- •№ 1. Задачи, решаемые геофизическими методами исследования скважин, при поиске и разведке месторождений нефти и газа.
- •№ 2. Классификация геофизических методов исследования скважин.
- •№ 4. Удельное сопротивление горных пород и его зависимость от различных факторов: температуры, пористости, нефтегазоносности.
- •13. Поле точечного источника в однородной изотропной среде.
- •№14 . Боковое электрическое зондирование: его назначение, решаемые задачи. Типы кривых бокового электрического зондирования.
- •№ 9. Метод сопротивления заземления: физические основы, применяемые модификации (бк, мбк).
- •№ 11. Схема измерения трёхэлектродным экранированным зондом.
- •№ 13. Метод микрозондирования: физические основы, устройство скважинного прибора, решаемые задачи.
- •№ 14. Метод диэлектрической проницаемости: физические основы метода, принцип измерений в скважинах, область применения.
- •№ 15. Метод ядерно-магнитного резонанса: физические основы метода, аппаратура, решаемые задачи.
- •№ 16. Радиометрия скважин: классификация методов, специфические особенности и область применения.
- •№ 17. Виды радиоактивных излучений, основные процессы взаимодействия гамма-квантов с веществом.
- •№ 18. Гамма-метод: физические основы, принцип измерений в скважине, область применения.
- •№ 44,45,46,47,48. Гамма-гамма метод: физические основы, применяемые модификации, принцип измерения в скважинах, область применения.
- •№ 21. Нейтронные методы радиометрии скважин: физические основы, применяемые модификации, принцип измерения в скважине, область применения.
- •№ 22. Взаимодействие нейтронов с веществом. Нейтронные характеристики горных пород.
- •№ 34. Стационарные источники нейтронов.
- •№ 35. Нейтронный гамма-метод: физические основы, принцип измерения в скважине, область применения.
- •Дискриминатор.
- •№ 28. Импульсные нейтронные методы исследования скважин. Физические основы методов, проведение измерений в скважинах, область применения.
- •№ 29. Метод меченых атомов: применяемые модификации, физические основы, методика применения, область применения.
- •№ 30. Метод наведенной активности: физические основы, методика проведения, область применения.
- •№ 31. Акустические методы исследования скважины. Физические основы методов. Распространение упругих волн в скважине.
- •№ 32. Аппаратура акустики.
- •№ 73. Регистрация фазокорреляционных диаграмм и волновых картин при акустических исследованиях скважин.
- •№ 34. Метод естественного теплового поля: определение геотермического градиента; факторы, влияющие на величину геотермического градиента.
- •№ 35. Метод искусственного теплового поля и его использование для изучения разреза скважин.
- •№ 36. Геохимические методы исследования скважин: физические основы методов, решаемые задачи.
- •№ 37. Газометрия скважин: физические основы метода, технология проведения работ на скважине.
- •№ 38. Комплексные гис в процессе бурения. Станции гти.
- •39. Компонентный анализ при газометрии скважин. Принцип действия и устройство хроматографа.
- •№ 40. Скважинный электротермометр: устройство, электрическая схема.
- •№ 41. Каверномер: устройство, электрическая схема, изображение результатов исследования скважин.
- •№ 42. Инклинометр: устройство, электрическая схема, изображение результатов исследования скважин.
- •№ 43. Профилеметрия скважин: типы профилемеров, изображение результатов измерений, решаемые задачи.
- •№ 44. Литологическое расчленение разреза по данным гис.
- •№ 45. Выделение терригенных коллекторов в разрезе скважин.
- •№ 46. Проблемы изучения карбонатных коллекторов.
- •№ 47. Выделение трещиноватых коллекторов по материалам гис.
- •№ 48. Выделение продуктивных коллекторов в разрезе скважин методами промысловой геофизики.
- •№ 49. Определение глинистости коллекторов по данным методов гм и сп.
- •№ 50. Геофизические методы определения пористости горных пород.
- •Определение коэффициента пористости по данным акустического метода
- •№ 53. Вычисление коэффициента нефтегазонасыщения.
- •№ 54. Геофизические методы определения высоты подъема цемента и качества цементирования скважин: их сущность, достоинства и ограничения, истолкование результатов измерений.
- •№ 57. Геофизические методы исследования эксплуатационных скважин: их сущность и назначение.
- •№ 58. Использование данных промысловой геофизики для контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений.
- •№ 59. Контроль за изменением положения контактов газ-нефть-вода в эксплуатационных скважинах: физические основы и необходимые условия применения.
- •№ 60. Скважинные расходомеры и дебитомеры: назначение, устройство, применяемые типы.
- •№ 63. Методы определения состава флюида в стволе эксплуатационной скважины.
- •№ 64. Пластоиспытатели на кабеле: их устройство, решаемые задачи, интерпретация получаемых результатов.
- •№ 65. Отбор грунтов: принцип действия грунтоносов, устройство, технология проведения работ на скважине.
- •№ 66. Торпедирование скважин: назначение, конструкция торпеды.
Дискриминатор.
Вследствие статистического распределения во времени импульсов, поступающих на вход измерителя средней частоты, необходимо учитывать некоторые особенности построения этих устройств. В любом из них необходимо осуществлять накопление числа импульсов, поступающих за определённый интервал времени. Для измерителя средней частоты относительная средняя квадратическая погрешность измерения частоты определяется как , где n — средняя частота импульсов; τ — поcтоянная времени интегрирующего звена. Для счетчика импульсов средняя квадратическая погрешность в определении числа импульсов , следовательно, σП = 1/√N = l/√nt. Таким образом, постоянная времени интегрирования должна быть выбрана так, чтобы для реального диапазона частот n не превышалось предельно допустимое значение а.
