролируемое
такого
смещение
энергетической шкалы. [6]
Таблица 2.1
Ошибки, связанные с вычитанием фонового спектра, нестабильностью
энергетической шкалы и энергетического разрешения [6]
Доля спектра
ГИРЗ в
«очищенном» от
фотона спектре,
%
-10
-5
0
+5
+10
Смещение
энергетической
шкалы, кэВ
Погрешность определения
нефтенасыщенности, %
Опорная кривая Опорная кривая
CаSiГИНР
CаSiГИРЗ
-40
0
+40
-40
0
+40
-40
0
+40
-40
0
+40
-40
0
+40
14
9
5
7
5
2
5
0,0
1
4
3
7
1
7
9
17
6
7
15
4
9
13
0,0
11
10
2
14
8
4
16
2.1.2 Ошибки, связанные с нестабильностью энергетической шкалы и
энергетического разрешения
16
Расчет текущей нефтенасыщенности и её точность определяются
стабильностью и точностью работы спектрометрического тракта аппаратуры,
точностью определения энергетического эквивалента каждого амплитудного
канала зарегистрированного спектра. В таблице 2.2 приведены абсолютные
погрешности
(%)
определения
нефтенасыщенности
песчаника
при
неконтролируемом изменении разрешения детектора относительно базового
значения в 10 % и смещении энергетической шкалы для методик,
использующих в качестве литологических кривые CаSiГИНР и CаSiГИРЗ
(базовые значения выделены жирным шрифтом).
Таблица 2.2
Погрешности (абсолютные) определения нефтенасыщенности песчаника при
неконтролируемом изменении разрешения детектора и дрейфа энергетической шкалы [6]
Дрейф
разрешения
детектора, %
Смещение
шкалы энергий,
кэВ
Погрешность определения
нефтенасыщенности, %
по кривой
CаSiГИНР
по кривой
CаSiГИРЗ
-80
-16
-26
-40
-13
-14
0
+3
+2
-5
+40
+6
+14
+80
+8
+23
-80
-10
-24
-40
-5
-12
0
0
0
0
+40
+2
+11
+80
+5
+22
-80
-7
-19
-40
-4
-11
0
-2
+1
+5
+40
0
+11
+80
+2
+23
Приведенные данные показывают, что изменение энергетического
разрешения в диапазоне ±5 % приводит к погрешностям определения
нефтенасыщенности в пределах 2,4÷7,2 %. Влияние нестабильности
17
энергетической
шкалы
более
существенно.
Для
оценки
текущей
нефтенасыщенности с погрешностью не более 10 % необходимо ограничить
смещение энергетической шкалы в пределах 30÷40 кэВ (при использовании
кривой CаSiГИНР в качестве компенсационной). [6]
2.1.3 Ошибки, связанные с неточностью определения технологических
параметров ближней зоны
В таблице 2.3 приведены данные влияния плотности цемента на
погрешность определения нефтенасыщенности кварцевого песчаника при
изменении плотности цемента от 1,80 г/см 3 (базовый вариант) до 1,00 г/см 3
при диаметре обсадной колонны 146 мм и диаметре скважины 196 мм.
Промежуточные значения влияния плотности цемента на погрешность
определения
нефтенасыщенности
получаются
путем
линейной
интерполяции. Анализ полученных данных показал, что при использовании в
качестве компенсационной кривой CаSiГИРЗ, погрешность определения
коэффициента нефтенасыщенности, обусловленная изменением плотности
цемента на 0,4 г/см 3 против оцениваемого пласта по отношению к опорному
пласту, составляет 10÷15 % при диаметре скважины 196 мм и возрастает при
увеличении диаметра скважины. При этом уменьшение плотности цемента
приводит к завышению коэффициента нефтенасыщенности.
Таблица 2.4
Погрешность определения нефтенасыщенности кварцевого песчаника при
изменении плотности цемента от 1,80 г/см3 (базовый вариант) до 1,00 г/см3 при диаметре
обсадной колонны 146 мм и диаметре скважины 196 мм [6]
Доля
захватного
спектра в
спектре
ГИНР, %
Погрешность определения нефтенасыщенности (%)
по кривой
по кривой
по кривой
по кривой
CаSiГИНР,
CаSiГИНР,
CаSiГИРЗ,
CаSiГИРЗ,
Dскв=196 мм
Dскв=296 мм
Dскв=196 мм
Dскв=296 мм
Смещение энергетической шкалы 0 кэВ
18
-10
-5
0
5
10
-10
-5
0
5
10
-10
-5
0
5
10
-12
-59
+21
-11
-54
+23
-9
-47
+25
-7
-37
+27
-6
-30
+30
Смещение энергетической шкалы 40 кэВ
-13
-58
+21
-12
-54
+23
-11
-44
+25
-10
-36
+27
-8
-29
+30
Смещение энергетической шкалы -40 кэВ
-11
-60
+22
-9
-55
+23
-7
-50
+24
-6
-40
+29
-5
-31
+30
+23
+24
+27
+28
+30
+22
+23
+25
+28
+29
+24
+25
+26
+28
+30
При обработке и последующей интерпретации данных углероднокислородного каротажа во избежание серьезных ошибок желательно
контролировать состояние цементного камня и ствола скважины против
опорных и исследуемых пластов. Неконтролируемое изменение диаметра
скважины на 10 мм даст погрешность в определении Кн
абсолютных
в
зависимости
от
плотности
на 2÷6 %
цементного
камня.
Неконтролируемое изменение плотности цемента в интервале исследуемого
пласта на 20÷30 % по отношению к опорному пласту в скважине диаметром
196 мм, обсаженной 146 мм колонной исказит Кн на 5÷8 % абсолютных.

