Principio del método de registro de pozos basado en las propiedades elásticas de la roca
El método de registro que estudia las características de propagación de ondas elásticas en el medio dentro de un cierto rango cerca del pozo se llama registro acústico. Aunque el registro sónico y la exploración sísmica se basan en la teoría de la elasticidad, las dos tecnologías de detección tienen conceptos completamente diferentes. En primer lugar, la onda elástica utilizada en el registro de pozos no es generada por la fuente del terremoto, sino por una onda sonora de alta frecuencia con una frecuencia de 20 kHz generada por la fuente de sonido. Es una onda ultrasónica y es muy diferente de la energía. En segundo lugar, lo que mide el registro de pozos no es una onda refractada, sino una onda deslizante que se desliza a lo largo de la pared. Además, el rango de detección del registro de pozos es muy limitado y solo cubre. las características del medio dentro de unas pocas decenas de centímetros cerca del pozo.
13.3.1 Registro de velocidad sónica ordinario
El registro de velocidad sónica ordinario es un método de registro que mide la velocidad de propagación de ondas longitudinales en las rocas. El primer registro de velocidad sónica tenía como objetivo únicamente obtener datos de velocidad de las formaciones rocosas para la interpretación sísmica. La práctica ha descubierto que existe una estrecha relación entre la velocidad de la onda sonora y la porosidad de la roca, lo que hace que este método se convierta gradualmente en un método de registro importante para determinar la porosidad de la roca y ha sido ampliamente utilizado.
13.3.1.1 Principio básico
La herramienta de registro sónico más simple es configurar un generador sónico T y dos receptores R1 y R2, T a R1 en el instrumento de fondo de pozo. la distancia a la fuente L, generalmente 1 m; la distancia entre R1 y R2 es el espaciado l, generalmente 0,5 m, como se muestra en la imagen izquierda de la Figura 13-14.
Al realizar el registro, la frecuencia de excitación del transmisor (generalmente compuesto de cristal de cuarzo) es de 20 Hz, es decir, se suministra un pulso de corriente corto y fuerte al cristal transmisor cada 1/20 s, de modo que emita un Frecuencia natural de ondas sonoras de 20 kHz. La onda de sonido se transmite a la formación a través del lodo, provocando la refracción y reflexión de la onda en la interfaz (pared del pozo) entre el pozo y la formación. Dado que la velocidad de propagación de la onda v2 de la formación rocosa es mayor que la velocidad de propagación de la onda v1 del lodo en el pozo, cuando el ángulo de incidencia de un determinado rayo alcanza el ángulo crítico i, su ángulo de refracción puede alcanzar los 90°. En este momento, la onda refractada se deslizará a lo largo de la pared del pozo a la velocidad v2 de la formación rocosa, lo que se denomina onda deslizante. Incluye la onda longitudinal deslizante principal y la onda de corte deslizante posterior, e irradia energía hacia el pozo, como lo muestra la flecha punteada en la figura central de la Figura 13-14. El registro de velocidad sónica mide la diferencia de tiempo entre la primera onda longitudinal deslizante que llega a dos receptores para comprender las características de la formación.
Cabe señalar que las ondas sonoras que puede recibir el receptor incluyen, además de ondas longitudinales deslizantes, ondas directas que llegan directamente desde la fuente sonora a través de la carcasa del instrumento y del lodo del pozo, y ondas reflejadas que se reflejan desde la pared del pozo y entran al receptor y las ondas transversales posteriores, ondas de Rayleigh y ondas de Stoneley. Al agregar un aislante acústico entre el transmisor y el receptor y seleccionar adecuadamente la distancia de la fuente, lo primero que recibirá el receptor será la onda longitudinal deslizante. Utilizando determinados circuitos electrónicos, la diferencia de tiempo t1 y t2 de la primera onda longitudinal que llega a dos receptores se puede convertir en una diferencia de potencial para el registro.
