Aplicación del registro de pozos en la exploración y evaluación de hidratos de gas natural
Lu Jing'an
(Servicio Geológico Marino de Guangzhou, Guangzhou 510760)
Sobre el autor: Lu Jing'an, hombre, (1970—), Ph.D., ingeniero senior, dedicado principalmente a trabajos de interpretación integral de datos geofísicos.
Resumen El registro de pozos es un medio necesario para las etapas de exploración y perforación en profundidad de hidratos, y se ha aplicado bien. El artículo presenta y analiza exhaustivamente los métodos y tecnologías de registro de estudios de perforación de hidratos relativamente nuevos, como el viaje ODP204, el pozo Mallik 5L-38 en el área del delta del río Mackenzie en el noroeste de Canadá, el viaje IODP311 y el canal Nankai de Japón, centrándose en el análisis del registro magnético nuclear. Se discutió la aplicación de nuevas tecnologías de registro, como el registro de ondas electromagnéticas y el registro de ondas de corte dipolares en la exploración y evaluación de hidratos, y se discutieron los problemas existentes en los métodos de registro en la exploración de hidratos.
Palabras clave Método de registro de hidratos de gas natural, interpretación del registro
1 Introducción
Los métodos de registro se han utilizado ampliamente en la exploración y desarrollo de yacimientos de petróleo y gas, debido a Al descubrimiento e investigación de hidratos relativamente tardíos, la aplicación de métodos de registro en la exploración de hidratos de gas natural sólo tiene margen de aplicación con el desarrollo de los trabajos de perforación. Dado que los hidratos de gas natural existen en un ambiente con condiciones adecuadas de temperatura y presión, una vez fuera de estas condiciones, los hidratos se descompondrán. Por lo tanto, los métodos de registro que pueden medir las propiedades físicas de las formaciones bajo condiciones de presión y temperatura de formación in situ no pueden ser reemplazados por otros métodos de exploración para descubrir y estudiar hidratos de gas natural (Gaoxingjun et al., 2003). Hasta ahora, casi todas las exploraciones de perforación de hidratos existentes han utilizado métodos de registro, como el pozo No. 570 de Guatemala, el viaje ODP164 (Paull, C.K., Matsumoto, 2000), el State Ellien-2 y la perforación de hidratos de gas natural Nankai de Japón. Viaje ODP204, pozo Mallik 5 L-38 y viaje IODP311, etc. El método de registro ha desempeñado un buen papel en la identificación de capas sedimentarias que contienen hidratos. En el proceso de perforación de hidratos, a menudo se perforan varios pozos en un sitio de pozo, que se utilizan para el registro durante la perforación, la extracción de muestras y el registro con cable. El método de registro durante la perforación y el registro con cable se realizan en diferentes etapas de la perforación, y los principios del mismo método de registro son básicamente los mismos. Según análisis anteriores, no todas las perforaciones con hidratos utilizan registros durante la perforación. Como parte del trabajo de registro y para comprender completamente los métodos de registro de hidratos y sus características, este artículo los presentará respectivamente.
2 Descripción general de los métodos de registro
2.1 Registro durante la perforación
Uno de los principales propósitos del registro durante la perforación (LWD) en la perforación de hidratos de gas natural es determinar una ubicación adecuada para la extracción de muestras. Por lo general, el registro durante la perforación se realiza simultáneamente con la medición durante la perforación (MWD). Los instrumentos LWD y MWD miden diferentes parámetros. El instrumento MWD está ubicado en el anillo de perforación inmediatamente encima de la broca y se utiliza para medir los parámetros de perforación en el fondo del pozo (como el peso de la broca, el torque, etc.). La diferencia entre los instrumentos LWD y MWD es que los datos LWD se registran en la memoria del fondo del pozo y se recuperan después de que el instrumento alcanza la superficie del mar, mientras que los datos MWD se transmiten a través del fluido en la tubería de perforación en forma de ondas de presión moduladas ( o pulsos de lodo) y monitoreados en tiempo real. Cuando los instrumentos LWD y MWD se utilizan juntos, el instrumento MWD puede transmitir dos tipos de datos al pozo al mismo tiempo. En la última perforación de hidratos, se utilizó el registro LWD en la perforación de hidratos de gas natural en la depresión de Nankai de Japón, el viaje ODP204 y el viaje IODP311. Los nombres de los instrumentos utilizados y sus parámetros de salida se muestran en la Tabla 1.
