Развитие системы метрологического обеспечения геофизических исследований в нефтегазовых скважинах (стр. 2 )

Кроме того, в 1993 г. был принят Закон РФ «Об обеспечении единства измерений» № 000-1, содержание которого существенно отличается от аналогичного Закона СССР. Была создана Российская система калибровки. Потребовался пересмотр нормативной и технической базы МО ГИС применительно к новым экономическим условиям с учетом современных достижений науки и техники.

На основании выполненного анализа состояния МО ГИС автором сформулированы задачи, указанные в общей характеристике работы.

Во второй главе рассмотрены источники методической погрешности измерений параметров пластов, показана универсальность метода бокового зондирования, описан способ определения методических погрешностей измерений параметров пластов и скважин при анализе ограничений применимости МВИ в процессе ее метрологической аттестации.

МВИ параметров структурных зон неоднородных сред строится для типовой структуры среды (при ГИС – это двухслойная или трехслойная коаксиально-цилиндрическая среда, с вмещающими пластами или без них и т. д.). Модель (схема конструкции) типовой структуры среды – это упрощенное описание структуры реальной среды, являющееся неотъемлемой частью любой МВИ такого класса объектов измерений. Датчик (зонд, первичный преобразователь) аппаратуры, находясь в скважине, может располагаться относительно границ пластов по-разному. В поле датчика будут находиться несколько структурных зон. Их влияние необходимо знать и определенным образом учитывать.

Измерения удельного электрического сопротивления (УЭС) пластов горных пород аппаратурой электрического каротажа с обычными градиент-зондами основаны на «методе кажущихся сопротивлений». Измеряемый параметр на входе аппаратуры называют «кажущимся удельным сопротивлением горной породы». В ГОСТ «Геофизические исследования в скважинах. Термины, определения и буквенные обозначения» этому термину дано следующее определение: «Значение удельного электрического сопротивления, рассчитанное по результатам измерения электрическими каротажными зондами по формуле, соответствующей однородной среде». Из данного определения следует, что речь идет лишь о расчетном значении УЭС в однородной среде. В нем отсутствуют главные признаки, от которых зависит числовое кажущееся значение УЭС. Оно зависит как от параметров однородных структурных зон (пластов, скважины) неоднородной горной породы, так и от расположения источников и приемников поля относительно границ структурных зон.

Поскольку сама физическая величина как объективная реальность не может быть кажущейся, то «кажущимся» следует называть лишь ее числовое значение на входе аппаратуры при измерениях этой величины в неоднородных средах при условии, что градуировка аппаратуры выполнена в бесконечной однородной среде. Например, кажущееся значение удельного электрического сопротивления горной породы.

Исходя из сказанного, сформулируем новое определение понятия «кажущееся значение параметра неоднородной среды». Это - значение, полученное путем прямых измерений или расчетным путем при фиксированном расположении источников и (или) приемников поля относительно структурных зон неоднородной среды, в предположении, что искусственное поле создается (или естественное поле существует) и его параметры измеряются в бесконечной однородной среде.

Из данного определения следует, что кажущееся значение параметра будет разным в зависимости от расстояния между источником и приемником поля в скважине. Поэтому, можно говорить об универсальности метода разноглубинного (бокового) зондирования при измерениях параметров пластов и скважин.

Таким образом, неоднородность среды является одним из источников методической погрешности скважинных измерений, проявляющейся при условии применения «идеальной» аппаратуры «идеальным» оператором. Классификация источников возникновения методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и скважины приведена в табл. 1.

Методические погрешности носят, как правило, систематический характер.

Таблица 1 - Классификация источников методической погрешности измерений

Классификационный признак методической погрешности	Источники возникновения методической погрешности
1. Неадекватность принятой в МВИ типовой и реальной структуры исследуемой среды, находящейся в поле зонда	·  Влияние свойств и линейных размеров структурных зон среды, неучтенных в МВИ ·  Несоответствие взаимного расположения зон типовой структуры среды, принятой в типовой МВИ, их реальному расположению при выполнении измерений ·  Несоответствие реального (принятого) и идеального (требуемого) алгоритмов «осреднения» параметров в пределах одной неоднородной зоны или нескольких однородных (или неоднородных) зон, а также на границах между ними ·  Не учитываемая анизотропия свойств структурных зон
2. Взаимное расположение элементов зонда и среды	·  Несоответствие взаимного расположения источников и приемников поля относительно структурных зон среды при математическом или физическом моделировании (в МВИ) и при выполнении реальных измерений
3. Неточность вычислительных процедур	·  Применение упрощенных алгоритмов вычислений ·  Ограниченность числа разрядов технических средств и программ вычислений

Их оценка и анализ необходимы на этапе построения и метрологической аттестации МВИ с целью установления ограничений применимости этой методики.

