Programa de procesamiento de datos de registro de pozos
Este capítulo se centra en presentar todos los módulos de procesamiento de evaluación e interpretación de pozos abiertos de la plataforma. El Programa de interpretación de porosidad (POR), el Programa de interpretación de arenisca sombría (SAND), el Programa de interpretación de litología compleja (CRA), el Programa de análisis de arcilla (CLASS), el Programa de análisis multifunción (PROTN), etc. son adecuados para el procesamiento de interpretación y evaluación de Módulo de perfiles de pozos de agujero abierto.
El programa POR es un programa de interpretación que utiliza datos de registro de porosidad más indicadores de lodo y datos de propiedades eléctricas para realizar análisis de modelos en areniscas fangosas.
El programa CRA es adecuado para secciones complejas de rocas carbonatadas con más de dos componentes esqueléticos y requiere al menos dos tipos de datos de registro de porosidad.
El programa SAND es adecuado para secciones de arena y lutita y requiere al menos dos registros de porosidad.
El programa PROTN es un sistema de interpretación multifuncional desarrollado en base a los conceptos básicos de la física de yacimientos y la teoría de distribución y filtración de petróleo, gas y agua en poros microscópicos. Este programa se basa en la restauración de información de registro de pozos y tiene como objetivo resolver una serie de parámetros geológicos que reflejan las características estáticas y dinámicas de la formación.
El programa CLASS es adecuado para tramos de arena y lutita. La idea de diseño del método es: en los yacimientos de arenisca fangosa, los principales factores que afectan la precisión de los parámetros del yacimiento son la naturaleza, la composición, el contenido de lodo y la estructura del lodo en el yacimiento. Los tipos de arcilla incluyen: montmorillonita, illita, caolinita y clorita. La mayor ventaja de este método es determinar cuantitativamente el contenido porcentual de varias arcillas en la lutita, lo que puede eliminar con precisión el impacto de la lutita en los parámetros del yacimiento.
Además, existen programas de identificación y cálculo de multiminerales. Los más representativos son ELAN de Geoframe y el programa LESS desarrollado independientemente por mi país.
7.3.1 Programa de interpretación de la porosidad (POR)
El Programa de interpretación de la porosidad POR es un programa de análisis de arenisca fangosa de registro de porosidad única de Atlas Company en los Estados Unidos. Sus características principales son que es simple y práctico, requiere una pequeña cantidad de curvas de registro de entrada y puede obtener mejores resultados de interpretación cuando las condiciones geológicas son relativamente simples. La estructura de este programa es un modelo típico del software de interpretación de registros convencional actual. Por lo tanto, en la actualidad todavía se usa comúnmente en China o se usa después de haber sido mejorado según las condiciones regionales.
A continuación se presenta su principio de interpretación para obtener una comprensión general del software de procesamiento de datos de registro de pozos convencional.
7.3.1.1 Principio del programa POR
(1) Curvas de entrada y salida
Las curvas de entrada son: neutrones compensados (CNL), densidad de volumen (DEN) , Diferencia de tiempo acústico (AC), Potencial natural (SP), Gamma natural (GR), Diámetro del pozo (CAL), Resistividad de detección profunda (RT), Resistividad de detección superficial (RXO), Inducción (COND), Pozo de medición de neutrones (NEU) ), vida útil de los neutrones (NLL).
Vale la pena señalar que las condiciones geológicas aplicables de este módulo son perfiles de arena y lutita; se requieren al menos dos tipos de datos de registro de porosidad, las curvas de resistividad profunda y superficial y la curva indicadora de lodo.
Las curvas de salida son: contenido de lodo (SH), saturación de agua de formación (SW), porosidad efectiva (POR), peso de hidrocarburos (PORH), volumen de hidrocarburos (PORX) y porosidad total (PORT). porosidad del agua de la zona de lavado (PORF), porosidad del agua de formación (PORW), diámetro diferencial del pozo (CALC), indicador de productividad (PI), espesor acumulado de petróleo y gas (HF), porosidad acumulada (PF), densidad de hidrocarburos (DHYC), permeabilidad (PERM), índice de producción de arena (BULK).
