Каротаж на основе сейсмоакустических полей

Методы акустического каротажа (АК) основаны на возбуждении упругих волн в полосе частот f = 1−10 кГц. Существует несколько модификаций зондов АК. Наибольшее распространение получили трехэлементные зонды. Они состоят из одного излучателя и 2-х приемников или в силу принципа взаимности, наоборот — одного приемника и 2-х излучателей (рис. 3.14).

Рис. 3.14. Схема трехэлементного зонда АК L₃₋₁, L₃₋₂— длины зондов, ?L — база зонда, П1, П2 -приемники, И — излучатель

Трехэлектродным зондом регистрируют параметры: 1) tp₁ — время первого вступления первого приемника, 2) tp₂ — время первого вступления второго приемника, 3) ?t — интервальное время — разница времен прихода головной волны на второй и первый приемники, 4) А1 — амплитуда сигнала на первом приемнике в заданной точке, 5) А2 — амплитуда сигнала на втором приемнике в заданной точке, 6) б — коэффициент поглощения.

?t = ?L/V и б = ln (A₁/A₂)/ ?L (3.1).

Наиболее информативной в АК является кривая? t. Базу выбирают в соответствии требуемой разрешающей способностью. Чем меньше? L, тем более тонкие пласты могут быть выделены.

Многоэлементный зонд АК содержит минимум 2 измерителя и более 10 приемников (16, 24, 48 и т. д.). Такие зонды называют матричными. Блок волновых картин имеет вид сейсмограмм (рис. 3.15).

Рис. 3.15. Типовая картина многоэлементного зонда АК

Посредством корреляции удается идентифицировать различные типы волн и затем оценить их кинематические и динамические параметры не только во времени, но и вдоль оси скважины.

Информативная форма записи результатов АК — фазокорреляционные диаграммы (ФКД). ФКД — это изображения линий равных фаз. Диаграммы получаются путем идентифицирования положительных полупериодов волновой картины. Для этого ФКД, полученные 2-мя приемниками, направляют в разные стороны, получая образ скважины (рис. 3.16). Метод ФКД эффективен при литологическом расчленении разрезов, отбивки границ пластов, оценки качества цементирования. Обработка волновых картин ФКД позволяет определить любые кинематические и динамические параметры упругих волн, в частности? t.

Рис. 3.16. Форма представления данных ФКД

Области применения АК:

• 1) получение данных для интерпретации материалов сейсморазведки
• 2) литологическое расчленение разрезов
• 3) оценка прочностных свойств пород
• 4) выделение коллекторов, определение их пористости
• 5) изучение осадки скважины

Скважинное акустическое телевидение (САТ) — специальный вид АК, предназначенный для детально исследования стенок обсаженных и необсаженных скважин. Сканирование осуществляется с помощью вращающегося преобразователя. Амплитуда сигналов определяется отношением волновых сопротивлений стенки скважины и бурового раствора. Разрешающая способность САТ зависит от длины волны л. Поэтому для увеличения детальности используют достаточно высокую частоту f = 1−2 мГц. В то же время это вызывает большое затухание волн в буровом растворе.

САТ эффективен для выявления в разрезах скважин тектонически нарушенных и трещиноватых зон, а также проницаемых коллекторов, где коэффициент отражения имеет пониженные значения (рис. 3.17).

Акустические профилеметрия и кавернометрия, как и САТ, основаны на законах отраженных волн. Используется принцип импульсной эхолокации, то есть изменение времени t распространения упругих волн от излучателя до стенки скважины и обратно:

d_c = U_с t_с (3.2), где.

Uс — скорость в буровом растворе, t_с — время, d_c — диаметр скважины.

Чтобы измерять время по кротчайшему расстоянию, точки измерения и приема совмещают. В качестве источника — приемника применяют пьезопреобразователи с частотой f=200−500 кГц. На таких частотах л< (l₁x l₂). l₁, l₂ — размеры преобразователя.