Способ определения методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважины основан на математическом или физическом моделировании измерительного процесса (рис. 1).

За оценку методической погрешности принимается разность между измеренным значением параметра, полученным по МВИ без учета влияющего фактора, и измеренным (эталонным) значением параметра, полученным по МВИ с учетом влияющего фактора, при условии, что моделируемые кажущиеся значения параметра в обоих случаях (по обоим МВИ) равны.

Метрологическая аттестация методик выполнения измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин сводится к установлению ограничений их применимости по параметрам влияющих факторов, при которых измеряемые параметры могут быть определены с гарантированной точностью. При этом проверяется правильность вычисления доверительных границ погрешности

Рис. 1. Схема процесса оценки методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважины

запланированных прямых и других косвенных измерений и удовлетворения требований по ограничению применимости МВИ.

Неоднородность среды также порождает необходимость введения новых метрологических характеристик скважинной аппаратуры, отражающих глубинность и разрешающую способность зондов. Эти характеристики также необходимы при установлении ограничений применимости МВИ.

Что касается системы МО МВИ параметров пластов и скважины, применяемых на этапе интерпретации результатов прямых скважинных измерений, то следует рассмотреть три основных случая их построения.

В первом случае МВИ базируются на петрофизических связях, поэтому их аттестация возможна только при полном функционировании Системы МО ГИС, включая аттестацию петрофизических лабораторий. Во втором случае МВИ не включает петрофизические связи, но базируется на косвенных измерениях параметров пластов и скважины, что позволяет оценивать границы возможных погрешностей аналитическим путем при условии, что контролируются все источники инструментальной погрешности измерений. Если МВИ основана на прямых измерениях параметров пластов и скважины, то ее аттестация не вызывает затруднений и может быть выполнена при условии, если все нормированные характеристики основной и дополнительной погрешности периодически контролируются. Однако, как было сказано выше, это условие для большинства видов скважинных измерений не выполняется.

Окончательным итогом геологической интерпретации, в целом, является определение геологических параметров, представляющих собой числовые оценки вещественного состава, структуры и элементов залегания пласта.

Таким образом, новый класс метрологических задач при измерениях параметров неоднородных пластов и скважин требует новых подходов для их решения. Потребовалось уточнение определения понятия «кажущееся значение параметра неоднородной среды» и разработка способа определения методических погрешностей измерений применительно к скважинным измерениям параметров пластов и скважин. Установлено, что при аттестации МВИ параметров пластов и скважин определяются границы ее применимости по влияющим факторам, вызывающим методические погрешности измерений, а также оценивается правильность методики вычисления доверительных границ не исключенной инструментальной погрешности скважинных измерений.

В третьей главе рассмотрены источники инструментальной погрешности измерений параметров пластов, уточнены комплексы нормируемых метрологических характеристик скважинной геофизической аппаратуры, описана методика расчета погрешности аппаратуры в реальных условиях ее применения по нормированным метрологическим характеристикам ее составных частей.

Инструментальные погрешности скважинных измерений обусловлены не идеальностью средств измерений. Не идеальность скважинной аппаратуры проявляется в отличии реальной функции преобразования от номинальной (приписанной) функции. Различают характеристики основной и дополнительной погрешностей. Характеристики первой оцениваются в нормальных условиях, характеристики второй – в рабочих. Характеристики основной погрешности аппаратуры отражают наличие систематической и случайной составляющих погрешности, вариации (люфтов) и нестабильности во времени. Характеристики дополнительной погрешности отражают реакцию аппаратуры на воздействие влияющих факторов, значения которых отличаются от нормальных.

Другим источником инструментальной погрешности является не идеальность эталонов единиц физических величин, эталонных средств измерений и системы передачи единиц рабочим средствам измерений.

Выделим некоторые не учитываемые факторы, влияющие на инструментальную составляющую погрешности измерений параметров пластов и скважины для наиболее распространенных методов ГИС (табл. 2).