Se puede ver en la trayectoria de propagación de la onda acústica que se muestra en la Figura 13-14 que la diferencia de tiempo medida es:
Figura 13-14 Diagrama esquemático del registro de velocidad acústica
Ingeniería de Tecnología de Exploración
Si el diámetro del pozo no cambia significativamente entre los dos receptores y el instrumento está centrado, entonces
Ingeniería de Tecnología de Exploración
Debido a que la distancia l entre los instrumentos es un valor fijo, la diferencia de tiempo medida (la unidad es μs/m o μs/ft) puede reflejar bien la velocidad de propagación de la onda de la formación rocosa, es decir,
Ingeniería de tecnología de exploración
En la actualidad, el dispositivo de registro de velocidad sónica mencionado anteriormente con un transmisor y dos receptores rara vez se utiliza. Porque cuando cambia el diámetro del pozo, se puede ver en la Ecuación 13.3-1 que habrá un error entre la diferencia de tiempo o velocidad medida y el valor real de la formación rocosa. Para la situación de transmisión superior y recepción inferior, en la parte inferior donde se amplía el diámetro del pozo, Δt disminuirá debido a , y en la parte superior donde se amplía el diámetro del pozo, Δt aumentará debido a . Lo contrario es cierto para la transmisión inferior y la recepción superior.
Ante esta situación desfavorable, actualmente se utiliza ampliamente la tecnología de registro sónico con transmisores duales y receptores duales. Consiste en registrar la diferencia de tiempo media Δt arriba y Δt abajo entre las ondas sonoras emitidas alternativamente por los transmisores superior e inferior y que llegan sucesivamente a los dos receptores, es decir,
Ingeniería de Tecnología de Exploración
Porque cuando cambia el diámetro del pozo, si la influencia del pozo aumenta Δt hacia arriba y disminuye Δt hacia abajo, el resultado de compensación de los dos minimizará la influencia del cambio del pozo en los resultados de la medición. Por lo tanto, este método de medición también se denomina registro sónico compensado de pozo.
El tamaño del sistema acústico comúnmente utilizado actualmente para el registro acústico de compensación de pozos es T11.0R10.4R21.0T2, y la unidad es metros (m). Su capacidad de estratificación longitudinal es de aproximadamente 0,5 m y su profundidad de detección radial es de aproximadamente 0,2 m (capa de baja velocidad) a 1,0 m (capa de alta velocidad).
13.3.1.2 Parámetros de evaluación de la formación de evaluación del registro de velocidad sónica
(1) Determinar la porosidad de la roca
Según la investigación, para roca pura consolidada y compactada, la propagación El tiempo (o diferencia de tiempo Δt) de las ondas sonoras en él es igual a la suma ponderada de su tiempo de propagación promedio (o diferencia de tiempo Δtma) en el esqueleto de la roca y el tiempo de propagación promedio (o diferencia de tiempo Δtf) en el fluido de los poros de la roca ( agua). Esta relación se llama fórmula promedio de tiempo de Wyllie (Wyllie) de la roca, que es
Ingeniería de tecnología de exploración
donde: φ es la porosidad, que se puede expresar como
Ingeniería de Tecnología de Exploración
Utilizando esta fórmula, cuando se conoce la diferencia de tiempo acústico entre el esqueleto de la roca y el fluido de los poros, se puede obtener la porosidad de la formación rocosa detectada en función de la lectura de diferencia de tiempo Δt del registro del pozo.
Cabe señalar que la ecuación (13.3-6) solo es aplicable a rocas de poros intergranulares uniformes bien consolidadas (compactadas). Para rocas mal consolidadas (subcompactadas), la porosidad calculada será. mayor que cuando se consolidó. En este momento, es necesario introducir la corrección de compactación, es decir,
Ingeniería de tecnología de exploración
donde: CP es el coeficiente de corrección de compactación, su valor es. mayor que 1 y puede determinarse a partir de datos regionales.