(2) Calcule el contenido de lodo de la formación
A partir de los principios de varios métodos de registro, se puede ver que casi todos los métodos de registro se pueden utilizar para calcular el contenido de lodo. pero cada método tiene sus ventajas y desventajas. Por ejemplo, el registro de rayos gamma natural es uno de los métodos más eficaces para determinar el contenido de lodo. Se supone que la radioactividad gamma natural de la formación es causada por el lodo. Sin embargo, cuando la formación contiene minerales radiactivos y materia orgánica, el registro gamma natural. se utiliza para determinar El contenido de lodo es alto; otro ejemplo es que el potencial natural es adecuado para capas de agua que contienen lodo disperso, pero el contenido de lodo calculado para capas de petróleo y gas es alto.
Por lo tanto, la idea básica para encontrar el contenido de lodo es: primero utilizar tantos métodos como sea posible para calcular el contenido de lodo individualmente y luego tomar el valor mínimo como contenido de lodo. Esto se debe a que el contenido de lodo calculado mediante varios métodos refleja el contenido de lodo. contenido. El límite superior del contenido de calidad. En el programa POR se pueden utilizar hasta cinco de los métodos más utilizados: gamma natural (GR), potencial natural (SP), neutrones compensados (CNL), resistividad de la formación (RT) y vida útil de los neutrones (NLL) para calcular el lodo. contenido .
En el programa POR, varios métodos calculan uniformemente el contenido de lodo de acuerdo con la siguiente fórmula empírica:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
En la fórmula: R ( GSHLG, i) es el valor de registro de la i-ésima curva en la sección de interpretación; R(Gmin, i) es el valor de registro de la i-ésima curva en arenisca pura; la i-ésima curva en arenisca pura. Valor de registro en la lutita; C(SH,i) es el valor logarítmico relativo de la i-ésima curva cGCUR es el coeficiente de experiencia regional, que es 3,7 para los estratos Paleógeno-Neógeno; 2 para los estratos antiguos también se puede determinar por el área local. Los datos reales se obtienen estadísticamente; VSHi es el contenido de lodo calculado a partir de la i-ésima curva; i es cualquier curva de registro, y en el programa se organizan en el. orden de GR, SP, RT, CNL y NLL.
Al realizar cálculos específicos, el método de registro para calcular el contenido de lodo se puede seleccionar a través del valor del identificador SHFG. Por ejemplo, cuando solo se usa GR para calcular VSH, sea SHFG=1 cuando se usen tres métodos de GR, SP y RT, sea SHFG=135 o sea SHFG=351 y cualquier otro método de clasificación; utilizado, el número representado por SHFG no debe exceder el número decimal representado por el doble byte, es decir, 215-1 = 32767. El programa final utilizará el método de redondeo del resto para seleccionar el valor mínimo de VSH calculado mediante varios métodos como contenido de lodo final, es decir, Vsh=min(Vshi), i=1, 2,...,5.
Cabe señalar que la fórmula empírica anterior es una relación empírica utilizada por Atlas Company para determinar el contenido de lodo utilizando valores relativos gamma naturales en el Área del Golfo de EE. UU., y luego fue promovida y aplicada a otros métodos de registro de pozos.
(3) Calcular la porosidad de la formación
El programa POR utiliza un único modelo de roca que contiene cemento mineral para calcular la porosidad. Los usuarios pueden utilizar el identificador de control del programa PFG para seleccionar cualquiera de los tres métodos de registro de porosidad para calcular la porosidad. En el cálculo real, solo se realiza la corrección de la calidad del lodo, sin la corrección del impacto del petróleo y el gas.
1) Registro de densidad (PFG=1).
Tutorial de registro de pozos geofísicos
En la fórmula: ρb es el valor de registro de densidad, g/cm3, ρf y ρma son los valores de densidad del fluido de los poros y del esqueleto de la roca, respectivamente. gramos/cm3.
2) Registro sónico (PFG=2).
Tutorial de registro de pozos geofísicos
En la fórmula: Δt es la diferencia de tiempo acústico, μs/m; Δtf y Δtma son los valores de diferencia de tiempo acústico del fluido de poro y el esqueleto de roca respectivamente, μs/m; Cp es el coeficiente de corrección de compactación de la formación.
3) Registro de neutrones compensado (PFG=3). Generalmente, el método de cálculo se utiliza para ignorar el índice de hidrógeno del esqueleto, es decir:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
En la fórmula: φN es el valor de registro de neutrones compensado; φNsh es el valor de registro de neutrones compensado; valores de registro de neutrones turbios.
