ЛК-12_АК_1

Дисциплина
«Промысловая геофизика».
Акустический метод
Лектор: доц. Лобова Г.А.
.
1 1
Слайд
РЕГИСТРАЦИЯ ПРОДОЛЬНОЙ ВОЛНЫ В СКВАЖИНЕ
ИlП
ИsИlП
Иl1Пsl2И
Зонды АК:
- двухэлементный (а)
- трехэлементный (б)
- четырехэлементный (в)
И- магнитострикционный излучатель
акустических волн.
П- пьезоэлектрический приемник
акустических волн.
Точки записи
Слайд 3
РАСПРОСТРАНЕНИЕ ПРОДОЛЬНОЙ ВОЛНЫ ОТ ТОЧЕЧНОГО ИСТОЧНИКА
задний фронт (тыл)
N
передний фронт (фронт)
M
О
Магнитострикционный
импульсный
излучатель
(источник).
Используется
эффект изменения объема и
формы тела при пропускании
переменного тока.
Длительность импульса 1 – 3 периода
(Т) с частотой f=5 КГц– 2 МГц.
Слайд 16
РЕГИСТРАЦИЯ ПРОДОЛЬНОЙ ВОЛНЫ В СКВАЖИНЕ
задний фронт (тыл)
M2
передний фронт (фронт)
M1
О
Приемник
пьезоэлетрический.
Используется
эффект
появления
электрических зарядов на гранях тела при
его сжатии или растяжении.
M1
M2
Запись приемника в точке М1
Запись приемника в точек M2
Слайд 2
РЕГИСТРАЦИЯ ПРОДОЛЬНОЙ ВОЛНЫ В СКВАЖИНЕ
l –длина зонда определяет глубину исследований в
радиальном направлении от оси скважины.
Радиус исследований увеличивается с увеличением
плотности пород, с уменьшением частоты волнового поля
f (с увеличением длины волны λ).
Глубина исследований в разрезах, сложенных
осадочными породами, составляет 0,25-0,40 м.
S- база определяет вертикальную разрешающую
способность зонда. Чем меньше база, тем более тонкие
пласты можно выделять по диаграммам АК.
В АК справедлив принцип взаимности – от
перестановки местами излучателя И и приемника П
показания не изменяются.
Слайд 4
РЕГИСТРАЦИЯ ОСНОВНЫХ УПРУГИХ ВОЛН В СКВАЖИНЕ. ТИПЫ ВОЛН
V1
скважина
V2
пласт
Ро
–
прямая
продольная
волна,
распространяется по
буровому раствору
(гидроволна), V1 порядка 1500 м/с.
Роо – отраженная (от стенки скважины)
продольная
волна,
распространяется
по
буровому раствору.
РоР1Ро – преломленная (скользящая, головная)
продольная волна, распространяется по горной
породе, V2 порядка 3500-5000 м/с.
РоS1Ро – преломленная (скользящая, головная)
поперечная волна, распространяется по горной
породе.
Наибольшая скорость V у волны преломленной
головной продольной РоР1Ро
Слайд 5
РЕГИСТРАЦИЯ ОСНОВНЫХ УПРУГИХ ВОЛН В СКВАЖИНЕ. ГОЛОВНЫЕ ВОЛНЫ
И
V1
V2
Угол падения i – угол полного внутреннего
отражения должен превышать критическое
значение.
Длина зонда l тоже должна превышать
критическое значение.
VI
sin i 
,
VII
V2  V1
l min  2r 1  sin i ,
1  sin i
где r=▲– расстояние между
прибором и стенкой скважины.
И
скважина
скважина
пласт
пласт
Слайд 6
РЕГИСТРАЦИЯ ОСНОВНЫХ УПРУГИХ ВОЛН В СКВАЖИНЕ. ТРАССЫ
Волновая картина в плотных породах
П
П
Волновая картина в трещиноватых породах
St - волна Стоунли
L - волна Лэмба
П
Слайд 7
РЕГИСТРАЦИЯ ОСНОВНЫХ УПРУГИХ ВОЛН В СКВАЖИНЕ. ТРАССЫ
Трасса в плотных породах
П
Трасса в трещиноватых породах
Головная продольная волна РоР1Ро,
имеющая наибольшую скорость, обгоняет
другие волны и первая поступает в приемник
П. Это облегчает ее выделение и определение
ее
кинематических
и
динамических
параметров.
Волна Стоунли St – продольная волна,
распространяющаяся по стенкам пустотного
пространства.
Волна Лэмба L – поперечная волна,
распространяющаяся по стенкам пустотного
пространства.
Головная поперечная волна РоS1Ро (при условии Vs2/V1≥1) поступает
в приемник второй. РоS1Ро обычно имеет большую амплитуду, но сильнее,
чем волна РоР1Ро , затухает в трещиноватых породах.
В трещиноватых породах амплитуда волна Стоунли St, как правило,
9
максимальная в волновом пакете.
Слайд 8
РЕГИСТРАЦИЯ ОСНОВНЫХ УПРУГИХ ВОЛН В СКВАЖИНЕ.
РЕГЕСТРИРУЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ
Информативные акустические параметры, используемые при
интерпретации АК:
- кинематические
1) скорости распространения Vр ,Vs различных типов волн;
2) величины, обратные скорости распространения упругой волны интервальное время τ;
- динамические
1) амплитуды А различных типов волн – максимальное отклонение от
положения покоя (равновесия);
2) коэффициенты затухания амплитуды α;
3) фаза φ(t) – мгновенное состояние упругой волны (например, при А=0
или А=Аmax).
Слайд 9
РЕГИСТРАЦИЯ ОСНОВНЫХ УПРУГИХ ВОЛН В СКВАЖИНЕ.
РЕГЕСТРИРУЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ. ЕДИНИЦЫ ИЗМЕРЕНИЯ
Единица измерения скоростей Vр ,Vs - метр на секунду [м/c].
Единица измерения интервального время τ – секунда на метр [c/м], или
микросекунда на метр [мкс/м].
Энергию волны характеризует амплитуда колебаний А, единица измерения
амплитуды – [мВ], по аналогии с электромагнитными колебаниями.
Единица измерения коэффициента затухания α (показателя потери энергии) –
[м-1].
Единица измерения фазы φ(t) – градусы [град.] или радианы [рад.].
360 град.
Слайд 10
АКУСТИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ ТРЕХЭЛЕМЕНТНЫМ ЗОНДОМ
Регестрируемые параметры:
t1 – время прихода волны к приемнику П1; t2 – время прихода волны к
приемнику П2; времен пробега волны (на интервале ВС=S) Δt = (t2–t1 ),
интервальное время τ=Δt/S; A1 – амплитуда волны на П1; A2 – амплитуду
волны на П2; коэффициент затухания α=(1/S)lg(A1/A2 ).
Слайд 11
ЗАТУХАНИЕ УПРУГИХ ВОЛН
Коэффициент затухания α возрастает с ростом частоты волн, с
увеличением пористости и глинистости.
При прочих равных условиях, радиус исследования АК по затуханию
(по α) в 1,5 раза превышает радиус исследования по скорости (по τ).
Измеримые значения α:
  0,05  2,5 м
1
Для пласта, насыщенного флюидом:
 p( в )   p( н )   p( г ) ,
 s(в )   s( н)   s( г ) .
Слайд 12
Диаграммы АК
∆t
α
A1
α
Кривые ∆t, А1 и α против пластов: а) большой мощности (h>S, h>l); б)
малой мощности (h<S).
Слайд 13
Диаграммы АК
При h>l получаемые кривые ∆t, А1 и α
против пластов симметричны. Максимальное
значение
измеряемого
параметра
соответствует истинному.
При h меньше l амплитуды кривых
уменьшаются
на
величину,
равную
отношению h/l.
Границы
пластов
любой
толщины
устанавливаются по точкам, расположенным на
расстоянии l/2 по А (или S/2 по ∆t) ниже (в кровле
пласта) или выше (в подошве пласта) от уровня
вмещающих пород.
Большая точность определения границ
пластов
достигается
при
использовании
диаграммы интервального времени τ (∆t).
15
Слайд 14
Диаграммы АК
На величину регистрируемого сигнала
не
влияют
вмещающие
породы,
расположенные за пределами зонда (l).
На величину регистрируемого сигнала
не влияют буровой раствор, глинистая корка и
диаметр скважины, если они не изменяются в
пределах базы зонда (S).
16
Слайд 15
РЕШАЕМЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАДАЧИ ПО ДАННЫМ АК
1. Литологическое расчленение разреза скважины.
2. Определение скоростей упругих волн в горных породах.
3. Определение типа и величины коэффициента пористости.
4. Выделение пластов-коллекторов со сложной структурой
порового пространства
5. Определение характера насыщения коллекторов (как
правило, в комплексе с данными электрических и
радиоактивных методов).
Слайд 16
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ ПО ДАННЫМ АК
В неглинистых горных породах коэффициент пористости
рассчитывается по уравнению среднего времени (формула
Уайли):
1 kп 1  kп


,
V Vж
Vм
  kп   ж   тв  (1  kп ),
где: kп – коэффициент пористости породы; Vж – скорость
распространения упругих волн в жидкости (флюиде),
заполняющей поровое пространство; Vм – скорость
распространения упругих волн в минеральном скелете
(твердой фазе); τ – измеренное интервальное время в породе;
τтв - интервальное время в твердой фазе; τж - интервальное
время в жидкой фазе (флюиде).
Слайд 17
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ ПО ДАННЫМ АК
   тв
кп 
,
 ж   тв
Горная порода (минерал)
τтв, [мкс/м]
Глина
Песчаник
Известняк
Доломит
Полевой шпат
Кварц
Кальцит
450
170
155
142
170
164
155
Флюид
Вода
Нефть
Газ
τж , [мкс/м]
600
715-770
до 2100
(1)
Слайд 18
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ ПО ДАННЫМ АК
Если в поровом пространстве содержится вода, нефть и
газ, то величина τж зависит от их соотношения :
τж=τвКв + τнКн + τгКг,
где: τв – интервальное время в воде; τн - интервальное время
в нефти; τж - интервальное время в газе; Кв – коэффициент
водонасыщенности; Кн – коэффициент нефтенасыщенности;
Кв – коэффициент газонасыщенности.