Акустическая профилиметрия отличается от акустической ковернометрии тем, что в ней обеспечивается вращения луча. Запись амплитудных сигналов осуществляется несколькими сдвинутыми друг относительно друга преобразователями. Результаты каротажных исследований представляют в виде кривых акустической жесткости и круговых диаграмм, отображающих форму ствола скважины по его диаметру.

Лекция 8, модуль 3 Б. Тема: Геолого-геофизическая интерпретация результатов комплексных скважинных геофизических исследований (литологическое расчленение разрезов скважин, оценка состояния и свойств исследуемых геологических геоэкологических и др.объектов.

Интерпретация методов ГИС состоит в: 1) обработке диаграмм; 2) геофизической интерпретации; 3) геологической интерпретации.

Обработка диаграмм включает приведение результатов к определенным глубинам и системе отсчетов, учет и устранение аппаратурных и других помех, нахождение границ пластов и их толщин (мощности), снятие показаний. Далее, с целью проведения последующей количественной интерпретации, снимают (определяют) «существенные значения». Например для кривых с_к, это либо средние (с_к ^сред), либо максимальные (с_к ^мах), либо оптимальные (с_к ^опт) значения (рис 3.18).

Рис 3.18. Определение существенных значений с_к на примере кривых КС, зарегистрированных градиент-зондом 1 — исследуемый пласт, 2 — вмещающие породы

Геофизическая интерпретация проводится с целью определения истинных параметров, например с_п, на основе решения обратной задачи, то есть методом подбора наблюденной кривой с одной из теоретических и привлечением априорных данных. Следует отметить, что теоретические кривые, например того же метода КС, являются результатом решения прямой задачи и выражают зависимость с_к от различных определяющих его параметров (с_п — УЭС пласта, с_с — УЭС промывочной жидкости (бурового раствора), L_з — длина зонда (для градиент-зондов расстояние АО или МО, а для потенциал-зондов — расстояние АМ), d_c — диаметр скважины, с _зп — УЭС зоны проникновения, D — диаметр зоны проникновения). Условия, обеспечивающие единственность решения, зависят от модели среды.

Геологическая интерпретация заключается в определении геологических характеристик разреза. В частности при истолковании электрических методов ГИС используются обе модификации КС: электропрофилирование одиночными зондами и боковое каротажное зондирование (БКЗ). Электропрофилирование применяют для нахождения границ пластов, а также в благоприятных условиях для литологического расчленения разрезов, выявления целевых объектов (нефте-, газо-, водоколлекторов, пластов угля, руд и т. д.). БКЗ используют для определения количественных характеристик (коэффициентов пористости, нефтегазонасыщенности, зольности и т. д.).

Основные требования к проведению качественной интерпретации заключаются в: 1) определении границ пластов, глубин их залегания, толщин (мощности), 2) литологическом расчленении разрезов скважин, 3) выработке рабочей гипотезы о геологической природе аномальных объектов, 4) принятии решений о необходимости проведения количественной интерпретации и дополнительных геолого-геофизических исследований.

Определения границ пластов в большинстве случаев сводится к нахождению точек, соответствующих градиентам максимального возрастания (убывания) кривых (рис. 3.19).

Рис. 3.19. Пример определения границ пластов на каротажных диаграммах

Литологическое расчленение разрезов скважин выполняется по диаграммам поисковых комлексов ГИС, которые разрабатываются и применяются для определенных типов месторождений. Универсальными методами являются КС, БК, ГК, ПС, кавернометрия. В качестве примеров можно привести описание приемов и диагностических признаков при литологическом расчленении разрезов угольной и нефтегазовой скважин.

В угольной скважине регистрация кривых проводилась методами: КС-ПЗ, ГК, ГГК, АК и КМ. По характерным признакам кривых, зарегистрированных зондами КС-ПЗ, ГК, ГГК, АК и КМ были выделены пласты углей, известняков, аргиллитов, алевролитов и песчаников (рис. 3.20).