Cuando Vsh es mayor que el valor de corte de lodo (SHCT), la formación se considera lutita. En este momento, el programa multiplicará la porosidad calculada por el coeficiente (1-Vsh). es decir, φ·(1-Vsh) Como valor de porosidad para distinguir la lutita de la arenisca.
(4) Calcular la saturación de agua de formación Sw
Puede calcular la saturación de agua usando una de las siguientes tres fórmulas seleccionando el identificador de saturación de agua SWOP.
1) SWOP=1, usando la forma simplificada de la fórmula de Simandoux:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
En la fórmula: Rw, Rt y Rsh son los formaciones respectivamente. resistividad del agua, resistividad verdadera de la formación y resistividad de lutitas.
2) SWOP=2, usando la fórmula de Archie:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
En la fórmula: a es el coeficiente de litología, m es la cementación índice, n es el índice de saturación en la fórmula de Archie. Por lo general, tome a = 1, n = 2 y calcule m de acuerdo con m = 1,87 · 0,019 / φ. Cuando φgt; 0,1, sea m=2,1; cuando mgt 4, m=4.
3) SWOP=3, todavía usando la fórmula de Archie, pero estipulando a=0,62, m=2,15, n=2.
(5) Calcular la permeabilidad de la formación
La fórmula de Timur se utiliza para calcular la permeabilidad absoluta de la formación en el programa POR:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
En la fórmula: Swb es la saturación de agua irreducible (); φ es la porosidad (); k es la permeabilidad absoluta (10-3μm2).
(6) Calcular otros parámetros geológicos auxiliares
1) Calcular la porosidad del agua φw de la formación y la porosidad del agua φxo de la zona de lavado:
Geofísica Tutorial de registro de pozos
Obviamente, la diferencia entre los dos (φxo-φw) =φ·(Sxo-Sw) representa la porosidad móvil de petróleo y gas en la formación, mientras que φ-φw representa la porosidad móvil de petróleo y gas en la formación. porosidad en la formación.
2) Método empírico para estimar la saturación de petróleo y gas residual Shr en la zona de lavado:
Tutorial de registro geofísico de pozos
Donde: SSRHM es el petróleo residual y saturación de gas, y Coeficiente de experiencia regional relacionado con la saturación de hidrocarburos (valor implícito 0,5).
3) Volumen relativo (Vhr) y masa residual de petróleo y gas (mhr) de la zona de lavado:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
En la fórmula: ρh petróleo y gas Densidad, g/cm3.
El propósito de calcular estos dos parámetros es que cuando la densidad del petróleo y el gas sea confiable, se puedan usar Vhr y mhr para dividir la interfaz de petróleo y gas. Obviamente, para capas de petróleo, Vhr=mhr y para capas de gas, Vhr≥mhr. Esto es sólo en términos de valores numéricos.
4) Espesor acumulativo de poros (PF) y espesor acumulado de petróleo y gas (HF):
Tutorial de registro de pozos geofísicos
Donde: Δh es la curva de registro Intervalo de muestreo (normalmente 0,125 mo 0,1 m); φi es la porosidad (decimal) del i-ésimo punto de muestreo.
Tutorial de registro de pozos geofísicos
En la fórmula: Swi es la saturación de agua calculada a partir de los datos de registro de pozos en el i-ésimo punto de muestreo.
PF y HF representan el espesor puro de los poros y el espesor puro de petróleo y gas acumulado desde una determinada profundidad. En el mapa de resultados de interpretación, generalmente se usan líneas cortas en ciertas posiciones de profundidad, y el espesor acumulativo de poros o el espesor acumulativo de petróleo y gas entre cada línea corta adyacente es de 1 mo 1 pie. Mientras más líneas cortas haya en la sección del pozo de tratamiento, más desarrollados serán los poros de la formación o más petróleo y gas. Si hay *** N secciones del pozo de procesamiento y el área de control del pozo es S, entonces el volumen de petróleo y gas de la sección del pozo de procesamiento Vh = N·So.
5) Índice de producción de arena (A GRANEL)
Es un parámetro utilizado para expresar la resistencia y estabilidad de las areniscas. Su método de cálculo viene dado por la siguiente fórmula:
Tutorial de registro geofísico
En la fórmula: ρb es el valor de registro de densidad (g/cm3); Δt es el valor de registro acústico (μs/ft) es el índice de producción de arena (106 lb/); in2 o ≈7,04×108kg/m2), el rango de valores generalmente está entre 1 y 10.