Таблица 2 - Источники инструментальной погрешности измерений

Вид измерений или измеряемый параметр	Источники инструментальной погрешности
Измерения скважинной глубины залегания объектов с помощью размеченного геофизического кабеля	Не вводится коррекция на удлинения кабеля под действием температуры, трения его о стенки скважины, выталкивающей силы промывочной жидкости, раскручивания кабеля при его свободном подвесе в скважине. Не оцениваются константы удлинения и их погрешности индивидуально для каждого типа кабеля.
Инклинометрические измерения азимутальных углов плоскости наклона скважины	Низкая разрешающая способность ориентир-буссоли 0,25о, применяемой при аттестации инклинометрических установок; не учитываемые суточные изменения нуля азимута естественного магнитного поля Земли от 0,5 до 2,0о.
Измерения параметров поперечного сечения скважины (средний диаметр скважины)	Не контролируемая вариация выходного сигнала, обусловленная люфтами механических систем каверномера-профилемера. Ограниченное число измерительных рычагов.
Измерения удельного электрического сопротивления зондами БКЗ и БК	Отличие реальной функции преобразования от расчетной функции с номинальным значением коэффициента зонда; периодический контроль (калибровка) электронно-преобразовательного тракта без учета реальных параметров зонда.
Измерения удельной электрическй проводимости зондами ИК	Отличие реальной функции преобразования от расчетной функции с номинальными параметрами зонда; периодический контроль аппаратуры с использованием имитатора удельной электрической проводимости (тест-кольца) с расчетными параметрами. Отсутствие периодического контроля погрешности имитатора с использованием электролитического эталона удельной электрической проводимости и эталонного зонда.
Измерения акустических параметров пластов, цементного кольца и колонны	Отсутствие периодического контроля температурной погрешности аппаратуры.
Измерения коэффициента пористости пластов методами нейтронного каротажа (НК)	Существенная нестандартность (разброс) параметров зондов НК, применение имитаторов коэффициента пористости для калибровки нестандартных зондов НК. Не вводится коррекция за влияние минералогического состава, содержания хлора в пласте и скважине, диаметра скважины, изменения коэффициента нефтенасыщенности, температуры в скважине.

продолжение таблицы 2

Измерения плотности и эффективного атомного номера пластов методами гамма-гамма-каротажа (ГГК)	Разброс параметров зондов ГГК, применение имитаторов плотности для калибровки нестандартных зондов ГГК. Слабая экранировка от среды в скважине у приборов ГГК диаметром 73 мм и менее, что приводит к возникновению систематических погрешностей при калибровке в воздухе с использованием имитаторов плотности в виде полупластов.
Измерения параметров естественного гамма-излучения пластов методами интегрального гамма-каротажа (ГК)	Отличие энергетического спектра гамма квантов при измерениях в скважинах и при градуировке зонда интегрального ГК в единицах мощности экспозиционной дозы гамма-излучения (МЭД) или в единицах уранового эквивалента, так как зонд ГК является обычным счетчиком гамма-квантов в широком спектре их энергий. Отсутствие периодического контроля температурной погрешности аппаратуры.
Измерения параметров естественного гамма-излуче-ния пластов методами спектрометрического СГК	Отсутствие периодического контроля температурной погрешности аппаратуры СГК.
Измерения толщины стенки обсадных труб и плотности вещества в затрубном пространстве	Не учитываемое влияние плотности вещества в затрубном пространстве на канал толщиномера обсадных колонн аппаратуры СГДТ-НВ, СГДТ-100, СГДТ-СТ.
Измерения температуры	Динамические погрешности, обусловленные инерционными свойствами датчиков температуры
Измерения влагосодержания нефти	Отличие структуры потока при измерениях в скважинах (локализованные вода в нефти или нефть в воде) и при градуировке скважинного влагомера нефти (однородная эмульсия).
Измерения расхода и дебита в скважинах	Отличие состава потока при измерениях в скважинах (вода, нефть, газ) и при градуировке расходомера (вода), за исключением случаев измерений при закачке пресной воды. Отсутствие периодического контроля температурной погрешности расходомеров.
Измерения УЭС и плотности жидкости в скважинах	Отсутствие периодического контроля температурной погрешности скважинных резистивиметров и гамма- гамма плотномеров жидкости.

Видно, что источников инструментальной составляющей погрешности скважинных измерений много Необходимы их анализ, нормирование и контроль.

Нормируемые метрологические характеристики (НМХ) – это основные показатели качества аппаратуры. Главные из них – характеристики погрешности. Характеристики основной погрешности и характеристики влияния устанавливаются отдельно для скважинной и наземной частей аппаратуры. В комплекс НМХ для каждого измерительного канала геофизической аппаратуры рекомендуеся включать следующие характеристики:

(dор)с - пределы допускаемой основной относительной погрешности скважинной части аппаратуры (скважинного преобразователя);

(dор)н - пределы допускаемой основной относительной погрешности наземного преобразователя (наземной панели);

dр (Т) - граничная функция влияния температуры скважинной среды на погрешность скважинного преобразователя (зонда) аппаратуры;

(dрт)н - наибольшие допускаемые изменения погрешности наземного преобразователя в интервале температур от +10 до +45 °С;

(dpu)c - наибольшие допускаемые изменения погрешности скважинного преобразователя при изменении напряжения (или тока) питания в установленных пределах;

(dpu)н - наибольшие допускаемые изменения погрешности наземного преобразователя при изменении напряжения питания сети переменного тока в интервале от 200 до 240 В;

- пределы основной относительной погрешности каротажного регистратора, содержащего аналого-цифровой преобразователь (АЦП) в измерительном канале.