Рис. 3.20. Сопоставление каротажных диаграмм по разрезу угольной скважины на месторождении антрацитов (Восточный Донбасс) 1 — уголь; 2 — углистый сланец; 3 — аргиллит; 4 — алевролит; 5 — песчаник; 6 — известняк

Тонкие пласты угля характеризуются минимальными значениями КС-ПЗ (с_К < 12 Ом*м). На кривых, зарегистрированных зондами ГГК, АК и КМ эти угольные пласты имеют максимальные значения. На диаграмме ГК первый пласт угля на глубине 85 метров отмечается интенсивной отрицательной аномалией гамма-излучения. Jг составляет 12 мкр/час. Этот же пласт наиболее ярко выражен и аномалиями на кривых ГГК и АК.

Пласты известняка имеют максимальные значения с_К на кривых КС-ПЗ и минимальные на кривых ГК, АК, ГГК и КМ.

Пласты аргиллитов, алевролитов и песчаников уверенно разделяются по значения с_к и J_г.

В нефтяной скважине интерпретация кривых проводилась по кривым методов КС-ПЗ, ПС, БК, ИК, МКЗ, ГК, НКТ, АК, КМ (рис 3.21).

Сопоставление кривых показывает, что исследованный разрез наиболее уверенно дифференцируется по кривым КС, ПС и КМ. На диаграммах ГК, НКТ и АК однозначно выделяются только плотные высокоомные пласты, вскрытые в интервалах 2515−2518м и 2552−2555м.

В соответствии с изложенным, границы пластов первоначально выделялись по кривым ПС, КС-ПЗ и КС-БК и далее уточнялись по остальным методам.

Литологическое расчленение разреза производилось в следующей последовательности:

• 1) интервалы разреза с повышенными показаниями ПС и пониженными значениями КС определялись как глинистые — т. е. аргиллиты.
• 2) пласты с пониженными значениями ПС и повышенными КС считались песчаниками. Последние подвергались повторному, более детальному рассмотрению, в частности, на предмет их проницаемости.
• 3) проницаемость пластов оценивалась в первую очередь по кривым БК и ИК. В случае, если кривые совпадали, то данный пласт считается проницаемым, т. е. соответствовал песчаникам, а когда наблюдалось расхождение кривых, то пласт являлся не проницаемым и соответствовал глинам (аргиллитам). Дополнительным диагностическим признаком проницаемости являлась оценка наличия глинистой корки, что приводит к сглаживанию кривых ГК.
• 4) в интервалах проницаемых пластов отдельно выделялись плотные высокоомные разности, которые во всей видимости представляли собой плотные сцементированные песчаники.

Рис. 3.21. Сопоставление каротажных диаграмм, зарегистрированных в нефтяной скважине (Западная Сибирь) 1 — песчаник; 2 — плотный песчаник; 3 — аргиллит

По предварительной оценке выделенные проницаемые пласты относятся как к водоносному, так и смешанному типам (водонефтяные). Уточнение их принадлежности к водоносному или водонефтяному типам предполагается выяснять посредством качественной и количественной интерпретации диаграмм БКЗ и ВИКИЗ.

На основании приведенных примеров можно сделать частные выводы:

• 1) для предварительного литологического расчленения разреза угольной скважины необходимо и достаточно использование методов КС и ГК. Полное представление о литологическом разрезе достигается при анализе всех каротажных диаграмм поискового комплекса КС-ПЗ, ГК, ГГК, АК и КМ,
• 2) для предварительного представления о литологическом разрезе нефтяной скважины необходимо и достаточно выполнить совокупный анализ каротажных кривых КС-ПЗ, КС-БК, ПС и КМ. В результате использования этих методов четко и уверенно выделяются границы пластов и их литологическая принадлежность.

