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. 4.15).

Рис. 4.15. Схема трехэлементного зонда АК

L_3-1, L_3-2– 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) α – коэффициент поглощения.

∆t = ∆L/V и α = ln (A₁/A₂)/ ∆L (4.1)

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. 4.16).

Рис. 4.16. 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.4.17). 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. 4.17. 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 λ. 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. 4.18).

Рис. 4.18. Пример «фотографирования» стенок скважины по результатам САТ

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 (4.2), 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 λ< (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 (рис.4.19).

Рис. 4.19. Пример обработки и представления диаграмм акустической профилеметрии

I, II, III – интервалы сечения

Лекция 17. 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 ρ_к, это либо средние (ρ_к ^сред), либо максимальные (ρ_к ^мах), либо оптимальные (ρ_к ^опт) значения (рис 4.20).

Рис 4.20. Определение существенных значений ρ_к на примере

кривых КС, зарегистрированных градиент-зондом

1 – исследуемый пласт, 2 – вмещающие породы

Геофизическая интерпретация проводится с целью определения истинных параметров, например ρ_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 ρ_к от различных определяющих его параметров (ρ_п – УЭС пласта, ρ_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, ρ _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.4.21).

Рис. 4.21. 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.4.22).

Рис. 4.22. 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 (ρ_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. Jγ составляет 12 мкр/час. Этот же пласт наиболее ярко выражен и аномалиями на кривых ГГК и АК.

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

Пласты аргиллитов, алевролитов и песчаников уверенно разделяются по значения ρ_к и J_γ.

В нефтяной скважине интерпретация кривых проводилась по кривым методов КС-ПЗ, ПС, БК, ИК, МКЗ, ГК, НКТ, АК, КМ (рис 4.23).

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. 4.23. Сопоставление каротажных диаграмм, зарегистрированных