Tabla 1 Descripción de las herramientas LWD y MWD utilizadas para el registro de hidratos de gas
Las herramientas LWD y MWD utilizadas en el viaje 204 tienen un medidor de resistividad de broca (RAB) y un medidor de MWD de pulso de energía. , medidor de resonancia magnética nuclear (NMR-MRP) y medidor de densidad de neutrones visual (VND), como se muestra en la Figura 1. En la figura, GVR6 es un medidor de resistividad de formación visual que incluye cinco tipos de mediciones: resistividad profunda, media y superficial. , resistividad anular y gamma natural. Esta es la primera vez que el instrumento NMRMRP se utiliza en un viaje ODP. Las diferentes combinaciones de métodos de registro tienen diferentes nombres en diferentes situaciones de registro. Por ejemplo, en la perforación de hidratos de gas en Japón, la combinación de densidad y neutrones se llama CDN, y la combinación de rayos gamma y resistividad se llama CDR. nombres, pero los parámetros físicos que miden son consistentes.
Las mediciones de LWD se programan después de la perforación y antes de cualquier efecto negativo causado por las operaciones de perforación o extracción de muestras. Debido al corto tiempo entre la perforación y la medición, la invasión del fluido de perforación en la pared del pozo es leve en comparación con el registro con cable.
Figura 1 Cuerda de instrumentos LWD y MWD utilizados en el viaje del ODP204
(Los números en la imagen están en metros, contando desde la parte inferior de la broca)
Fig.1 Herramientas LWD y MWD utilizadas en ODP204
(La unidad del número es el metro y comienza desde abajo)
El dispositivo LWD funciona con batería y utiliza lecturas regrabables/programadas. Sólo chips de memoria para almacenar bien los datos de registro. El instrumento LWD toma mediciones en intervalos de tiempo iguales y está sincronizado con un sistema en la plataforma de perforación que monitorea el tiempo y la profundidad de perforación. Después de la perforación, se abrió el instrumento LWD para descargar los datos. La sincronización de los relojes de arriba y de fondo de pozo permite fusionar los datos de tiempo y profundidad con las mediciones de tiempo de fondo de pozo en un único archivo de datos de medición de profundidad. Las mediciones de profundidad finales se transmiten al laboratorio del barco para su recopilación e interpretación.
2.2 Registro con cable
El registro con cable juega un papel muy importante en la evaluación cuantitativa precisa de los yacimientos de hidratos de gas natural. Dado que la resistividad y la velocidad sónica de los yacimientos de hidratos de gas natural son significativamente altas, el registro de resistividad y el registro sónico son métodos eficaces para identificar hidratos de gas natural. Además, una evaluación precisa de los yacimientos de hidratos de gas requiere una evaluación integral combinada con otros métodos de registro. Los métodos de registro con cable utilizados en la perforación de hidratos de gas se muestran en la Tabla 2. La introducción detallada de estos métodos de registro se puede encontrar en libros y documentos relevantes. Algunas tecnologías de registro más nuevas, como FMI, DSI, EPT, CMR y otros métodos de registro, se han utilizado en el proceso de identificación y evaluación de hidratos de gas natural en el viaje ODP204 (Tréhu, A.M., Bohrmann, 2003), Mallik 5L-38 y el Nankai Trough de Japón jugaron un papel importante.