Таким
образом,
Во
избежание
серьезных
ошибок
следует
контролировать состояние цементного камня и ствола скважины против
опорных и исследуемых пластов. В целом влияние ближней зоны
выражается следующим образом:

неконтролируемое изменение диаметра скважины на 10 мм приведет к
погрешности определения Кн на 2÷6 % абсолютных в зависимости от
плотности цементного камня.
19

погрешность
определения
коэффициента
нефтенасыщенности,
обусловленная снижением плотности цемента на 0,4 г/см 3 против
оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту, приведет к
занижению коэффициента нефтенасыщенности на 4÷6 % абсолютных для
скважины диаметром 196 мм и на 25÷30 % абсолютных для скважины
диаметром 296 мм;

при плотности цемента 1,8 г/см 3 увеличение диаметра скважины на 50
мм против оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту приведет
к занижению коэффициента нефтенасыщенности на 14÷15 % абсолютных.
При плотности цемента 1,00 г/см 3 (нет цемента) аналогичное изменение
диаметра
скважины
приведет
к
занижению
коэффициента
нефтенасыщенности на 30÷35 % абсолютных;

погрешность оценки коэффициента нефтенасыщенности при плотности
цемента 1,8 г/см 3 , обусловленная неконтролируемым изменением
толщины обсадной колонны на 4 мм, может достигать до 10 % абсолютных.
При плотности цемента 1,00 г/см 3 погрешность оценки коэффициента
нефтенасыщенности, вызванная теми же изменениями толщины обсадной
колонны, возрастет до 35÷40 % абсолютных;

