Акустический каротаж (ак)

АК основан на изучении полей упругих волн в скважинах и заключается в измерении скорости распространения упругих волн ультразвуковой частоты и их затухания. Обычно применяются (как и в нашем случае) зонды «трехэлементные», содержащие два приемника упругих волн и один излучатель. Излучатели, как правило, магнитострикционного типа, а приемники – пьезоэлектрические.

АК применяется, главным образом, на месторождениях нефти и газа, в меньшей степени на рудных и угольных. С помощью этого метода проводится литологическое расчленение разрезов, определение пористости и характера насыщения пор, определение положения ВНК и ГЖК, цементометрия скважин; на рудных месторождениях изучается геологетехнические условия.

На каротажных диаграммах представлена величина обратная скорости прохождения волн – τ:

Где t_1/2 – время прихода волны на 1 и 2 приёмники упругих волн (пьезоэлементы), L – расстояние между приемниками.

Тогда скорость прохождения волн в породе:

Скорости распространения волн в породах указаны в таблице 5.

Далее рассчитали коэффициент пористости по АК для коллекторов:

Где, – разность времени прихода волны в первом и втором приемниках отнесенная к расстоянию между ними, если волна проходит в жидкости/твердом теле. – тоже только в реальном пласте (эту величину сняли с диаграмм).

Значения пористости по АК представлено в таблице 5.

Заключение

Из теории известны относительные показания любых кривых для разных пород осадочного разреза. Располагая данными о породах в разрезе можно построить следующую колонку (рис. 2), в которой представлены поведения кривых напротив различных пород. В местах отсутствия кривых – их положение не имеет определенного характера.

С помощью данной колонки выполнили окончательное литологическое расчленение разреза.

Критерии выделения различных пород:

Битуминозные аргиллиты: ПС – минимальные значения (кривая сдвинута в правую сторону); УЭС достаточно большие, но меньше чем у углей; Интенсивность гамма излучения – максимальная; На кавернометрии не отображается изменением диаметра скважины; Нейтронные характеристики средние, средние интенсивности на ННК-НТ; Время прохождения волн неопределенное.

Табл. 5. Результаты обработки АК

№ пласта	τ, мкс/м	, км/с	КпА, доли единиц
1	337	3,0
2	186	5,4
3	316	3,2
4	225	4,5
5	268	3,7	0,24
6	565	1,8
7	264	3,8
8	445	2,2
9	281	3,6	0,27
10	229	4,4
11	272	3,7	0,25
12	264	3,8	0,23
13	268	3,7	0,24
14	281	3,6
15	229	4,4
16	281	3,6
17	272	3,7

ПС

ρ

ГК

dc

ННК-НТ

t

Битуминозные аргиллиты

глины

песчаники

алевролиты

угли

Карбонатизированные песчаники

Рис. 2. Типичный характер разных кривых напротив пластов.

Глины (аргиллиты): ПС – минимальные значения; УЭС минимальные; Интенсивность ГК почти максимальна, но меньше чем у битуминозных аргиллитов; Диаметр скважины может быть либо немного увеличен, либо номинальный; Эталон нейтронных свойств, интенсивность ниже только у углей; на АК не определены.

Песчаники: ПС – максимум (левое положение кривой); сопротивления средние и зависят от характера насыщения; ГК – средние, ниже чем у глин, выше чем у карбонатизированных песчаников и углей; диаметр скважины меньше номинала из-за глинистой корочки; ННК-НТ – средние положения, выше чем у глин и битуминозных аргиллитов и ниже чем у карбонатизированных песчаников.

Алевролиты везде занимают промежуточное положение между глинами и песчаниками.

Угли: ПС – среднее положение между песчаниками и алевролитами; УЭС – сильно выделяющийся максимум; ГК – минимум; Диаметр сильно увеличен из-за быстрого разрушения углей; На ННК-НТ минимум, меньше чем эталонная линия глин; максимум на АК.

Карбонатизированные песчаники: ПС – максимум; УЭС большие, больше только у углей; ГК, очень маленькие, меньше только у углей; Диаметр номинальный; На ННК-НТ самый большой максимум (у нас масштаб кривой меняется); На АК – минимум.

Интервалы значений различных величин для различных пород представлены в табл. 5.

Табл. 5.

	ρк, ом*м		αПС, доли единиц		Jγ, мкР/ч		V, км/с	W, %
	от	до	от	до	от	до		от	до
Битуминозные аргиллиты	97		0,2	0,31	25	35	2	12
глины	5	11	0	0	12,6	12,8	3,7	45
песчаники	7	25	0,3	1	7,6	11,6	3,7	18	24
алевролиты	8	19	0,03	0,3	10	12,4	4,4	19	45
угли	120		0,11	0,23	5	6,6	1,8	-
Карбонатизированные песчаники	55	145	0,3	1	9	11	5,4	7

Далее сравниваем коэффициенты пористости и глинистости коллекторов по разным методам. Так как коллектора у нас три, а в некоторых методах один и тот же коллектор разбит на отдельные пласты, то значения К_п и К_пр будем усреднять для этого коллектора. Коэффициенты по различным методам представлены в таблице 7. Эти методы: ПС (электрический каротаж), ГК, ННК-НТ и АК.

Табл. 6.

№ коллектора	Кп Эл	Кп ННК	Кп АККг – аргиллиты, к – карбонатизированные песчаники.ь данные полученные по ИК. .м у карбонатизированных песчаников. пор, определе	Кгл Эл	Кгл ГК	Кпр	Кнг	Характер насыщения
I	0,19	0,18	0,24	0,12	0,17	35	0,53	нефте-водонасыщ
II	0,21	0,13	0,27	0,02	0,1	50	0,5	нефте-водонасыщ
III	0,18	0,19	0,24	0,2	0,23	38	0,48	водо-нефтенасыщ

Вывод: В ходе проделанной работы ознакомились с методикой обработки и геофизической интерпретации диаграмм гамма каротажа (ГК), индукционного каротажа (ИК), нейтрон-нейтронного каротажа надтепловых нейтронов (ННК-НТ), акустического каротажа (АК) и принципами определения для пластов-коллекторов таких свойств, как пористость, проницаемость и глинистость. Были составлены таблицы с данными обработки каждого метода. На основании всех методов, включая электрические (7 семестр), была составлена окончательная литологическая колонка. Для коллекторов была составлена таблица пористости и глинистости (по всем методам), в которой также указаны коэффициенты проницаемости и нефтегазонасыщенности этих коллекторов. Эта таблица имеет важное практическое значение для дальнейшей эксплуатации скважины.