Este parámetro se utiliza para guiar las operaciones de producción de petróleo. La experiencia muestra que cuando Ibulk ≥ 3, no se producirá arena en el modo de producción normal, de lo contrario, se producirá arena. Se debe reducir la producción de la boquilla de aceite, pero no se producirá arena o se producirá menos arena.
El proceso de procesamiento de todo el programa de análisis POR anterior se puede indicar mediante el diagrama de bloques de cálculo en la Figura 7.3.1.
Figura 7.3.1 Diagrama de bloques de cálculo del programa POR
7.3.1.2 Visualización de resultados
La Figura 7.3.2 muestra los resultados del procesamiento de datos de registro de pozos. Esta figura es en realidad. Lo anterior es un gráfico de parámetros petrofísicos que cambian con la profundidad, que generalmente consta de las siguientes partes.
(1) Área de marcas de profundidad
Esta parte se utiliza para imprimir marcas de profundidad y explicar conclusiones.
(2) Características de la formación
En formaciones de arenisca fangosa, los cambios en el contenido de lodo y la permeabilidad generalmente se utilizan para explicar las características de la formación de la lutita arenosa. La curva se muestra como el primer trazo de la izquierda. La curva de contenido de lodo generalmente adopta una escala lineal, siendo el valor izquierdo 0 y el valor derecho 100; la curva de permeabilidad generalmente adopta una escala logarítmica, siendo el valor izquierdo 10000 y el valor derecho 0,1.
Figura 7.3.2 Cuadro de resultados del procesamiento del programa POR
(3) Análisis de petróleo y gas
El análisis de petróleo y gas se encuentra en el segundo carril del resultado cuadro. Incluye principalmente la curva de saturación del agua de formación, el volumen de petróleo y gas residual y la calidad del petróleo y gas residual. Todos utilizan una escala lineal. La combinación de los tres puede dividir la interfaz de petróleo, gas y agua e identificar las capas de petróleo, gas y agua. Aunque el volumen de petróleo y gas residual y la masa de petróleo y gas residual se pueden calcular en el programa POR, el efecto de aplicación de estas dos curvas depende de la precisión de proporcionar la densidad de petróleo y gas en forma de parámetros. Por lo tanto, algunos diagramas de resultados del procesamiento digital POR simplemente no muestran estas dos curvas.
(4) Análisis de porosidad
El análisis de porosidad también se denomina análisis de fluidos. Se encuentra en el tercer carril del mapa de resultados y generalmente incluye la porosidad de la formación φ y la porosidad acuífera φw. y zona de descarga Hay tres curvas de porosidad del agua φxo. La superposición de los tres puede mostrar el contenido de agua de formación, petróleo y gas residual y petróleo y gas móvil. Por lo general, el petróleo y el gas residuales se muestran en negro, que representa la diferencia de amplitud de φ-φxo; el petróleo y el gas móviles se muestran, que representa la diferencia de amplitud de φxo-φw;
(5) Análisis del volumen de formación
El análisis del volumen de formación también se denomina análisis litológico y generalmente se ubica en el cuarto carril del mapa de resultados del procesamiento digital. Este canal muestra los cambios en la porosidad y la litología de la formación al mostrar la porosidad de la formación, el contenido arcilloso y los volúmenes relativos de varios minerales esqueléticos. Esta sección también aplica la tecnología de superposición de curvas para usar símbolos de litología específicos para mostrar la litología de la formación en la figura. distinguido anteriormente. Por ejemplo, en el perfil de arenisca arcillosa, el programa POR puede utilizar la superposición de tres curvas de Vsh, Vsand y φ para expresar los cambios en los volúmenes relativos de lodo, arenisca y poros en la formación.