погрешность оценки коэффициента нефтенасыщенности, вызванная
изменением минерализации промывочной жидкости на 100 г/л против
оцениваемого пласта по отношению к опорному пласту, может достигать
20÷25 % абсолютных.
2.2 Влияние минерализации пластовых вод на точность определения
нефтенасыщенности
На рисунке 2.2 приведены данные влияния минерализации пластовых
вод
и
промывочной
жидкости
на
погрешность
определения
нефтенасыщенности кварцевого песчаника. За базовые приняты условия с
минерализацией пластовых вод равной нулю, т.е. оценивалась величина
20
приращения кривой CORГИНР к соответствующей кривой CаSiГИНР или
CаSiГИРЗ.
Рисунок 2.2 - Погрешность определения нефтенасыщенности кварцевого песчаника при
изменении минерализации пластовых вод от 0 г/л (базовый вариант) и промывочной
жидкости от 0 г/л (базовый вариант) [6]
Погрешность
определения
коэффициента
нефтенасыщенности
оценивалась для скважины диаметром 196 мм с различными диаметрами
обсадной колонны (146 мм и 168 мм). Оказалось, что схемы оценки
нефтенасыщенности с компенсацией условий измерений на водонасыщенном
коллекторе по кривым CаSiГИНР и CаSiГИРЗ имеют разную чувствительность к
изменению
минерализации
пластовых
вод.
Так,
например,
при
использовании в качестве компенсационной кривой CаSiГИНР погрешность
определения
коэффициента
нефтенасыщенности,
обусловленная
изменением минерализации пластовых на 100 г/л, составила 13÷17 %, а для
схемы оценки нефтенасыщенности с использованием кривой CаSiГИРЗ
величина погрешности достигала 80 %. Таким образом, проведенные расчеты
показали преимущества использования в качестве компенсационной кривой
CаSiГИНР. [6]
21
Влияние изменения минерализации пластовых вод на погрешность
определения нефтенасыщенности при использовании кривой CаSiГИНР
примерно в 10 раз более слабое по сравнению с вариантом использования
кривой CаSiГИРЗ.
2.3 Влияние пористости и карбонатности коллектора на определение
нефтенасыщенности
Для определения коэффициента нефтенасыщенности с погрешностью
не более 10 % абсолютных точность оценки пористости должна быть не хуже
2÷3 %, “карбонатность” коллектора должна быть известна с точностью не
хуже 10÷15 %, минерализация пластовых вод известна с точностью ±20 г/л в
диапазоне изменения минерализации 10÷50 г/л и ±50 г/л в диапазоне
изменения минерализации 50÷200 г/л, глинистость с точностью 10÷15 %.
Данные по пористости, минерализации пластовых вод, глинистости следует
привлекать из результатов обработки комплекса ГИС открытого ствола.
Величину карбонатности с требуемой точностью можно рассчитать в
терригенных коллекторах путем разложения спектров захватного гаммаизлучения тепловых нейтронов, зарегистрированных аппаратурой углероднокислородного каротажа. При определении карбонатности по спектрам ГИРЗ
погрешность определения объемного содержания карбонатов в терригенных
породах в рабочем диапазоне их пористости (10÷30 %) и карбонатности
(0÷30 %) в большинстве случаев не превысит 4 % абсолютных. В случае
определения текущей нефтенасыщенности коллектора с общей пористостью
20÷30 % данная неоднозначность приведет к погрешности в 2÷3 %
абсолютных. Погрешность определения карбонатности коллектора при
использовании МРС ГИРЗ слабо зависит от диаметра скважины, если
минерализация
ПЖ
используемого
фонового
22
спектра
соответствует
минерализации ПЖ, при которой был получен исследуемый спектр. В целом
изменение минерализации ПЖ на 50 г/л NaCl приведет к погрешности
определения карбонатности коллектора не более 6 % абсолютных. 256
энергетических каналов спектрометра скважинного прибора серии АИМС
обеспечат погрешность МРС не более 3,5 % абсолютных при смещение
энергетической шкалы до ±80 кэВ и изменение энергетического разрешения
аппаратуры до ±5 %. [6]
23
ГЛАВА 3. ПРИМЕР СИСТЕМЫ ОБРАБОТКИ ДАННЫХ
Был
рассмотрен
программный
комплекс
LogPwin-AIMS,
предназначенный для обработки данных импульсного спектрометрического
нейтронного гамма каротажа.
3.1 Оценка качества первичных данных каротажа
Первым этапом обработки данных каротажа является оценка качества
первичных данных. При этом контролируются технологические параметры,
форма и стабильность временной вспышки, а также форма и стабильность
энергетических спектров. Оценка качества первичных данных каротажа
начинается с просмотра технологических кривых LIS-файла, фиксирующих
работу прибора в процессе каротажа ITCR, CTCR, SPEE, PUSK, OKNG,
ITNG, AUNG, AING, IPSG, IPRG, UNG, UDC2, IDC2. Эти кривые выведены
на экран в формате “Технологический”.
интегральные
счета,
параметры
каротажа
Кривые подразделяются на
и
характеристики
генератора (рис. 3.1). [11]
Рисунок 3.1 - Оценка качества записи по технологическим кривым