В измерителе средней частоты выводимые результаты измерения относятся к текущему моменту времени, хотя наличие интегрирующего элемента обуславливает достаточно большое время установления показаний. В счетчике импульсов моменты выдачи новых результатов измерения дискретны и определяются выбранным интервалом времени t.
Для аналоговых измерителей средней частоты на практике, не удается относительную систематическую погрешность измерений, приведенную к верхней границе измеряемых частот, сделать меньше 2—3 %. В счетчике импульсов погрешность измерения связана лишь с погрешностью задания интервала времени t и может быть сделана предельно малой.
Динамический диапазон измеряемых частот в аналоговых измерителях средней частоты с линейным преобразованием данных ограничен значениями, не превышающими 3—4. В счетчике импульсов динамический диапазон представляемых значений может быть весьма широк. Для расширения динамического диапазона частот, измеряемых без вмешательства оператора, приходится выполнять устройства с нелинейным преобразованием (например, с логарифмическим) или с автоматическим переключением поддиапазона измерений.
№ 28. Импульсные нейтронные методы исследования скважин. Физические основы методов, проведение измерений в скважинах, область применения.
При импульсных нейтронных методах источник испускает нейтроны в течение сравнительно коротких интервалов времени ΔТ < 100—200 мкс. Такие импульсы источника повторяются периодически с периодом Т = 10-3—10-1 с-1 , т.е. 10—103 раз в 1 с. С помощью специальной схемы (временного анализатора) регистрация излучения осуществляется не непрерывно, а лишь в некоторые (специально выбранные) интервалы времени.
В настоящее время получили применение две модификации импульсных нейтронных методов — с регистрацией тепловых нейтронов (ИННМ) и гамма-квантов радиационного захвата (ИНГМ). Регистрация нейтронов (и гамма-квантов) в этих методах осуществляется в интервале между двумя импульсами источника через некоторое время задержки t после каждого импульса.
Быстрые нейтроны замедляются до тепловой энергии и при дальнейшей диффузии поглощаются ядрами среды. После окончания процесса замедления, плотности нейтронов и гамма-квантов радиационного захвата уменьшаются во времени примерно: n = n0·e-t/τ.
Регистрируя тепловые нейтроны (ИННМ) или гамма-кванты (ИНГМ) при двух значениях времени задержки или более, можно определить среднее время жизни тепловых нейтронов в горной породе τ, которое позволяет судить о концентрации элементов, имеющих высокое сечение поглощения тепловых нейтронов.
Импульсы источника повторяются через небольшое время (обычно 10-400 раз в 1 с) и при ИННМ (ИНГМ) регистрируется интенсивность тепловых нейтронов (гамма-квантов) для некоторого значения времени задержки I, усредненная по большому числу импульсов источника. Измерения при ИННМ (ИНГМ) выполняют либо при движении прибора по стволу скважины (и в результате получают непрерывные диаграммы для двух-трех каналов с различными значениями времени задержки), либо иногда при неподвижном приборе (на точках) для повышения точности.
В первом случае о значении τ судят по отношению показаний на двух каналах: тем меньше, тем больше различаются эти показания. Количественное определение τ получают по формуле (предполагается, что ширина «окон» Δt в обоих каналах одинакова): τ = (t2 - t1)/(lnI1 – lnI2), где t1 и t2 — время задержки для двух каналов; I1 и I2— показания для тех же каналов.
Р азработана аппаратура для непрерывного вычисления τ в процессе замеров и получения непосредственно диаграмм изменения τ по стволу скважины. В случае измерений на точках (с неподвижным прибором) интенсивность нейтронов или гамма-квантов обычно определяют при большом числе значений времени задержки ti (i = 1, 2,...) и строят график зависимости логарифма показаний lnI от t (рисунок ,6). Такой график позволяет точнее определить значение τ как величину, обратную коэффициенту наклона кривой lnI = f(t) при больших I.
рисунок: распределение плотностей тепловых нейтронов во времени при ИННМ и пример его обработки.
При малых временах задержки t наклон кривой зависит (кроме τ) также от диаметра скважины и свойств среды, заполняющей скважину. При больших значениях t такое влияние постепенно исчезает, что является преимуществом импульсных методов. Другое их преимущество заключается в большей по сравнению со стационарными методами чувствительности к содержанию элементов, сильно поглощающих нейтроны. В нефтяных и газовых скважинах это позволяет различать продуктивные и водоносные пласты при сравнительно малой минерализации пластовых вод (от 20 — 30 г/л). При большей минерализации вод решение этой задачи возможно даже по результатам измерения при одном значении времени задержки. При прочих равных условиях водоносные пласты отмечаются гораздо меньшими показаниями ИННМ при больших временах задержки t по сравнению с нефтеносными и газоносными пластами.
Оба импульсных метода дают примерно одинаковые результаты. При ИНГМ влияние скважины несколько меньше, чем при ИННМ, но преимуществом последнего является отсутствие влияния естественного гамма-излучения, доля которого при ИНГМ на больших временах задержки значительна. Точка записи зонда ИННМ и ИНГМ совпадает с серединой детектора.