Tabla 2 Los métodos de registro con cable para la exploración de hidratos de gas
Continuación de tabla
La mayoría de las herramientas de registro en la Tabla 2 son El método utilizado en Voyage 204, EPT se utilizó por primera vez en el pozo Mallik 5L-38, y el instrumento CMR se utilizó en la exploración de perforación de hidratos de gas en Nankai Trough, Japón (Takashi UCHIDA, Hailong LU, 2004).
3 Evaluación del registro de hidratos
Uno de los temas clave en la evaluación del registro de yacimientos de hidratos de gas natural es el establecimiento de un modelo de evaluación de yacimientos adecuado (Tezuka Kazuhiko, 2003). Según observaciones centrales, la distribución de hidratos de gas natural en los sedimentos se da principalmente en las siguientes situaciones (Wang Zhuwen et al., 2003): cemento disperso, nódulos, vetas y bloques. El modelo de yacimiento de zona de permafrost e hidrato de gas oceánico se muestra en la Figura 2.
El modelo se divide en cuatro categorías, incluidas dos categorías en la zona de permafrost: dentro de la capa de permafrost y debajo de la capa de permafrost. La diferencia entre las dos es que debajo de la capa de permafrost, la parte líquida contiene agua libre, mientras que dentro de la capa de permafrost. La parte fluida contiene componentes de hielo; los hidratos de gas natural marino también se dividen en dos categorías: una es la parte fluida que contiene agua libre y la otra es la parte fluida que contiene gas libre. El Modelo C se utilizó para interpretar los datos de registro durante el viaje del ODP204 y la perforación de hidratos Nankai Trough de Japón, mientras que el Modelo A se utilizó en el pozo Mallik. Los modelos A y C se proponen basándose en el modelo de dos aguas de evaluación convencional de petróleo y gas.
Debido a que los hidratos de gas natural tienen una composición química única y propiedades acústicas y de resistividad especiales, debería ser posible obtener la saturación de hidratos de gas y la porosidad sedimentaria al comprender estas características de los yacimientos de hidratos de gas natural (Chen Jianwen, 2002; Wang Zhuwen et al., 2003), estos son también los dos parámetros del yacimiento más difíciles de determinar. La perforación es una fuente importante de datos sobre porosidad y saturación de hidrocarburos. En esencia, la mayoría de las tecnologías actuales de evaluación de registros de hidratos de gas siguen siendo cualitativas y se han tomado de métodos de evaluación de registros no probados utilizados por la industria petrolera. Se requerirán extensas mediciones de laboratorio y de campo para demostrar la efectividad de las técnicas estándar de evaluación de registros de petróleo en la evaluación de yacimientos de hidratos de gas. Debido a que los hidratos de gas afectan cada método de medición de la porosidad de diferentes maneras, la cantidad de hidratos de gas se puede estimar comparando diferentes técnicas de medición de la porosidad.
Fig.2 Los modelos de yacimientos para permafrost e hidratos de gas marino
3.1 Evaluación de porosidad
Los datos de registro utilizados en la evaluación de porosidad de yacimientos de hidratos de gas natural principalmente incluyen registros de resistividad, registros de densidad, registros sónicos, registros de neutrones, registros de resonancia magnética nuclear, etc. La respuesta física de la formación, que está estrechamente relacionada con los poros de la formación, también se complementa con datos como el potencial natural, la gamma natural y análisis central. La literatura relevante ha introducido la aplicación de algunos métodos de registro convencionales. Aquí solo presentamos métodos de registro más nuevos y sus métodos de interpretación.
