Акустический каротаж

1. Formation Evaluation

POROSITY LOGS
ACOUSTIC LOG

2. Введение

Акустический каротаж измеряет время пробега
упругих волн в породах, пройденных
скважиной.
Дает возможность рассчитать пористость, если
известна литология.
2

3. Физические основы

Продольная (compression):
76 мксек/фут
Поперечная (shear): 139мксек/фут
Волна-помеха: 200 мксек/фут
Диаметр скважины: 10 дюймов
Время: 1 мксек
Источник: 25-кГц
3

4. Принцип исследования

Волна
Волна
Сжатия
Рэлея
(продольная) (поперечная)
Волновая картина,
зарегистрированная
звукоприемником
E1
E2
T
0
E3
50
sec
Mud velocity Vm
Altered zone
velocity Va
4
Undisturbed
formation
velocity Va
Vm<Va<V
Волна
бурового
раствора

5. Акустические зонды

Двухэлементный акустический
зонд (с одним приемником)
5
Трехэлементный акустический
зонд (с двумя приемниками)

6. Акустические зонды

BoreHole Compensated (BHC) tool
Компенсированная система
с двумя передатчиками
Снижение паразитных эффектов:
угол наклона прибора
изменение диаметра скважины
Усреднение показаний приемников
6

7. Акустические зонды

Long Spacing Sonic (LSS) tool
Больший радиус исследования
7
Применение эффективно в скважинах большого
диаметра и в разуплотненных породах

8. Сравнение LSS и BHC

LSS исследует непромытую
зону, показания ближе к
реальности
8

9. Акустические зонды

Array sonic tool
(широкополосный зонд)
Пример записи восьмиканального
акустического зонда
9

10. Обработка времени прихода волны

Время вступления
Время
10

11. Обработка времени прихода волны

График зависимости величины запаздывания от времени обнаруживает две
области. Первая область– это продольная волна, вторая – поперечная волна.
В рыхлых формациях это разделение может не быть явным, существует разброс
относительно
среднего времени
11

12. Результаты исследования

Типичные
волны,
измеряемые
прибором
12

13. Определение матрицы и флюида

40
Dolom ite
Limestone
t compr
60
1.6
Sa l
t
1.9
80
1.8
1.7
Sa nd stone
Ga s
100
80
100
120
t shear
13
Sa nd stone
Wa ter
140
160

14. Расчет пористости

t t f (1 ) t ma
(формула Wyllie)
t t ma
tf t ma
14
∆tf=189 µs/ft (пресный раствор)

15. Определение пористости

Sandstone Δt ≈ 51-55 µs/ft ≈ 1.7 мкс/см
Limestone Δt ≈ 47.5 µs/ft ≈ 1.5 мкс/см
15
Dolomite Δt ≈ 43.5 µs/ft ≈ 1.3 мкс/см

16. Особенности

АК «не видит» изолированные поры и трещины.
• Нейтронный и плотностной каротаж фиксируют общую
пористость.
• Плотностной каротаж ( глубина исследования ≈4 дюйма)
• Нейтронный каротаж (глубина исследования ≈10 дюймов)
• С помощью АК есть возможность выделения вторичной
пористости.
total
N D
2
secondary total sonic
16

17. Эффект глин и разуплотненности

Наличие глин пропорционально увеличивает показания
пористости
Время пробега широко варьирует – 60-170 µsec/ft
t t ma 1
tf t ma Bp
Bp приблизительно равноΔt в смежных глинистых
пластах, деленное на 100.
17

18. Определение коэффициента Bр

Если есть данные
плотностного или
нейтронного каротажа
18

19. Определение коэффициента Bр

Bp 1.2
19

20. Влияние насыщения

В песчаниках с обычной пористостью (15-25%) зона
проникновения больше глубины исследования, поэтому
показания не зависят от насыщения пласта
В высокопористых (30%) и высокопроницаемых
песчаниках зона проникновения мала, поэтому показания
завышаются для газа и нефти
for oil T = A 0.9
for gas T = A 0.7
20
A = Original acoustic porosity
T = Corrected porosity

21. Определение зон АВПД

В покрышках происходит
растрескивание породы и
заполнение трещин водой,
что вызывает увеличение
показаний АК
21