7.3.2 Programa de análisis de litología complejo (CRA)
Los programas de análisis de registro de perfiles de arena y lutita, como PORP, solo utilizan una curva de porosidad más otros datos relevantes para analizar el lodo. De arenisca de alta calidad, sólo se puede obtener un componente mineral (cuarzo) y sólo se pueden visualizar dos curvas, POR y SH, en el perfil. El módulo de análisis de litología complejo se basa en la intersección de dos datos de medición de porosidad en el gráfico teórico, que puede determinar el contenido de litología y así calcular la porosidad (Figura 7.3.3). Por ejemplo, utilice la relación entre la distancia desde el punto A hasta la línea de piedra caliza y la distancia desde la línea de piedra caliza hasta la línea de dolomita en el punto A para determinar el contenido de dolomita en el punto A; calcule el contenido de piedra caliza de la misma manera. El valor de porosidad se determina en base a las escalas de porosidad de las dos litologías.
Figura 7.3.3 Uso de la intersección de densidad de neutrones para identificar la porosidad litológica en CRA
Un modelo ideal compuesto por dos componentes esqueléticos, el contenido total debe ser: Mineral 1 Mineral 2 Lodo de porosidad contenido = 1.
El programa CRA es adecuado para secciones complejas de rocas carbonatadas con más de dos componentes esqueléticos y requiere al menos dos tipos de datos de registro de porosidad. Puede calcular dos o más componentes minerales y parámetros del yacimiento, como porosidad, contenido de lodo y saturación de agua. Además de calcular la arenisca, piedra caliza, dolomita y anhidrita generales, también puede agregar cuatro minerales adicionales y procesar ocho minerales separados.
El programa CRA en sí también tiene funciones de edición y puede calibrar instrumentos de registro. Utiliza cinco métodos para calcular la porosidad y el volumen mineral, utiliza seis métodos para calcular la saturación de agua y tiene un conjunto relativamente completo de métodos de corrección de petróleo y gas.
7.3.2.1 Principios básicos del programa CRA
(1) Curvas de entrada y salida
Se pueden ingresar hasta 17 curvas en el programa, es decir, neutrones compensados. (CNL), densidad aparente (DEN), tiempo de tránsito acústico (AC), gamma natural (GR), torio (THOR), potasio (K40), uranio (UR), tasa de conteo total de registro del espectro de energía (TC), pozo centro de pared (PORS), potencial natural SP, resistividad de detección profunda (RT), resistividad de detección superficial (RXO), vida útil de los neutrones (SGMA), registro de vida útil de los neutrones (G2), relación de vida útil de los neutrones corta/larga (RATO), torio-potasio índice (TPI), diámetro del pozo (CAL).
Vale la pena señalar que el programa CRA es adecuado para más de dos componentes del marco en términos de geología y requiere al menos dos tipos de datos de registro de porosidad, un indicador de lodo y datos de resistividad.
Curvas de salida*** 28: volumen de arenisca (SAND), volumen de caliza (LIME), volumen de dolomita (DOLO), volumen de anhidrita (ANHY), valor de densidad aparente de partículas (DGA), densidad aparente de partículas Esqueleto diferencia de tiempo de tránsito sónico (TMA), contenido de esquisto (SH), porosidad total (PORT), porosidad efectiva (POR), porosidad del agua de la zona de lavado (PORF), porosidad del agua de formación PORW, porosidad secundaria (POR2), permeabilidad (PERM), volumen promedio de hidrocarburos (HYCV), peso promedio de hidrocarburos de formación (YCW), saturación de agua de formación (SW), saturación de agua de la zona de lavado (SXO), diámetro diferencial del pozo (CALC), resistividad aparente del agua de formación (RWA), resistividad aparente del filtrado de lodo ( RMFA), volumen acumulado del pozo (IBV), índice de torio-potasio (TPI), valor de corrección final de neutrones (CNEU), valor de corrección final de densidad (CDEN).
(2) Ecuaciones explicativas principales
1) Calcular la porosidad y el volumen mineral:
A. Utilice el método de intersección para encontrar la porosidad. Realice la corrección de lodo en la curva de registro de tres porosidades y la fórmula de corrección es:
Tutorial de registro geofísico
Utilice el método de intersección para calcular la porosidad y el volumen mineral. Cuando PRFG = 1, se usa la intersección de densidad de neutrones (D/N); cuando PRFG = 2, se usa la intersección de ondas de sonido y neutrones (A/N).
B. Calcular POR usando una curva logarítmica de un solo pozo. Cuando PRFG=3, use DEN para calcular POR:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
Cuando PRFG=4, use AC para calcular POR:
Registro de pozos geofísicos Tutorial
Cuando PRFG=5, use CNL para encontrar POR:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
2) Calcular la saturación de agua de formación. Cuando SWOP=1:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
Cuando SWOP=2:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
Cuando SWOP=3 , utilice el valor M calculado:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
Cuando SWOP=4:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
Cuando SWOP =5, usa la ecuación de Indonesia.