3.2 Evaluación de saturación
(1) Registro de propagación de ondas electromagnéticas
La herramienta de registro de propagación de ondas electromagnéticas solo se ha utilizado en el pozo Mallik 5L-38 (S.R. Dallimore, T.S. Collett, 2005), la resolución vertical del registro de propagación de ondas electromagnéticas es superior a 5 cm, lo que se utiliza para medir las propiedades dieléctricas in situ de los hidratos de gas natural y calcular la saturación de los hidratos de gas natural en consecuencia. La constante dieléctrica promedio de la zona del yacimiento de hidratos de gas natural es 9, variando entre 5 y 20 la resistividad promedio en la zona supera los 5Ω·m, y cuando la frecuencia de operación del instrumento es de 1.1GHz, la resistividad oscila entre 2Ω·m; varía entre 10Ω·m. La herramienta de registro de propagación de ondas electromagnéticas genera simultáneamente dos parámetros: tiempo de propagación y atenuación de la señal. La constante dieléctrica y la conductividad de la formación se pueden calcular mediante la siguiente fórmula (Y.-F.Sun, D.Goldberg, 2005):
South China Sea Geological Research 2006
En la fórmula: tpl es la lentitud o tiempo de propagación, la unidad es ns/m; a es la atenuación, la unidad es db/m; constante dieléctrica, adimensional; σ es la conductividad, la unidad es Siemens/s, y c (=0,3 m/ns) es la velocidad de la luz en el vacío.
Y.F.Sun y D.Goldberg et al. adoptaron el método del medio equivalente y supusieron que el sistema multifásico de la formación que contiene hidratos de gas puede aproximarse como un medio continuo, homogéneo e isotrópico. Medio que contiene hidratos de gas La permeabilidad magnética equivalente es 1, y su constante dieléctrica y densidad volumétrica siguen las siguientes reglas de mezcla promedio en volumen:
Investigación Geológica del Mar de China Meridional 2006
China Meridional. Sea Geological Research. 2006
South China Sea Geological Research 2006
En la fórmula, φa es el porcentaje en volumen del componente ath, ρa y εa son la densidad y la constante dieléctrica de el componente ath respectivamente, ρ y εr son, respectivamente, densidad aparente y constante dieléctrica aparente. Aquí se supone que el medio poroso contiene sólo tres componentes: partículas sólidas, hidratos de gas y agua. Por lo tanto, la fórmula anterior se puede simplificar como:
ρ=(1-φ)ρs φShρh φ(1-Sh)ρw (6)
Investigación Geológica del Mar de China Meridional 2006.
En la fórmula, φ es la porosidad total, Sh es la saturación del hidrato de gas natural, ρs, ρh y ρw son las densidades de las partículas sólidas, del hidrato de gas natural y del agua respectivamente, εrs, εrh y εrw son las densidades de las partículas sólidas, del gas natural respectivamente. Cuando se conocen la densidad y los parámetros dieléctricos de cada componente, la porosidad y la saturación de hidratos de la formación que contiene hidratos de gas se pueden calcular a partir de las ecuaciones anteriores basadas en los registros dieléctricos y de densidad.
La Figura 3 muestra el diagrama de tiempo de propagación y resistividad del registro de propagación de ondas electromagnéticas en la capa que contiene hidratos en el pozo Mallik 5 L-38. Como puede verse en la figura, la curva de tiempo de propagación de las ondas electromagnéticas tiene una tendencia similar a la curva de tiempo de propagación de las ondas acústicas, pero su resolución es mayor. En la curva de resistividad de la derecha, la resolución de la resistividad de propagación de ondas electromagnéticas también es significativamente mayor que la resistividad de inducción.
La Figura 4 muestra la porosidad de la formación y la saturación de hidratos de gas natural calculadas con base en el registro de propagación de ondas electromagnéticas. El valor de la porosidad de neutrones en la figura es alto. Esto se debe a que el índice de contenido de hidrógeno medido por la porosidad de neutrones no solo está relacionado con el hidrógeno libre, sino también con el hidrógeno en el agua ligada. Debido a que el registro de propagación de ondas electromagnéticas tiene una alta resolución vertical, tiene una capacidad única para revelar la estructura fina de las capas que contienen hidratos de gas.