24
работы
По уровню интегрального счета захватного спектра можно делать
вывод
об
уровне
выхода
генератора
нейтронов,
что
определяет
статистическую погрешность данных и, соответственно, достоверность
результата обработки. Интегральный счет захватного спектра CTCR должен
быть не менее 10000 имп/сек. При более низком уровне CTCR
рекомендуется, если возможно, поднять выход генератора нейтронов.
Скорость
каротажа
(кривая
SPEE)
должна
выдерживаться
на
постоянном уровне  40÷60 м/час и не должна иметь рывков (резкого
увеличения).
Кривые
PUSK,
OKNG,
AUNG,
AING,
IPSG,
IPRG,
UNG,
характеризующие работу генератора при проведении каротажа (см. табл. 4.1),
должны быть без срывов и достаточно постоянны.
3.2. Оценка качества первичных данных по стабильности временного
спектра
Временной спектр должен иметь стабильную форму. Изменение формы
спектра (рис. 3.2) вносит погрешность в
параметры,
т.к.
от
формы
временного
рассчитываемые интегральные
спектра
зависит
величина
коэффициента вычитания фона ГИРЗ при получении “чистого” спектра
ГИНР. Случаи, когда форма временной вспышки генератора меняется, а
фоновый фактор остается постоянным, приводят либо к перевычитанию,
либо к недовычитанию фона ГИРЗ из суммарного спектра.
25
Рисунок 3.2 - Пример изменения формы временной вспышки в процессе записи
3.3 Оценка качества первичных данных по стабильности энергетических
спектров
На первом этапе энергетические спектры оцениваются
визуально.
Положение так называемого «железного склона» в начале каротажа должно
находится в области 202÷212 канала. Растяжение (сжатие) спектра в процессе
каротажа не должно приводить к смещению «железного склона» более чем
на  10÷15 каналов (рис. 3.3), иначе запись считается неудовлетворительной.
26
Рисунок 3.3 - Пример критичной деформации энергетического спектра
Несоблюдение данных условий приводит к сильной деформации спектра
при стабилизации энергетической шкалы, и, как следствие, к потере
информации. В результате значительно снижается достоверность результата.
Резкое сжатие спектра может также наблюдаться в случае прохождения
намагниченных участков колонны.
Размытость энергетических спектров (низкое энергетическое разрешение)
наблюдается
увеличении
при
перегрузке
температуры
в
измерительного
скважине,
тракта,
меняющейся
критическом
намагниченности
колонны и др. (рис. 3.4). В реальных случаях степень размытости спектра все
же позволяет выделить характерные пики водорода и железа, поэтому
стабилизация энергетической шкалы выполняется корректно.
27
Рисунок 3.4 - Сравнение четкости характерных пиков энергетического спектра
3.4 Задание опорного спектра
Следующим этапом обработки является выполнение стабилизации
энергетической
шкалы.
Процесс
стабилизации
означает
привязку
энергетической шкалы каждого (по глубине) спектра к некоторому опорному
спектру. Это выполняется с помощью линейного преобразования спектра,
которое учитывает сдвиг нуля и коэффициент растяжения-сжатия. Таким
образом, для стабилизации необходимо задать опорный спектр.
3.5 Выбор опорного спектра из файла калибровок
Опорные, калибровочные спектры хранятся в калибровочном файле.
Файл калибровок для аппаратуры АИМС-СП называется “PNGD.CLS” и
находится в каталоге “MTRL” корневого каталога системы LogPwin-AIMS.
Калибровочный файл содержит набор калибровок для разных приборов
АИМС-СП,
которые
включают
калибровочные
данные
и
опорный
калибровочный спектр. Одна запись в файле калибровок унифицируется по
номеру прибора и дате записи (рис. 3.5).
28
Рисунок 3.5 - Выбор опорного спектра из калибровочного файла
Из этого файла выбирается калибровка, соответствующая номеру
прибора, которым сделана текущая запись в скважине. Далее необходимо
сопоставить выбранный опорный спектр со скважинными спектрами в
режиме “Ручной стабилизации”, чтобы определить соответствует ли он
скважинным данным (рис. 3.6). В случае отсутствия в калибровочном файле
опорного спектра, согласующегося со скважинными спектрами, необходимо
создать рабочий, опорный спектр.
Рисунок 3.6 - Пример сопоставления опорного спектра скважинным данным
29
3.6 Создание опорного спектра по скважинным данным
Скважинные спектры неизбежно растягиваются или сжимаются в той или
иной степени в процессе записи. Поэтому для формирования опорного
калибровочного спектра необходимо выбрать участок со слабо меняющейся
шкалой и средним, для данной записи, положением железного склона. В этом
случае
будет
выполняться
наименьшее
преобразование
остальных
скважинных спектров при их стабилизации по созданному опорному
спектру.
Затем
на
основании
выбранного
спектра
суммируются
и
усредняются по глубине спектры (около 10÷16) с тем же положением