Cuando SWOP=6, use la ecuación de Borai.
3) Calcular la permeabilidad PERM:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
4) Calcular la porosidad secundaria:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
p>
5) Calcular el volumen y el peso de petróleo y gas
A. Volumen relativo de petróleo y gas HYC:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
B. Peso relativo de petróleo y gas HYCW:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
6) Volumen acumulado de petróleo y gas y volumen de poros:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
Figura 7.3.4 Ejemplo de cálculo del programa CRA
7.3.2.2 Visualización de resultados y ejemplos
La Figura 7.3.4 muestra un pozo en el área de Nanmenchang en el noreste de Sichuan En mi país, la capa objetivo es la formación de carbonato de la Formación Jialingjiang, cuya litología es principalmente piedra caliza, dolomita y yeso, por lo que se seleccionó el programa CRA para el procesamiento de datos. Las características de respuesta del registro son: la resistividad es de 200 Ω · my la curva de tres porosidades muestra un aumento en el valor de neutrones, una disminución en el valor de densidad y un aumento en el valor acústico, que son las características de respuesta de la capa de gas. La intersección de densidad de neutrones se utiliza para identificar la litología y calcular la porosidad. La porosidad calculada es de aproximadamente 6,0 a 12,0 y la permeabilidad es de aproximadamente 20 × 10-3 μm2. Por tanto, la explicación se basa en las capas de gas tipo II y III.
Figura 7.3.5 Ejemplo de cálculo del programa SAND
7.3.3 Programa de análisis de areniscas sombrías (SAND)
El módulo de análisis de arenas y lutitas utiliza dos tipos de poros La intersección de las curvas de registro de pozos se basa en el triángulo determinado por los puntos del esqueleto de arenisca, los puntos de arcilla y los puntos de agua de cada dato de registro de pozo. Para cualquier punto de intersección que caiga dentro del triángulo, el contenido de arcilla y la porosidad del agua de ese punto pueden ser. Analizado la corrección de petróleo y gas puede obtener la porosidad de la formación.
El programa SAND analiza principalmente formaciones de arenisca arcillosa determinando los puntos de esqueleto, los puntos de arcilla y los puntos de agua, puede calcular la porosidad acuífera y el contenido de arcilla en cualquier punto dentro del triángulo. La porosidad de la formación se obtiene corrigiendo los efectos del lodo, el petróleo y el gas. También calcula el contenido de lodo, el índice de limo, la saturación de agua, la permeabilidad, el peso de los hidrocarburos y el volumen de hidrocarburos. Este programa puede determinar las vetas de carbón.
7.3.3.1 Principios básicos de SAND
(1) Curvas de entrada y salida
Las curvas de entrada son: neutrones compensados (CNL), densidad de volumen (DEN ), diferencia de tiempo acústico (AC), potencial natural (SP), gamma natural (GR), diámetro del pozo (CAL), resistividad de detección profunda (RT), resistividad de detección superficial (RXO), inducción (COND), centro de la pared del pozo ( SWN), registro de neutrones (NEU), curva de relación del registro de vida útil de los neutrones (RAT), vida útil de los neutrones (NLL), curva del espectro de energía (SPEC), línea base de lutita (SBL), utilizada para calcular el lodo Cualquier curva logarítmica (SLOG) de masa volumen.
Vale la pena señalar que las condiciones geológicas aplicables de este módulo son perfiles de arena y lutita; se requieren al menos dos tipos de datos de registro de porosidad, las curvas de resistividad profunda y superficial y la curva indicadora de lodo
p>Las curvas de salida son: contenido de lodo (SH), saturación de agua de formación (SW), porosidad efectiva (POR), peso de hidrocarburos (PORH), volumen de hidrocarburos (PORX), porosidad total (PORT), zona de lavado. -porosidad portadora (PORF), porosidad portadora de agua de formación (PORW), diámetro diferencial de pozo (CALC), indicador de productividad (PI), espesor acumulado de petróleo y gas (HF), porosidad acumulada PF, densidad de hidrocarburos (DHYC) y carbono. volumen (CARB), permeabilidad (PERM), temperatura de formación (TEMP), porcentaje de arcilla dispersa en la porosidad total (Q), volumen de arcilla (CL), indicador de carbón (CI) (cuando es igual a 1, es un indicador de carbón ).