22. Разрешение и глубина

Разрешающая способность зависит от :
длины зонда
базы
Глубина исследования (0.12-0.6 м) зависит от:
длины зонда
мощности источника
22

23. Резюме

1. Акустический каротаж предназначен для
определения пористости. Формула Вилли –
основа. В песчано-глинистых породах
необходимо учитывать скорость
распространения волны в глинах.
t t ma
tf t ma
Sandstone Δt ≈ 51-55 µs/ft ≈1,7 мкс/см
Limestone Δt ≈ 47.5 µs/ft ≈1,5 мкс/см
Dolomite Δt ≈ 43.5 µs/ft ≈1,3 мкс/см
Fresh water Δt ≈ 189 µs/ft ≈6,2 мкс/см
23

24. Резюме

2.
3.
4.
5.
6.
24
Основной прибор – BHC, LSS эффективно
применяется в скважинах большого диаметра и для
разуплотненных пород.
АК совместно с нейтронным и/или с плотностным
позволяет определять вторичную пористость.
В глинистых пластах и неконсолидированных
песчаниках необходимо учитывать сжимаемость
глин и рыхлость пород.
АК позволяет выделять зоны АВПД.
Интерпретация поперечных волн позволяет изучать
механические свойства горных пород, а отношение
Δts/Δtc – литологию.

25. Formation Evaluation

POROSITY LOGS
Formation
Density Log

26. Введение

Используется для:
26
Расчета пористости
Выделения газонасыщенных интервалов
Предсказания интервалов с АВПД
Определения литологии

27. Принцип исследования

Комптоновское
рассеяние
Gamma-ray
Gamma-ray
Процесс является преобладающим при
энергии гамма-квантов 0.5-3 МэВ
27
E

28. Теория метода

• Вероятность комптоновского взаимодействия
испускаемых источником -квантов пропорциональна
числу электронов Ne в единице объема вещества
(электронной плотности), которое связано с
плотностью:
Z
Ne N * * b
A
N - число Авогадро (6.02*1023)
Z - заряд ядра
A - атомная масса
b - плотность вещества
28

29. Теория метода

Для элементов, составляющих горные породы,
отношение 2Z/A (Z<30) является достаточно
постоянным и практически равно 1.
Соответственно, число электронов в единице
объема пропорционально плотности среды.
Величина измеряемого гамма-излучения определяется
в основном электронной плотностью среды,
окружающей прибор, пропорциональной объемной
плотности, и не зависит от изменений ее
вещественного состава.
Чем больше плотность – тем больше
рассеяние.
29

30. Сравнение плотности

• a=1.07* e-0.188
• a – кажущаяся плотность (показания прибора)
• b откалибровано на матрице, насыщенной водой.
30 Плотности точно известны.

31. Плотность воды

Плотность воды
зависит от:
• минерализации
• температуры
• давления
31

32. Схема исследования

32
Глубинность – 13 см (5 дюймов)
Скорость – 400 м/ч
Вертикальное разрешение – 26 см (10 дюймов)
16 inches
Source: Cs137
0.66 MeV
7 inches
FDC – Compensated
Formation
Density
Tool

33. Пример

На треке присутствует кривая
Δρ. Она контролирует качество
регистрируемой кривой.
Качество кривой зависит от
равномерности прижима
ближнего и дальнего детектора.
В скважине с ровными стенками
отклонения кривой Δρ равны
нулю.
Одновременно записываются
данные каверномера.
-.25 Δρ +.25
33

34. Ввод поправок

34
Если диаметр скважины превышает 10
дюймов, необходимо вводить поправку.

35. Ввод поправок

35
Плотность в некоторых литологических разностях (ангидрит,
сильвит, галит) должна быть скорректирована, поскольку иначе
прибор показывает газосодержание.