(2) Registro sónico
En comparación con las capas sedimentarias sin hidratos de gas, las capas sedimentarias que contienen hidratos de gas exhiben velocidades de onda longitudinal y de corte relativamente altas. Se han propuesto muchos modelos de velocidad diferentes para predecir el impacto del hidrato de gas natural en la velocidad de la onda elástica, como la ecuación promediada en el tiempo, la teoría del medio equivalente, el modelo de llenado de poros, la teoría de la cementación, la ecuación ponderada y la teoría de espera mejorada de Biot-Gassmann (BGTL). . A continuación se presenta la teoría básica y los efectos de aplicación de BGTL.
Según la siguiente expresión relacional de velocidad de onda longitudinal y transversal:
Vs=VpGα (1-φ)n (8)
En la fórmula, Vp es la velocidad de la onda longitudinal, Vs es la velocidad de la onda de corte, α es la relación Vs/Vp del material del esqueleto, el valor de n depende de diferentes presiones y grados de consolidación, φ es la porosidad y G es un parámetro que depende sobre el material del esqueleto. Lee (2003) derivó lo siguiente: El módulo de corte μ:
Investigación Geológica del Mar de China Meridional 2006
Entre ellos,
China Meridional. Sea Geological Research. 2006
En la fórmula kma, μma, kfl y β son el módulo de volumen del esqueleto, el módulo de corte del esqueleto, el módulo de volumen del fluido y el coeficiente de Biot respectivamente.
La teoría de Biot-Gassmann proporciona el método de cálculo del módulo de volumen del sedimento:
k=kma (1-β) β2M (11)
Saturación La onda elástica La velocidad de los sedimentos del agua se puede calcular en función del módulo de elasticidad mediante la siguiente fórmula:
Investigación Geológica del Mar de China Meridional 2006
Figura 3 Curva logarítmica de propagación de ondas electromagnéticas y ondas acústicas e inducidas. curva de resistividad La comparación de
(La sección inferior del tiempo de propagación de ondas acústicas, el tiempo de propagación de ondas electromagnéticas y la sección de alta resistividad es la capa de hidrato)
Fig.3 La comparación de registro curvas entre EPT, acústica e inducción
（El intervalo de profundidad entre 906,5～925 metros es la zona de hidrato de gas）
donde ρ es la densidad de la formación.
Para rocas blandas o sedimentos no consolidados, se utilizan los siguientes coeficientes de Biot.
South China Sea Geological Research 2006
Para estratos duros o consolidados, el coeficiente de Biot. es
β=1-(1-φ)3.8 (14)
Lee (2003) sugirió usar la siguiente ecuación para calcular el valor de n:
Fig.4 La porosidad y la saturación de hidratos de gas calculadas a partir del registro EPT
Investigación geológica del Mar de China Meridional .2006
En la fórmula, p es la presión diferencial (MPa) y m Representa el efecto de la consolidación o compactación sobre la velocidad. En problemas prácticos, ?φ/?p rara vez se conoce y m en la fórmula anterior es difícil de aplicar directamente. El análisis de los datos de medición muestra que el valor m de los sedimentos consolidados es de 4 a 6, y el valor m de los sedimentos no consolidados es de 1 a 2.
El parámetro G se utiliza para compensar la diferencia entre los valores medidos y previstos cuando el esqueleto es una arenisca rica en arcilla. Para arenisca arcillosa, el valor G es:
South China Sea Geological Research 2006
Entre ellos, Cv es el porcentaje de contenido de arcilla. Para los depósitos que contienen hidratos de gas, existe la siguiente ecuación para calcular G:
Investigación Geológica del Mar de China Meridional 2006
Donde Ch es la concentración de hidrato de gas en el espacio poroso. Lee (2002) señaló que n=1 y G=1 para depósitos que contienen hidratos de gas. Dado que estos parámetros se obtienen a partir de la velocidad en el rango de frecuencia ultrasónica sin considerar la divergencia de velocidad, los parámetros n y G pueden considerarse como parámetros libremente ajustables utilizados para ajustar los datos medidos. La Figura 5 es un cuadro comparativo de la concentración de hidratos de gas natural calculada en función de la velocidad de la onda longitudinal y la porosidad de RMN.