При выработке рабочей гипотезы о геологической природе аномальных объектов, принятии решений о необходимости проведения количественной интерпретации и дополнительных геолого-геофизических исследований следует опираться на известные качественные признаки, выявленные в процессе многолетних работ по интерпретации материалов ГИС. К ним относятся:

• · ИК эффективен для изучения глин и глинистых пластов, песчаников и карбонатов, насыщенных сильно минерализованной пластовой водой его можно применять в сухих и обсаженных непроводящими трубами скважинах. Задачи, решаемые ИК те же, что КС и БК.
• · БКЗ «работает» в пластах большей мощностью (и при) средних значениях с_п/с_с и с_п/с_вм.
• · БК эффективен в тонких пластах при больших значениях с_п/с_с и не эффективен при повышающем проникновении (водоносные пласты).
• · Определение границ пластов и литологическое расчленение разрезов по диаграммам ВИКИЗ осуществляется по тем же критериям и признакам, что и для других электрических методов. При этом кривые ВИКИЗ более дифференцированы. Границы отбиваются в точках максимального возрастания градиента. Для оценки значений с пластов-коллекторов и зон проникновения разработана специальная компьютерная программа МФС ВИКИЗ. Вместе с темп, практические диаграммы могут дать достаточно полную информацию и без количественной обработки.
• · Для изучение кривых ПС наиболее благоприятен песчано-глинистых разрез. Величину амплитуды аномалий ПС отсчитывают по линии глин (нулевая линия). Границы ПС отмечаются в точках, соответствующих половине амплитуды отклонения кривой ПС. Выделение тонких пластов (h/dc<4) по этим кривым затруднено. При с_ф >с_в, то есть при УЭС фильтрата больше УЭС пластовой воды песчано-алевролитовые пласты отличаются минимумами U_пс. Против нефтегазоносных чистых песчано-алевролитовых пластов аномалия ПС такая же, как и против водоносных. В то же время глинистые пласты, содержащие нефть-газ имеют меньшую амплитуду, нежели глинистые водоносные пласты. Чистые карбонатные пласты (известняки, доломиты) характеризуются при с_ф>с_в, как и песчано-алевролитовые, отрицательными аномалиями U_пс. Кривые ПС в высокоомных разрезах мало информативны.
• · Диаграммы (кривые) ГК симметричны относительно середины пласта. Границы последнего определяются в точках максимального градиента возрастания (убывания) кривых. Значение J_г ^изм соответствует J_г^? для теоретических кривых при h/d_c >6, а при наблюденных кривых при h>0,8 м. Глинистые слои имеют максимальное значение J_г, а песчаные, известковые и угольные пласты — минимальные значения J_г. ГК применяется не только для определения структуры и толщин пластов, но и для получения количественных показателей, например глинистости, содержания нерастворенного осадка в карбонатах и др.
• · СГК эффективен при оценке равновесных урано-ториевых руд, расчленении и корреляции немых толщ и месторождений, где U, Th и К играют роль геохимических индикаторов (бокситы, фосфориты, золото). На нефтегазовых месторождений СГК используются для оценки глинистости полимиктовых отложений, J_г идентификации песчаных коллекторов (монациты, глаукониты), разделении чистых и глинистых карбонатов.
• · ГГК-П эффективен при выделении угольных пластов вследствие их малой плотности. В нефтегазовых скважинах метод ГГК-П используется для уточнения литологии, выделения коллекторов, оценки их пористости, при техническом контроле скважин.
• · Задачами, решаемыми с помощью НК, являются выделение нефтенасыщенных, водонасыщенных и газонасыщенных коллекторов и нахождение водонефтяного (ВНК) и газожиткостного (ГЖК) контактов, выделение и оценка руд, содержащих элементы с высоким сечением поглощения, выделение углей, преимущественно бурых.
• · ИННК в большей степени и ИНГК в меньшей применяют на нефтегазовых месторождениях для выделения нефтеносных и газоносных пластов. Преимущества ИНК перед НК в этом случае обусловлены более высокой чувствительностью ИНК к содержанию хлора. Кроме того, в меньшей мере влияют скважинные условия. Особенно хорошо ИНК применяют при контроле за разработкой нефтегазовых месторождений. В районах с минерализации пластовых вод более 100г/л (высокая минерализация) показания ИННК и ИНГК против водоносных и газоносных пластов различаются до 10 раз. Тогда как различие для этих пластов по методу НК составляет 1−2 раза.