железного склона и четко выраженными характерными пиками. Далее для
каждого характерного пика задается соответствующая ему энергия (рис. 3.7).
Рисунок 3.7 - Формирование опорного спектра
Сформированный энергетический опорный спектр можно использовать в
текущем сеансе работы или сохранить в калибровочный файл (рис. 3.8). Для
сохранения в калибровочном файле, нужно указать номер прибора и дату
создания опорного спектра для дальнейшего использования.
30
Рисунок 3.8 - Сохранение опорного спектра
3.7 Задание технических параметров
Технические параметры задаются в “Таблице технических параметров”
(рис. 3.9).
Рисунок 3.9 - Задание технических параметров
3.8 Параметры обработки
Критерий выбора временного окна интегрирования спектра ГИНР –
начало и конец нейтронной вспышки. Понятия “начало” и “конец”
нейтронной вспышки имеют условный характер, так как определяются не по
времени
импульса
быстрых
нейтронов,
31
а
по
временному
спектру
регистрируемого гамма-излучения. Началом вспышки можно считать точку,
в которой уровень счета достиг 10 % от амплитуды вспышки. Концом
вспышки считается предпоследняя точка до угасания вспышки (рис. 3.10).
Целесообразно брать не последнее время отсчета угасания вспышки, а
предпоследнее, т.к. на этапе угасания вспышки в суммарном спектре
появляется значительная составляющая от захватного излучения, что
осложняет процесс выделения из суммарного спектра чистого неупругого.
Рисунок 3.10 - Определение временного окна ГИНР
Временное окно интегрирования фона выбрано [36, 96] мксек и не
подлежит изменению. Временное окно интегрирования ГИРЗ также
рекомендуется брать в диапазоне [36, 96] мксек.
“Чистый” спектр ГИНР является результатом вычитания из суммарного
спектра фонового, который представлен спектром ГИРЗ от текущей и
предыдущих вспышек. Корректность (полнота) вычитания спектра ГИРЗ
определяется подбором коэффициента Kфон, на который надо умножить
фоновый спектр перед его вычитанием из спектра, зарегистрированного во
время вспышки нейтронов (рис. 3.11/[1]), и проверяется в режиме
визуального просмотра спектров (рис. 3.11).
32
1
Рисунок 3.11 - Определение фонового фактора
Правильность
вычитания
фонового
спектра
контролируется
по
исчезновению (выравниванию площадки на спектре ГИНР) характерного
пика ГИРЗ от ядер водорода 2.23 МэВ и пика ГИРЗ от ядер железа 7.65 МэВ.
Ниже указан пример перевычитания фонового спектра из суммарного (рис.
3.12). Перевычитание вносит большую погрешность в результат обработки,
чем недовычитание.
33
Рисунок 3.12 - Пример перевычитания фонового спектра из суммарного спектра
3.9 Параметры условий измерений
Параметры условий измерений – диаметр колонны, диаметр скважины,
плотность углеводородов в нормальных условиях, температура и давление в
исследуемом
интервале,
необходимые
для
корректировки
плотности
углеводородов в условиях скважины.
3.10 Расчет первичных геофизических параметров
На следующем этапе рассчитываются интегральные параметры ИНГКСС/О: ITCR, CTCR, CIR, OIR, SIIR, CAIR, SICR, CACR, RIC, RCOR, RLIR,
RCAS, SIGM.
По завершению расчета первичных параметров на экран выводятся
рассчитанные кривые в формате «Расчетные кривые» (рис. 3.13). В
указанном формате кривые <С/О> и <Ca/Si>ГИНР выводятся в диапазонах,
34
позволяющих совместить эти кривые по их среднему значению, между ними
отмечается область превышения <C/O> над <Ca/Si>ГИНР (рис. 3.13/[1]).
Далее в обработку привлекаются данные открытого ствола.
1
Рисунок 3.13 - Результаты расчета интегральных параметров
3.11 Ввод данных открытого ствола
Данные открытого ствола используются на разных этапах обработки. На
рассматриваемом этапе необходимы кривые открытого ствола, позволяющие
выполнить увязку данных каротажа по глубине. Увязка проводится исходя из
корреляций расчетных кривых ИНГКС-С/О и с кривыми открытого ствола:
ПС – RCAS, ПС - RLIR, ГК – RCAS, ГК – RLIR, ГК – SICR, НК – RIC (рис.
3.14). Данные вводятся из LAS или LIS-файла с помощью операции
“Импорт”.
35
Рисунок 3.14 - Увязка данных С/О с данными открытого ствола
3.12 Ввод поправки за влияние муфт
На кривых отношений интегральных параметров – RCOR, RLIR, RCAS
наблюдаются искажения, вызванные влиянием муфт, что связано со
значительной намагниченностью непосредственно самих муфт.
Степень
влияния муфт не одинакова в разных скважинах, ее можно оценить только
визуально по указанным кривым. Влияние муфт выражается в том, что
кривая RCOR в области муфт резко возрастает, давая ложное приращение.
Показания же кривых RLIR и RCAS при этом уменьшаются.
3.13 Задание модели обработки
36
Модель обработки определяет дальнейший этап расчета – ввод поправок,
который позволяет:

выполнить
нормировку
кривой
C/О
и
кривых
Ca/Si
водонасыщенном коллекторе;

ввести поправку за пористость;

ввести поправку за глинистость;

ввести поправку за карбонатность;

учесть эффективную пористость при расчете Кн.
2
1
1
4
3
Рисунок 3.15 - Задание модели обработки
Для ввода указанных поправок необходимо:
37
на

задать водоносный интервал;

задать интервал типичного коллектора или пористость в интервале
типичного коллектора;

задать интервал типичных глин;

указать, а в случае отсутствия рассчитать кривую общей пористости;

указать, а в случае отсутствия рассчитать кривую глинистости;

указать, а в случае отсутствия рассчитать признак коллектора.
3.14 Задание модельных опорных интервалов
Перечисленные типы интервалов используются для снятия базовых
показаний, которые применяются в дальнейших расчетах. Интервал
типичного коллектора задается для снятия в нем показаний пористости. В
интервалах воды и глин снимаются показания кривой C/О и кривых Ca/Si.
Критерием
выбора
водоносного
коллектора
и
глины
является
их
однородность и достаточная мощность (не менее 1 м). Для выбранного
водоносного
интервала
должна
быть
известна
остаточная
нефтенасыщенность, значение которой необходимо указать (рис. 3.15/[1]). В
качестве интервала глин необходимо выбирать однородный участок глин с
неразмытым
стволом
скважины.
При
этом
следует
контролировать
первичные показания кривой <C/О> и кривых <Ca/Si>ГИНР и <Ca/Si>ГИРЗ
на выбранных интервалах – они должны быть достаточно однородны.
Требуемые интервалы выделяются по введенным в обработку
кривым открытого ствола согласно заключению по открытому стволу.
Интервалы можно выделить в интерактивном режиме, а затем задать их типы
(рис. 3.16).
38
Рисунок 3.16 - Задание типов интервалов
3.15 Расчет нефтенасыщенности
После ввода поправок выполняется расчет нефтенасыщенности (рис.
3.17). При расчете используется заданная модель обработки. Повторный
замер обрабатывается по выше указанной схеме с теми же исходными
параметрами обработки. Прежде необходимо проверить корректность
заданных параметров в условиях второго замера. Например, выбор опорного
спектра. Первоначально выбирается тот же опорный спектр, что и при
обработке первого замера. Если он не согласуется со скважинными
спектрами второго замера, то для обработки этого замера создается свой
калибровочный спектр.
39
1
Рисунок 3.17 - Результаты расчета нефтенасыщенности.
Увязку рекомендуется проводить по кривой RCAS из первого замера. Для
этого RCAS импортируется в файл второго замера с именем UCAS и по этой
UCAS производится увязка. Кривые, требуемые для задания модели, а также
индикатор муфт (LMS) целесообразно импортировать из файла первого
замера. Следует обратить внимание, что при увязке импортированные из
первого замера кривые (в том числе и индикатор муфт), не нужно указывать
в связке.
40
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В процессе выполнения работы были изучены: физика метода, его
комплексное применение, аппаратура для регистрации данных С/О каротажа,
факторы искажающие определение нефтенасыщенности. В ходе изучения
современной программы для обработки данных ИНГК-С, был выявлен