Fig.5 La saturación de hidratos de gas calculada a partir de la onda P y la RMN.
Según los resultados del análisis, se puede ver que cuando se utilizan datos de ondas acústicas para estimar la concentración de gas natural hidrato de gas, la velocidad de la onda P es mejor que la velocidad de la onda S. La razón principal es que cuando se usa la velocidad de la onda P, está relacionada con los parámetros n y G en BGTL. intervalo de arenisca pura, el valor de concentración de hidrato de gas estimado por el registro de porosidad por RMN es ligeramente mayor que el valor estimado por la velocidad de la onda P.
(3) Registro por resonancia magnética nuclear
El registro por resonancia magnética nuclear desempeña un papel importante en la descripción de la deposición de hidratos de gas natural. Si se combina con mediciones de densidad y porosidad, puede ser el medio más simple y confiable para obtener la saturación de hidratos de gas. Las herramientas de registro de RMN solo responden al agua líquida en el espacio poroso y no responden a los hidratos de gas natural.
La fórmula para calcular la porosidad del yacimiento y la saturación de hidratos de gas es la siguiente:
Investigación Geológica del Mar de China Meridional 2006
Investigación Geológica del Mar de China Meridional 2006
En. la fórmula, agua El índice de hidrógeno HIw?1, el índice de hidrógeno aparente por RMN HIh=0 del hidrato de metano. La densidad del agua ρw=1,0 g/cm3, la densidad del hidrato de gas natural ρh=0,91 g/cm3, la densidad del esqueleto de arenisca ρma=2,65 g/cm3, Ph es el valor de corrección de polarización NMR del hidrato de gas natural, que solo aparece con HIh . λ=0,054, por lo tanto
South China Sea Geological Research 2006
La saturación obtenida mediante registros sónicos y de resistividad es consistente en la mayoría de los intervalos, pero en 1003~1006 m, entre 1014 y 1020 m. , los tres métodos dieron tres resultados diferentes. Los resultados obtenidos por el método de RMN no coinciden con los de los otros dos métodos confirmados. Actualmente se desconoce el motivo de esta inconsistencia y se espera un análisis más detallado.
3.3 Análisis de tensiones de formación
Figura 6 Curva de divergencia de la sección de hidrato de gas natural a 1088 m de profundidad
La Figura 6 a) muestra la curva de deflexión del dipolo de la onda de corte rápida (rojo), ondas de flexión dipolo de corte lento (azul oscuro), ondas de Stoneley unipolares de baja frecuencia (azul claro) y ondas de Stoneley unipolares de alta frecuencia (verde) La imagen muestra las características espectrales promedio correspondientes.
Fig.6 Las curvas de dispersión del intervalo de hidratos de gas a una profundidad de 1088 m
a) Las curvas de dispersión para el dipolo de corte rápido-flexión (rojo), el dipolo de corte lento -flexural (azul oscuro), el monopolo Stoneley de baja frecuencia (azul claro) y el monopolo Stoneley de alta frecuencia (verde) b) Características espectrales promedio
Los datos de registro sónico entre dipolos proporcionan una descripción del lateral; Características de la formación. El procesamiento tradicional se realiza en el dominio del tiempo, y lo que se obtiene son las características isotrópicas o anisotrópicas de la formación (Lee, M.W., 2002). La anisotropía acústica puede ser intrínseca o inducida por estrés. Estudios recientes han demostrado que el procesamiento en el dominio de la frecuencia de datos de registros de dipolos cruzados puede separar la anisotropía intrínseca de la anisotropía inducida por estrés. El procesamiento en el dominio de la frecuencia de los datos de registro de dipolos cruzados también permite describir los cambios radiales en la lentitud de las ondas de corte de la formación. El análisis en el dominio de la frecuencia de la lentitud de las ondas de flexión entre dipolos también muestra que la profundidad de detección de la parte de baja frecuencia alcanza. seis veces la profundidad del pozo. La roca no perturbada puede detectarse mediante el radio del orificio, mientras que la onda de desviación dipolo en la parte de alta frecuencia puede penetrar hasta una profundidad del doble del radio del orificio y detectar el área de daño mecánico. La desviación de los datos de medición de alta frecuencia de un modelo isotrópico homogéneo es indicativa de daño mecánico. El análisis de la curva de divergencia dipolar permite estimar la profundidad de la zona de daño mecánico.