(2) Método de interpretación
1) Calcular el contenido de lodo SH.
A. Método general:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
En la fórmula: Glog es cualquier valor de curva para calcular SH especificado por SHFG, Gmin es; el valor máximo y el valor mínimo de la curva correspondiente.
B. Utilice GR para corregir la deriva de profundidad de los valores máximo y mínimo al calcular el lodo.
Tutorial de registro de pozos geofísicos
C. Existen otros dos métodos al utilizar el cálculo de SP.
Utilice la entrada de potencial natural estático (SSP) y la línea base de lutita (SBL):
Tutorial de registro de pozos geofísicos
Utilice la entrada SBL1 y SBL2 como línea base de lutita :
Tutorial de registro de pozos geofísicos
D. Encuentre el contenido de lodo mediante el método de trazado cruzado.
Cuando SHF1=0, SHF2=1, use NEU-AC para cruzar;
Cuando SHF1=0, SHF2=2, use DEN-AC para cruzar;
Cuando SHF1=0, SHF2=3, use la intersección DEN-NEU;
Cuando SHF1=0, SHF2=4, use Q para encontrar SH.
2) Calcular la porosidad (POR) y el contenido de arcilla (CL).
El método de intersección densidad-neutrón se utiliza para calcular la porosidad de la formación y el contenido de arcilla, y el método iterativo se utiliza para corregir la influencia de los hidrocarburos ligeros durante el proceso de cálculo. Cuando el contenido de arcilla VCLgt;=37, se realiza la corrección del lodo en la porosidad.
Utilice un método iterativo para corregir repetidamente los hidrocarburos fangosos y ligeros en cuanto a neutrones y densidad. Cuando la densidad aparente del fluido (DF) = 1, se considera que la influencia de los hidrocarburos ligeros se ha eliminado en este momento. , la porosidad Solo usa DEN para calcularla.
Tutorial de Registro de Pozos Geofísicos
3) Calcular la saturación de agua de formación Sw.
A. Cuando SWOP=1, use la fórmula de Archie y seleccione los valores de parámetros fijos A, M y N como valores de parámetros de entrada.
Tutorial de registro de pozos geofísicos
B. Cuando SWOP=2, utilice la fórmula de Fertl:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
En el Fórmula: b es el parámetro de entrada.
C. Cuando SWOP=3, use la fórmula de Archie y seleccione valores de parámetros como este:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
Si φgt; =2.1; si mgt;4, m=4; a=1, n usa el valor del parámetro de entrada.
Cuando D.SWOP=4, utilice lo siguiente:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
4) Calcule la permeabilidad PERM.
A. Cuando PRFL=1:
Tutorial de Registro de Pozos Geofísicos
B. Cuando PRFL=2:
Registro de Pozos Físicos de la Tierra Tutorial
C. Cuando PRFL=3
Tutorial de Registro de Pozos Geofísicos
D.
E. Cuando PRFL=5:
Tutorial de Registro de Pozos Geofísicos
F. Cuando PRFL=6:
Tutorial de Registro de Pozos Geofísicos
G. Cuando PRFL=7:
Tutorial de Registro de Pozos Geofísicos
H. Cuando PRFL= 8 en punto:
Geofísico tutorial de registro de pozos
5) Calcule la densidad relativa y el peso del petróleo y el gas.
A. Densidad relativa del petróleo y el gas (DHYC):
Tutorial de registro de pozos geofísicos
B. Peso relativo del petróleo y el gas PORH:
Tutorial de registro físico de la Tierra
6) Volumen acumulativo de petróleo y gas y volumen de poros.
Tutorial de registro de pozos geofísicos
7.3.3.2 Visualización de resultados y ejemplos
Como se muestra en la Figura 7.3.6, se muestra un pozo en el bloque Dorine de Ecuador. . La formación en este bloque es arenisca fangosa intercalada delgada y los datos de registro también incluyen datos de registro de densidad y neutrones. Por lo tanto, se utiliza tecnología de intersección de minerales duales para identificar la litología y calcular la porosidad de la formación. Parámetros utilizados: densidad del esqueleto litológico (DG) = 2,64 g/cm3; densidad del fluido (DF) = 0,95 g/cm3. El carril más a la derecha de la figura muestra los resultados del procesamiento de ELAN y los datos experimentales centrales (datos discretos) del módulo de análisis multimineral de ELANGeoframe. Se puede ver que los resultados del cálculo SAND son consistentes con los resultados del análisis central y del procesamiento ELAN.