Además, cuando la formación rocosa contiene lodo o los poros contienen petróleo ligero de baja velocidad o gas natural, el valor de porosidad obtenido será mayor que cuando contiene agua. El método de cálculo correspondiente se explicará en. introducir el procesamiento de datos.
(2) Identificación de capas de gas
Cuando hay gas natural en los poros de la formación rocosa dentro del rango de detección del registro de velocidad sónica, la diferencia de tiempo aumentará significativamente y debido debido al impacto significativo del gas natural en la atenuación de la energía acústica, cuando la primera onda de la onda longitudinal no es suficiente para activar el receptor y es activada por sus ondas posteriores, se producirá un fenómeno de "salto de ciclo", en el que el tiempo real La curva de diferencia saltará irregularmente según el aumento. Esta característica hace que el registro acústico sea un medio importante para identificar capas de gas en la perforación de gas natural.
(3) Dividir capas de fractura
En estratos fracturados, especialmente cuando las fracturas están relativamente desarrolladas, la invasión del filtrado de lodo e incluso del lodo reducirá la velocidad de la formación y la curva de diferencia de tiempo También habrá un aumento en la diferencia horaria o incluso en las características de salto de ciclo. Usando esta característica, también es más efectivo dividir yacimientos fracturados en perfiles de roca carbonatada.
Además, la curva de diferencia de tiempo también se puede utilizar para identificar propiedades de las rocas, calcular velocidades de capas y proporcionar restricciones de registro para la inversión sísmica.
13.3.2 Registro sónico de larga distancia de fuente
13.3.2.1 Principio de registro sónico de larga distancia de fuente
El registro de velocidad sónico común anterior tiene una distancia de fuente corta. , habrá algunas deficiencias al ampliar sus campos de aplicación. En primer lugar, en los trenes de ondas acústicas que llegan uno tras otro al receptor, es difícil distinguir las ondas de corte y sus posteriores ondas de lodo y las ondas de Stoneley debido a la gran interferencia, además, debido a la poca profundidad de detección; Es difícil detectarlos en estratos alterados. La velocidad de la capa de estratos no perturbados fuera de la zona de alteración no es propicia para aplicaciones de exploración sísmica. Con este fin, se desarrolló el registro sónico a larga distancia.
El principio de funcionamiento del registro sónico de distancia de fuente larga es exactamente el mismo que el del registro sónico de distancia de fuente corta convencional. La diferencia es la distancia y la disposición entre el transmisor y el receptor, como se muestra en la Figura. 13-15 Espectáculo.
Cuando se utilizan herramientas de registro sónico de larga distancia para el registro de pozos, hay dos formas de registrar la diferencia horaria. Uno es el método de medición de 8 a 10 pies (1 pie = 0,3048 m) (método DT), la distancia de la fuente es 8 pies y la diferencia de tiempo registrada se calcula de acuerdo con la siguiente fórmula (unidad: μs/pie):
Estudio de ingeniería de tecnología de exploración
El otro es el método de medición de 10 a 12 pies (método DTL), la distancia de la fuente es de 10 pies y la diferencia de tiempo registrada se calcula de acuerdo con la siguiente fórmula (unidad: μs /ft):
Ingeniería Técnica de Exploración
Los valores de movimiento así registrados se compensaron mediante el método de desplazamiento de profundidad. Es decir, la primera lectura de diferencia de tiempo se almacena en la memoria durante la medición después de que el instrumento avanza una cierta distancia a lo largo del pozo, la segunda lectura de diferencia de tiempo se mide y se promedia con la diferencia de tiempo anterior. Para lograr esta medición, el instrumento también registra simultáneamente cada curva de tiempo de viaje de T1R1, T1R2, T2R1 y T2R2 - TT1, TT2, TT3 y TT4.