El procesamiento de datos acústicos se realiza en dos pasos: ① Análisis de lentitud y anisotropía, y ② Análisis de curva de divergencia.
Las figuras 6 y 7 muestran las curvas de divergencia de la capa que contiene hidrato de gas y la capa anisotrópica llena de agua, respectivamente. El análisis de divergencia de curvas es una forma eficaz de comprender los datos de formas de onda acústica. En la banda de baja frecuencia, la onda de flexión penetra profundamente en la formación y puede detectar tensiones de campo lejano; en la banda de alta frecuencia, la onda de flexión detecta la tensión cerca de la circunferencia del pozo; La lentitud de la primera onda de la onda longitudinal en la Figura 6a es de aproximadamente 300 us/m, que es del tipo sin difusión y la frecuencia de excitación máxima supera los 8 kHz. La onda de Stoneley tiene una lentitud de 850us/m y contiene puntos de color azul claro y verde, lo que indica que tanto la excitación unipolar de baja como la de alta frecuencia pueden producir ondas de Stoneley. Dos curvas de divergencia de ondas de flexión dipolo ortogonales se superponen entre sí. Esta es una indicación clave de que la formación es isotrópica en un plano perpendicular al pozo.
Fig.7 Curvas de dispersión del intervalo anisotrópico lleno de agua a una profundidad de 1112,8 m
Fig.7 Curvas de dispersión del intervalo anisotrópico lleno de agua a una profundidad de 1112,8 m
a) Las curvas de dispersión para el dipolo-flexión de corte rápido (rojo), el dipolo-flexión de corte lento (azul oscuro), el monopolo Stoneley de baja frecuencia (azul claro) y el monopolo Stoneley de alta frecuencia (verde); (b) Características espectrales promedio
La que se muestra en la Figura 7a es obviamente diferente de la que se muestra en la Figura 6a, es decir, es una capa anisotrópica. Las ondas de flexión dipolares muestran claramente características anisotrópicas en la banda de baja frecuencia. La lentitud de las ondas de corte rápidas en la formación es de aproximadamente 900 us/m, mientras que la lentitud de las ondas de corte lentas es de aproximadamente 1100 us/m. Esto indica la anisotropía de 22. En comparación con los intervalos donde se encuentran los hidratos de gas, los datos de las ondas longitudinales son muy divergentes.
4 Conclusión
La tecnología de registro de pozos es una herramienta indispensable en la etapa avanzada de la exploración de hidratos de gas. Su evaluación precisa de los parámetros del yacimiento de hidratos de gas es crucial para el cálculo de los hidratos de gas. Las reservas son cruciales y proporcionan un posicionamiento preciso de las capas y datos básicos para la explotación de hidratos de gas natural. El desarrollo de los métodos de registro cambia cada día y la precisión de la interpretación de los datos también mejora constantemente. Cuando se utiliza la tecnología de registro para estudiar yacimientos de hidratos de gas natural, todavía se limita a trasplantar métodos de evaluación de petróleo y gas. tienen diferentes estados de ocurrencia de petróleo y gas en la formación. La racionalidad de esto aún debe estudiarse en profundidad. Con base en los resultados de la investigación anterior, se extraen las siguientes conclusiones:
1) Debido a su mayor resolución vertical, el registro de propagación de ondas electromagnéticas muestra una mejor capacidad para evaluar la saturación en formaciones más delgadas que otros métodos de registro.