36. Вычисление пористости

b ( ) ( ) (1 ) ( )
f
ma
ma
b
ma
f
• ρb - плотность породы (по каротажу)
• ρf - плотность жидкости, заполняющей поровое
пространство (фильтрат бурового раствора)
• ρma - плотность матрицы горной породы
• φ - пористость
36
• (1- φ) - объем матрицы горной породы

37. Типичные значения плотности

Порода
Плотность зерен, г/см3
Обычно принимается
Песчаник
2.55-2.69
2.65
Доломитовые песчаники
2.65-2.72
Известняк
2.70-2.76
Доломит
2.75-2.90
Гипс
2.32-2.40
Ангидрит
2.96
Пресная вода
1.00
Соленая вода (200г/л)
1.15
нефть
0.85
Натуральный газ
0.0008 (увелич. с давлением)
Воздух (сухой)
0.0012 (увелич. с давлением)
2.71
2.87
37

38. Расчет по палеткам

38

39. Влияние флюида

Для нефти: T=0.9 · D
Для газа:
T=0.7 · D
T – истинная пористость
D – вычисленная пористость
по плотностной диаграмме
39

40. ГГК в глинах с АВПД

В глинах над коллекторами с
высоким давлением
понижается плотность за
счет трещин.
40

41. Резюме

• Основное назначение – определение
пористости.
• Основной принцип – Комптоновское
рассеяние.
• Электронная плотность
пропорциональна объемной.
• Малая глубина исследования (до 13 см)
41

42. Резюме

• Необходимо точно знать плотность
матрицы и флюида, а если коллектор
глинистый - плотность глин.
Sandstone
2.65
Limestone 2.71
Dolomite
2.87
• Метод позволяет выявлять присутствие
газа, АВПД, стратиграфических
несогласий.
42

43.

POROSITY LOGS
Litho-Density
Log
43

44. Введение

Используется прибор аналогичный FDC LDT ( Litho-Density tool ) но детекторы более
чувствительны и способны распознавать
мягкое излучение (0.04-0.1 МэВ)
Gamma-ray
E
44
Основной принцип - фотоэффект

45. Введение

Варианты спектров
для пласта с
одинаковой плотностью,
но различным зарядом
• В энергетическом окне высоких энергий гаммакванты зависят только от электронной плотности
• В окне низких энергий – гамма–кванты зависят как
от электронной плотности, так и от
45
фотоэлектрического поглощения.

46. Показания PEF

Схематическое
изображение
показаний PEF
для различных
литологических
разностей
46

47. Резюме

• Назначение – определение литологии.
• Принцип – фотоэлектрическое рассеяние.
• PEF не чувствителен к пористости, но чувствителен к
литологии
• Sandstone – 1.8
• Dolomite – 3
• Limestone – 5
• Добавки барита в буровой раствор не допускаются
Влияние скважины для плотностного и селективного
каротажа сказывается в большей степени, чем для
других методов радиоактивного каротажа.
47

48. Formation Evaluation

POROSITY LOGS
NEUTRON LOG

49. Введение

• Определение пористости
• Отражает количество водорода в порах
• В комбинации с другими методами
пористости помогает определить
литологию
• Глубина исследования – до 30 см
(уменьшается с увеличением пористости)
• Разрешающая способность – 30-90 см
49

50. Принцип исследования

• Зонд излучает в породу нейтроны высокой энергии
• Нейтроны сталкиваются с ядрами атомов породы
• При каждом столкновении нейтроны теряют энергию
(скорость)
• Больше всего энергии теряется при столкновении с
ядром атома водорода
• Скорость нейтронов падает до такой степени, что они
могут быть захвачены ядром
• Ядра, захватившие нейтроны, излучают гамма-лучи
50

51. Замедление нейтронов

Максимальная потеря энергии происходит в результате
соударения с ядром водорода, вследствие соизмеримости
их масс.
Хлор также обладает аномальной способностью захвата
нейтронов.
51

52. Принцип исследования

Gamma-ray
+
+
2
1
1
H 1H
В качестве нейтронного источника используется смесь
полония (либо гелия) с порошкообразным бериллием.
+
4
+
He
2
52
+ ++
+
9
4
Be
+++++
+
+
N
12
6
C
Gamma Ray

53. Принцип исследования

• Вода - H2O и нефть - CnH2n+1 заполняют поры
породы.
• Поэтому определить пористость можно просто,
посчитав атомы водорода H.
• На основе данных о нейтронах, поглощенных
породой, диаграмма фиксирует пористость
• Пористость рассчитывается через отношение
количества выпущенных нейтронов к
количеству зарегистрированных нейтронов
53

54. Типы нейтронного каротажа

НГК
GNT
54
ННК-Т
CNL, NEUT
Регистрирует
хлор и водород
ННК-Н
SNP
Регистрирует
водород