13.3.2.2 Grabación acústica de onda completa
Figura 13-15 Diagrama de estructura del sistema de sonido de registro acústico de larga distancia de fuente
Desde el receptor en un punto de medición Cuando el Cuando se recibe la primera onda de la onda longitudinal y continúa durante un período de tiempo, se puede registrar un tren de ondas acústicas. Mientras que el registro acústico a larga distancia de la fuente registra la curva del tiempo de tránsito, el receptor R1 también se puede utilizar para registrar todo el tren de ondas acústicas. Hay dos formas de realizar el registro de tren de onda completa. Una es la grabación de tren de onda completa de forma de onda, como se muestra en la Figura 13-16; la otra es la grabación de tren de onda completa de densidad variable, como se muestra en la Figura 13-17. El intervalo de muestreo del registro del tren de ondas completo es de 5 μs y la duración de cada registro puntual es de 1200 μs. Mediante procesamiento informático se pueden obtener las diferencias de tiempo de las ondas longitudinales y transversales ΔtDTP, ΔtDTS y su relación rDTR, así como las amplitudes de las ondas longitudinales y transversales AP, AS y su relación de amplitud AS/AP.
Figura 13-16 Ejemplo de gráfico de registro de tren de onda completa de forma de onda
Figura 13-17 Ejemplo de gráfico de registro de tren de onda completa de densidad variable
13.3.2.3 Largo distancia de la fuente Parámetros de evaluación de la formación del registro acústico
El uso de datos de registro acústico de larga distancia de la fuente no solo puede realizar de manera más efectiva diversas aplicaciones geológicas del registro acústico ordinario, sino también ampliar algunas otras aplicaciones valiosas.
(1) Estimación de los parámetros mecánicos de la roca
Utilizando el tiempo de tránsito de las ondas longitudinales y de corte y la relación del tiempo de tránsito extraídos del registro completo del tren de ondas, se pueden calcular los siguientes parámetros mecánicos de la roca:
Figura 13-18 La relación entre la atenuación de la onda sonora de propagación vertical y el ángulo de inclinación de la fractura
Relación de Poisson
Ingeniería de tecnología de exploración
De Young módulo
Ingeniería de Tecnología de Exploración
Donde: ρ es la densidad de la roca.
Módulo de volumen
Ingeniería de tecnología de exploración
Coeficiente de compresión de volumen
Ingeniería de tecnología de exploración
（ 2) Identificar fracturas
En los estratos fracturados, debido a la gran atenuación de la energía de las ondas acústicas, la amplitud del tren de ondas en el diagrama de forma de onda disminuirá, el patrón de registro de densidad variable se volverá menos profundo y aparecerán franjas de interferencia. Además, basándose en el análisis de las características de la forma de onda, se puede determinar aún más el grado de desarrollo y el tipo de grietas, como fracturas de ángulo bajo, ángulo alto y de red. La Figura 13-18 es un ejemplo de análisis de costuras de ángulo alto y bajo utilizando amplitudes de onda longitudinales y transversales. Para las grietas de ángulo bajo, casi no hay atenuación de la amplitud de la onda longitudinal. Cuando el ángulo de inclinación de la grieta es mayor de 35° a 80°, la atenuación es la más grave. Cuando las ondas de corte pasan a través de rendijas de ángulo bajo, se atenúan más severamente y disminuyen a medida que aumenta el ángulo de inclinación.
(3) Utilice ondas de Stoneley para estimar la permeabilidad de la fractura
Las ondas de Stoneley son ondas de presión que se propagan en el fluido a lo largo del pozo. Las fracturas lo afectan de manera diferente que las ondas longitudinales y de corte, perdiendo energía al empujar el fluido en el sistema de fractura. En rocas compactas, la amplitud de las ondas de Stoneley es mucho mayor que las amplitudes de las ondas longitudinales y transversales y es fácil de identificar, pero en formaciones fracturadas, las ondas de Stoneley se atenuarán significativamente y el grado de atenuación está relacionado con la permeabilidad de las fracturas; Por lo tanto, la permeabilidad de la fractura se puede estimar en función del grado de atenuación de las ondas de Stoneley.