2) El registro de RMN refleja el espacio poroso ocupado por el fluido libre, lo que conduce a una evaluación detallada del espacio ocupado por el agua libre, el agua ligada y los hidratos, pero con respecto al registro de RMN aún se necesita una interpretación precisa de los pozos. basarse en análisis experimentales;
3) El registro acústico dipolo tiene un buen efecto en la predicción de la anisotropía de la formación y la distribución de tensiones;
4) Además, se deben realizar estudios de laboratorio de muestras de hidratos de gas. realizado para calibrar los resultados de la interpretación de registros.
Referencias y referencias
Chen Jianwen. 2002. Hidratos de gas natural y sus características de registro geofísico medidas, 18(9): 28～29
Gao Xingjun, Yu Xinghe, Li Shengli, Duan Hongyan 2003. Aplicación del registro geofísico en la exploración de hidratos de gas, Progress in Earth Sciences, 18(4): 305～311
Tezuka Kazuhiko, et al. análisis de hidratos de gas natural, Marine Geological Dynamics, 19(6): 21～23
Wang Zhuwen, Li Zhoubo, Liu Jinghua 2003. Identificación y evaluación de registros de pozos de hidratos de gas natural, 23(2). :97～102
Wang Zhuwen, Li Zhoubo, Liu Jinghua 2003. Características de respuesta de registro de la evaluación de hidratos de gas natural, Exploración geofísica y geoquímica, 27(1): 13～17
Lee, M.W.2002.Teoría de Biot-Gassmann para velocidades de sedimentos portadores de hidratos de gas, Geofísica, V.67, 1711～1719
Paull C K, Matsumoto R, Wallace P J y Dillon, W P (Eds. 2000. Actas del programa de perforación oceánica, Resultados científicos, Vol.164
S.R.Dallimore y T.S.Collett (ed.). 2005. Boletín 585 del Servicio Geológico de Canadá, Resultados científicos del programa de pozos de investigación de producción de hidratos de gas Mallik 2002, delta del Mackenzie, Territorios del Noroeste, Canadá
Takashi UCHIDA, Hailong LU*, Hitoshi TOMARU** y los científicos del MITI Nankai Trough Shipboard, Ocurrencia subsuperficial de hidrato de gas natural en el área de Nankai Trough: implicaciones para la concentración de hidratos de gas GEOLOGÍA DE RECURSOS, Vol.54, No.1, 35～44 , 2004
Tréhu A M, Bohrmann G, Rack F R, Torres M E, et al 2003. Actas del Programa de Perforación Oceánica, Informes Iniciales Volumen 204
Y.- F.Sun. , D.Goldberg, Análisis de la respuesta de la herramienta de propagación electromagnética en formaciones que contienen hidratos de gas, en Resultados científicos de
m the Mallik 2002 Gas Hydrate Prodction Research Well Program, Mackenzie Delta, Northwest Territories, Canada, (ed.) S.R.Dallimore y T.S.Collett Geological Survey of Canada, Boletín 585, 8p
La aplicación del registro de pozos; A la exploración y evaluación de hidratos de gas
Lu Jingan
（Guangzhou Marine Geological Survey, Guangzhou, 510760）
Resumen: El registro de pozos es el enfoque indispensable cuando el La exploración de hidratos de gas paso a la perforación y se han ilustrado buenos resultados. El documento presenta e interpreta brevemente las tecnologías de registro de pozos empleadas en la exploración de hidratos de gas de los pozos Mallik 5 L-38, IODP311 y MITI Nankai. El énfasis radica en el análisis de la aplicación de los registros de NMR, EPT y DSI a la exploración y evaluación de hidratos de gas. También se discuten algunos problemas durante la interpretación de los registros de pozo de los hidratos de gas.
Palabras clave: Hidratos de gas Métodos de registro de pozos interpretación de registro