алгоритм обработки данных С/О каротажа.
41
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ И ЛИТЕРАТУРЫ
1.
Ларионов В.В. Радиометрия скважин. М.: Недра, 1969. 328 с.
2.
Теория нейтронных методов исследования скважин / С.А.Кантор, Д.А.
Кожевников, А.Л. Поляченко, Ю.С.Шимелевич // М.: Недра. 1985. 224 с.
3.
Физические основы импульсных нейтронных методов исследования
скважин / Ю.С. Шимелевич, С.А. Кантор, А.С. Школьников и др.// М.: Недра.
1976. 160 с.
4.
Кожевников Д.А. Нейтронные характеристики горных пород и их
использование в нефтепромысловой геологии. М.: Недра. 1982. 184 с.
5.
Алексеев Ф.А., Головацкая И.В., Гулин Ю.А. и др. Ядерная геофизика
при исследовании нефтяных месторождений. // М.: «Недра», 1978. 359 с.
6.
Аппаратурно-методический
комплекс
спектрометрического
импульсного нейтронного гамма каротажа для определения текущей
нефтенасыщенности эксплуатируемых залежей / В.Г. Черменский // Канд.
дисс. 2008. 177 с.
7.
Спектрометрическая аппаратура импульсного нейтронного
гамма-
каротажа для элементного анализа горных пород. Боголюбов Е.П, Бортасевич
В.С., Велижанин В.А., и др., г. Тверь, Каротажник №22, 1996
8.
Итенберг
С.С.
Интерпретация
результатов
геофизических
исследований скважин. – М.: Недра, 1972. 375 с.
9.
Бланков Е.Б., Лозовский Л.А., Нифонтов В.И., Комплекс исследований
на быстрых нейтронах и техника измерений для определения состава и
скорости движения флюида в скважинах // Ядерная физика. М.: Атомиздат.
1972.
10.
С/О каротаж - перспективная основа современного геофизического
мониторинга нефтяных месторождений” // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд.
АИС. 2004. Вып. 12-13 (125-126). С.3-24
11.
Программный комплекс оценки текущей нефтенасыщенности пород по
данным
импульсного
нейтронного
гамма-каротажа
42
аппаратурой
АИМС
LogPWin-AIMS// М.: Геофизика. 2004. № 1 (соавторы: В.А. Велижанин, Д.Р.
Лобода, Т.Е. Меженская, Р.Т.Хаматдинов). С. 3-4.
12.
Исследование
погрешности
определения
нефтенасыщенности
коллекторов по данным С/О-каротажа Велижанин В.А., Лобода Н.Г.,
Черменский В.Г. // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2006. Вып. 2-4
(143-145) С.144-153.
13.
Инструкция
по
проведению
импульсного
спектрометрического
нейтронного гамма-каротажа аппаратурой серии АИМС и обработке
результатов измерений при оценке текущей нефтенасыщенности пород,
МИ41-17-1399-04 / В.А. Велижанин, В.С. Бортасевич, Д.Р. Лобода, В.Г.
Черменский и др. // Тверь: Изд. ГЕРС. 2004.
14.
Каталог Shlumberger. М.: 1984.
15.
Филиппов Е.М. Ядерная разведка полезных ископаемых. Справочник.
К., “Наукова думка”, 1978, 588с.
16.
Caldwell R.L., Mills W.R., Hickman J.B. Gamma-radiation from inelastic
scattering of 14MeV neutrons by common earth elements. – Nucl. Sci. and Eng.,
1960< vol. 8, N 3, p.173-178.
17.
A. Jacobson, R. Ethridge, and G. Simpson, "A NEW SMALL-DIAMETER,
HIGH-PERFORMANCE RESERVOIR MONITORING TOOL", SPWLA 39th
Annual Logging Symposium, Mae 26-29, 1998.
18.
Техническая инструкция по проведению геофизических исследований
и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах.- М., 2001г.
43
ЗАРЕГИСТРИРУЙТЕСЬ - ЭТО БЕСПЛАТНО

Похожие документы