Количественная интерпретация результатов ГИС производится как и в методах полевой геофизики путем подбора (сравнения) наблюденных (зарегистрированных в скважинах) кривых с теоретическими. Интерпретация может выполняться как вручную с помощью специальных палеток, так и в автоматизированном режиме с применением компьютерных программ. Компьютерная интерпретация основана на интерактивном (диалоговом) режиме. Как правило, в процессе интерпретации привлекается дополнительная геолого-геофизическая информация.

Последовательность операций по качественной и количественной интерпретации данных БКЗ и ВИКИЗ можно показать на примере нефтегазовой скважины, для которой ранее выполнено литологическое расчленение разреза (см. рис. 120). Сопоставление кривых БКЗ и ВИКИЗ в этом разрезе приведено на рисунке 3.221.

Рис. 3.22. Сопоставление каротажных диаграмм БКЗ и ВИКИЗ

в разрезе нефтегазовой скважины (Западная Сибирь) Количественная интерпретация данных проводилась для продуктивных пластов песчаников, которым присвоены индексы 1 и 2, в интервале разреза 2510−2575 м в следующей последовательности:

1) Снимались оптимальные значения с_к, с_с, d_c и L вычислялись параметры с_к/с_с и L/d_c (табл.3.1).

Таблица1. Данные для построения фактических кривых зондирования.

2) Строились в билогарифмическом масштабе фактические кривые БКЗ (рис. 3.23).

Рис. 3.23. Фактические кривые БКЗ

3) Сопоставлялись фактические кривые с теоретическими 2-х слойной палетки БКЗ и выполнялась оценка пластов на предмет проницаемости (рис. 3.24).

Результаты сопоставления:

Пласт 1. Наблюдается расхождение фактической кривой с двухслойной палеточной. Правая ветвь сечёт теоретические кривые и уходит вниз, что указывает на повышающее проникновение. Следовательно, пласт проницаемый. По сопоставлению левой ветви с теоретическими оценивалась зона проникновения, которая имеет параметры с_п/с_с = 5, что являляется основой для дальнейшей интерпретации кривой по трёхслойной палетке.

Пласт 2. Наблюдается также расхождение фактической кривой с двухслойной палеточной. Правая ветвь сечёт теоретические кривые и уходит вниз, что указывает на повышающее проникновение. Левая ветвь совпадает с теоретической двухслойной. Для последней интерпретируемой кривой зона проникновения имеет параметры с_п/с_с = 10.

• 4). Сопоставлялись фактические кривые с теоретическими трёхслойных палеток. Подобраны трёхслойные палетки со следующими параметрами:
  • · пласт 1 — D/d_c = 2; с_?/с_с = 5
  • · пласт 2 — D/d_c = 2; с_?/с_с = 10

Рис. 3.24. Сопоставление (подбор) фактических кривых пластов 1 и 2 с палеточными двухслойной палетки 1А

Результаты сопоставления представлены на рис. 3.25.

Результаты сопоставления:

· пласт 1 — с_п/с_с = 0,5; с_?/с_с = 5; D/d_c = 2; отсюда следует: с_п = 18,5 Ом*м,.

с_? = 185 Ом*м, D = 0,43 м и h = 7 м.

· пласт 2 — с_п/с_с = 1; с_?/с_с = 10; D/d_c = 2; отсюда следует: с_п = 35,0 Ом*м,.

с_? = 350 Ом*м, D = 0,42 м и h = 9 м.

Рис. 3.25. Сопоставление (подбор) фактических кривых пластов 1 и 2 с палеточными трехслойными палетоки 4А и 5А

Искомые значения с_п и h сведены в таблице 3.2.

Таблица 2. Результаты количественной интерпретации данных БКЗ

Рассмотрение данных таблицы 2 показывает, что для пласта 1 с_п = 18,5 Ом*ми это значение соответствует УЭС водонефтенасыщенных пластов. Для пласта 2 с_п = 35,0 Ом*м и это значение соответствует УЭС нефтенасыщенных пластов.