Formation Evaluation
Введение
Физические основы
Принцип исследования
Акустические зонды
Акустические зонды
Акустические зонды
Сравнение LSS и BHC
Акустические зонды
Обработка времени прихода волны
Обработка времени прихода волны
Результаты исследования
Определение матрицы и флюида
Расчет пористости
Определение пористости
Особенности
Эффект глин и разуплотненности
Определение коэффициента Bр
Определение коэффициента Bр
Влияние насыщения
Определение зон АВПД
Разрешение и глубина
Резюме
Резюме
Formation Evaluation
Введение
Принцип исследования
Теория метода
Теория метода
Сравнение плотности
Плотность воды
Схема исследования
Пример
Ввод поправок
Ввод поправок
Вычисление пористости
Типичные значения плотности
Расчет по палеткам
Влияние флюида
ГГК в глинах с АВПД
Резюме
Резюме
Введение
Введение
Показания PEF
Резюме
Formation Evaluation
Введение
Принцип исследования
Замедление нейтронов
Принцип исследования
Принцип исследования
Типы нейтронного каротажа
Типы нейтронов
Сравнение SNP и CNL
Калибровка
Пример диаграммы ННК-Т
Коррекция показаний
Пористость по НК
Плотностной и нейтронный каротаж в известняке
Типичные показатели
Типичные показатели
Комбинация CNL-Density
Пористость по НГК и ГГК-п
Особенные явления
Влияющие факторы
Введение поправок
Кросс-плоты
Виды кросс-плотов
Нейтронный и плотностной
Нейтронный и плотностной
Нейтронный и акустический
Нейтронный и акустический
Резюме
3.36M
Категория: ПромышленностьПромышленность

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
English     Русский Правила