Слайд 19
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ ПО ДАННЫМ АК
Учет влияния рассеянной глинистости осуществляется по
формуле:
кп=[(τ – τтв)/ (τж – τтв)] – кгл[(τгл – τтв)/ (τж – τтв)], (2)
где: кп – коэффициент пористости породы; τ – интервальное
время в породе; τтв - интервальное время в твердой фазе; τж
- интервальное время в жидкой фазе (флюиде); кгл –
коэффициент объемной глинистости; τгл – интервальное
время агрегатов глинистого цемента.
τгл неуплотненного глинистого цемента изменяется от
400 до 550 мкс/м. В общем случае величина τгл может быть
близкой значениям τ твердой фазы глинистых минералов
(полевой шпат, кварц, кальцит).
Слайд 20
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ ПО ДАННЫМ АК
В коллекторах со слоистой глинистостью (χгл) величина τ
определяется выражением:
τ=τглχгл + τпесч(1 – χгл),
(3)
где: τ – интервальное время в породе; τгл - интервальное
время в прослоях глин, близкое по величине к интервальному
времени во вмещающих глинах; τпесч - интервальное время в
песчаных прослоях; χгл – относительное содержание (по
толщине) глинистых прослоев в пачке.
Уравнение (3) решается относительно τпесч. Подставляя
величину τпесч в уравнения (1) или (2) определяется кп
песчаных пластов.
Слайд 21
Задачи, решаемые АМ
• 1. Расчленение разреза (по скорости и частично
по коэффициенту затухания)
• 2.Определение литотипа пород .
• 3. Определение коэффициента пористости:


k  
 
T
ï
æ
Ò
• Где τ- время пробега волны, измеренное в
пределах пласта-коллектора
• τТ -время пробега волны по твердой фазе
• τЖ – время пробега волны по жидкости
23
• 4.Определение положения ВНК, ГНК, ГВК (в
комплексе с другими методами)
• 5.Выделение трещинных коллекторов
• 6. Акустическая кавернометрия и профилеметрия
• 7. Акустический телевизор (строение стенок
скважин)
• 8. Качество цементирования эксплуатационных
колонн
24
Акустический контроль оценки
технического состояния
Акустический метод контроля позволят
определить
качество
сцепления
цементного камня с колонной и породой.
25
Акустическая цементометрия основана на измерении
характеристик волновых пакетов, распространяющихся
в колонне, цементном камне и горных породах.
Информативными характеристиками являются
амплитуды или коэффициент эффективной волны по
колонне, а также интервальное время распространения
продольной волны.
Для оценки цементирования на качественном уровне
используют фазокорреляционные диаграммы (ФКД).
Вертикальная разрешающая способность метода – 40
см, горизонтальная разрешающая способность
метода – 40 см.
26
Типовые условия применения метода:
применяется в обсаженных скважинах, заполненных
негазированной жидкостью на нефтяной или водной
основе.
Выполняемые задачи:
-определение высоты подъема цементного раствора;
-оценка состояния контакта тампонажной смеси с
обсадной колонной и горными породами;
-оценка герметичности затрубного пространства.
27
Обозначение прибора:
МАК-СК - прибор акустического каротажа интегрально сканирующий
МАК - прибор акустического каротажа с излучателем
АК-73ПМ(К) - прибор акустического каротажа
Регистрируемые параметры:
Единицы измерения:
Коэффициент затухания
A=20/S(lg(А1/А2)
Децибел на метр (дБ/м)
Интервальное время ∆t=t2-t1
Микросекунда на метр (мкс/м)
Амплитуда волны А1, А2
Вольты (В) (усл.ед.)
28
ОБЩАЯ КОНСТРУКЦИЯ МОДУЛЯ
МАК-2.
В настоящее время наиболее простыми и в то же время наиболее широко
применяемыми являются трехэлементные зонды, которые состоят из
импульсного излучателя И и двух расположенных на некотором расстоянии от
него приемников П1 и П2, воспринимающих колебания.
В данном модуле вместо двух приемников могут быть установлены два излучателя
И1 и И2. Излучатель, соответственно, заменяется приемником.
МАК-9-СК.
Используется аппаратура интегрально-сканирующего акустического каротажа,
в блоке зондов которого расположены излучатель и два интегральных приемника,
блок излучателей и блок приемников, содержащие соответственно 8 излучателей и
8 приемников (сканирующий зонд); одноименные излучатели и приемники
образуют 8 измерительных акустических каналов, что позволяет определять
состояние сцепления цементного камня с обсадной колонной радиально в секторах
по 45 градусов.
29
30
Скважинное акустическое телевидение (САТ или АВК)
Предназначено для изучения скважины или обсадной колонны по интенсивности
отраженных высокочастотных упругих импульсов
31