55. Типы нейтронов

55

56. Сравнение SNP и CNL

56

57. Калибровка

Первичная калибровка проводится на
эталоне (модель пласта – карбонат) в
американском нефтяном институте (API)
в Хьюстоне.
Перед работой приборы калибруются на
месторождении.
57

58. Пример диаграммы ННК-Т

58

59. Коррекция показаний

Приборы калибруются на
известняке,
поэтому в других породах
показания приборов
необходимо
корректировать
59

60. Пористость по НК

Теоретическая формула
N S xo Nmf 1 S xo Nhc
Vsh sh 1 Vsh Nm
Sxo Nmf
(1 - Sxo) Nhc
Vsh Nsh
(1 - - Vsh) Nm
60
= Объемное содержание фильтрата бурового раствора
= Объемное содержание углеводорода
= Объемное содержание аргиллита
= Объемное содержание матрицы

61. Плотностной и нейтронный каротаж в известняке

Нейтронный метод – хороший индикатор пористости в
61
низкопористых карбонатах

62. Типичные показатели

62

63. Типичные показатели

Каменная соль
Глина
Гипс
Ангидрит
Известняк
Известняк высокопористый
Размытый пласт с каверной
Газоносный пласт
Нефтеносный пласт
Водоносный пласт
63
Метаморфизованная порода

64. Комбинация CNL-Density

Глина
Газ !!!
Песчаник
Поры,
заполненные
жидкостью
Глина
64

65. Пористость по НГК и ГГК-п

– Для чистых, насыщенных жидкостью пластов
d n
2
– Для чистых, газонасыщенных пластов
65
d2 n2
2

66. Особенные явления

Большая нейтронная
пористость
66
KCl·MgCl2·6H2O

67. Влияющие факторы

67
Диаметр скважины
Глинистая корка
Наличие обсадной колонны
Минерализация пластовой воды и
фильтрата бурового раствора

68. Введение поправок

68

69. Кросс-плоты

• Кросс-плоты можно использовать, если для каротажа
применялись зонды двух различных методов, один из
которых был нейтронным
• Пласт с двумя известными компонентами
– Можно более точно рассчитать пористость
– Можно определить процентное содержание каждого
компонента (например, песка и аргиллита)
• Многокомпонентный состав пласта
– Можно более точно рассчитать пористость
– Невозможно определить процентное содержание
минералов, если число существующих минералов
превышает необходимые данные каротажных
диаграмм
69

70. Виды кросс-плотов

•Нейтронный/плотностной каротаж
•Акустический/нейтронный каротаж
70

71. Нейтронный и плотностной

• Применяется для чистых
неглинистых пластов,
насыщенных флюидами
• Скважины заполнены водой или
буровым раствором на водной
основе
71

72. Нейтронный и плотностной

1.9
Сера
40
Соль
Объемная плотность (г/см3)
2.1
Трона
2.2
30
2.3
25
20
2.4
15
2.5
10
2.6
5
2.7
2.8
0
Полигалит
Лангбейнит
-5
-10
2.9
3.0
72
35
-15
0
10
20
30
40
N Пористость по нейтронному каротажу (%)
D Пористость по плотностному каротажу (%)
( ma = 2.71, f = 1.0)
2.0
45

73. Нейтронный и акустический

• Применяется для чистых
неглинистых пластов, насыщенных
флюидами
• Скважины заполнены водой или
буровым раствором на водной
основе
73

74. Нейтронный и акустический

3.4
t, Время пробега звуковой волны, (мкс/см)
3.1
2.8
2.5
Syivite
2.2
Трона
1.9
1.6
1.3
0
74
10
20
30
40
D Пористость по нейтронному каротажу (%)

75. Резюме

• Регистрирует количество водорода
• Основной принцип – сильное замедление нейтронов
водородом по причине соизмеримости их масс
• Водородные индексы воды и нефти аналогичны
• Приборы калибруются на эталонной скважине по
матрице известняка
• Основные приборы – GNT, CNL, SNP
• Глубинность исследований – до 30 см; вертикальное
разрешение – 10-60 см; скорость каротажа – 550 м/час
• Лучше интерпретируется совместно с ГГК-П и АК
75