Если случайная составляющая погрешности канала существенна, то вместо характеристик основной погрешности могут быть нормированы характеристики составляющих основной относительной погрешности (dоsр – предел допускаемой систематической составляющей основной относительной погрешности и sр [dо ] - предел допускаемого среднего квадратического отклонения случайной составляющей основной относительной погрешности).

Формула для определения доверительных границ относительной погрешности скважинной аппаратуры в реальных условиях ее эксплуатации имеет следующий вид:

, (1)

где =1,1 при доверительной вероятности Р = 0,95 (по ГОСТ 8.207-76) ;

(dор)с, (dор)н, dр (Тс) , (dрт)н, (dрu)с, (dрu)н, dрreg – нормированные значения характеристик относительной погрешности скважинной и наземной частей аппаратуры, - нормированное или оцененное значение дополнительной относительной погрешности, обусловленной i– м из m существенно влияющих факторов.

Полученные доверительные границы погрешности аппаратуры используются для представления результатов измеренных значений параметра в виде доверительного интервала для истинного значения измеряемого параметра по формулам:

или . (2)

Предварительные расчетные оценки доверительных границ абсолютной инструментальной погрешности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин для фиксированных скважинных условий показаны в табл. 3.

Таблица 3 - Расчетные оценки доверительных границ инструментальной погрешности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин

Измеряемый параметр, аппаратура, единица	Доверительные границы абсолютной погрешности	Скважинные условия измерений
Интервальное время распространения ультразвука, МАК-2, мкс/м	±(1+0,05∆t)	Угол наклона скважины менее 30о , температура 90 оС.
Коэффициент затухания ультразвука, МАК-2, дБ/м	±(2+0,1α)	Угол наклона скважины менее 30о , температура 90 оС.
УЭС зондом БК, К1-723	±(1+0,13ρ)	Температура 90 оС.
УЭС зондом БКЗ, Омм	±(1+0,08ρ)	Температура 90 оС.
МЭД естественной гамма-активности пород	±(0,2+0,18МЭД)	Энергия осечки 60 кЭВ, температура 90 оС.
Плотность горной породы, МАРК-1, кг/м3	±(20+0,025σ)	Диаметр скважины 216 мм, температура 90 оС.
Коэффициент водонасыщенной пористости горной породы, СРК-73, %	±(0,4+0,05W)	Чистый кальцит, Диаметр скважины 216 мм, нулевое хлорос одержание в пласте и скважине, температура 90 оС.
Толщина стенки труб, СГДТ-НВ, мм	±0,8	Использование типовой функции преобразования для колонны диаметром 146 и 168 мм, температура 90 оС.
Плотность вещества в затрубном пространстве, СГДТ-НВ, кг/м3	±180	Использование типовой функции преобразования для колонны диаметром 146 и 168 мм, температура 90 оС.
Диаметр скважины (среднее значение), К2-732, мм	±7	Угол наклона скважины менее 30о , температура 110 оС.
Азимутальный, зенитный и визирный углы, ИОН-1, град	±1,0; ±0,5; ±1,0	При зенитном угле более 3о, температура 90 оС.
Температура и давление, АГАТ-К-9, оС	±1,2	Газосодержание в жидкости равно 0, температура 90 оС.
Расход жидкости в колонне, ГРАНАТ, м3/ч	±(0,4+0,05Q)	Внутренний диаметр колонны 130 мм, вода, температ ура 90 оС.
УЭС жидкости, РИС-42	±(0,2+0,06ρ)	Температура 90 оС.

продолжение таблицы 3

Влагосодержание нефти, АГАТ-К-9, %	±(0,5+0,06W)	Газосодержание в жидкости равно нулю, температура 90 оС.
Плотность жидкости, ПЛ-1, кг/м3	±10	Содержание газа в жидкости равно нулю, температура 90 оС.

Таким образом, метрологической основой повышения точности измерений параметров пластов и скважины является выявление и исключение систематических составляющих основной и дополнительных погрешностей аппаратуры. Доверительные границы погрешности выполненных измерений параметров пластов и скважин после введения всех известных поправок могут быть вычислены при наличии комплекса НМХ аппаратуры и измеренных значений влия-ющих факторов при условии выполнения ограничений применимости МВИ.