Figura 7.3.6 Ejemplo de cálculo del programa SAND 1ft≈0.3048m
7.3.4 Programa de intérprete multifuncional (PROTN)
Programa de intérprete multifuncional (PROTN) Es un sistema de interpretación multifuncional desarrollado con base en los conceptos básicos de la física de yacimientos y basado en la teoría de distribución y filtración de petróleo, gas y agua en poros microscópicos. Este programa se basa en la restauración de información de registro de pozos y tiene como objetivo resolver una serie de parámetros geológicos que reflejan las características estáticas y dinámicas de la formación. Por lo tanto, es una combinación de múltiples métodos de interpretación de registros de pozos.
7.3.4.1 Principio del programa PROTN
El programa de interpretación multifuncional PROTN introduce una nueva teoría en el método de evaluación del registro de pozos: la teoría de la filtración de fluidos multifásicos en poros microscópicos. Esta teoría sostiene que las propiedades productoras de líquido de las formaciones dependen principalmente de las capacidades de flujo respectivas (o relativas) de petróleo, gas y agua en los poros. En otras palabras, si un yacimiento que contiene petróleo produce petróleo o agua o si el petróleo y el agua salen al mismo tiempo depende enteramente de la permeabilidad relativa del petróleo, el gas y el agua en el yacimiento, es decir, depende de la distribución. de petróleo, gas y agua en la formación. Capacidad relativa de flujo en los poros.
Actualmente, el programa modificado se utiliza principalmente en la interpretación en pozo abierto de perfiles de arena y lutita. Todo el proceso de interpretación todavía utiliza series de registro convencionales, con las siguientes tres funciones de interpretación:
. 1) Puede utilizarse para la evaluación de petróleo y gas en todo el proceso de pozos de exploración, pozos de desarrollo y pozos de ajuste. Determine cuantitativamente las propiedades de producción de líquido de la formación y prediga su tasa de producción de agua, tasa de producción de petróleo (gas) y capacidad de producción.
2) Puede describir cuantitativamente el estado de inundación de agua de la capa de producción y la distribución del petróleo restante. Esto incluye determinar cuantitativamente la ubicación, el espesor y el grado de inundación de agua de la capa de producción, resolver la saturación de petróleo restante, la eficiencia de desplazamiento de petróleo y la tasa de producción de agua de la capa de producción, y revelar sus características de distribución dentro y entre las capas.
3) Proporcionar un sistema de interpretación de registros que conduzca a una evaluación integral de las capas de producción y a una mayor investigación de ingeniería de yacimientos. Al aplicar la información de registro de pozos existente, se pueden resolver de manera relativamente completa 23 parámetros geológicos de 9 tipos. Estos incluyen: tamaño medio de partículas y contenido de limo, que reflejan las características litológicas del yacimiento; saturación de agua irreductible, saturación de agua móvil (o inundación de agua), saturación de petróleo remanente y saturación de petróleo móvil, que reflejan las propiedades de producción de líquido de la formación. grado, tasa de producción de petróleo y tasa de producción de agua; permeabilidad de las fases de petróleo y agua y permeabilidad efectiva que reflejan las características de permeabilidad de la fase por metro que refleja la capacidad de producción de las capas de petróleo y gas que refleja el grado de recuperación; , y tasa de penetración vertical y horizontal y otros parámetros geológicos convencionales.
Después del desarrollo secundario, el programa PROTN también tiene la función de identificar e interpretar conclusiones automáticamente.
(1) Curvas de entrada y salida
El programa requiere curvas de registro de densidad y neutrones, una curva indicadora de lodo y una curva de entrada eléctrica, así como curvas de registro del espectro de energía. puede ser más preciso. Las curvas permitidas como entrada son: registro gamma natural (GR), registro de neutrones compensados (CNL), registro de potencial natural (SP), registro de densidad (DEN), registro acústico (AC), resistividad profunda Log RT, conductividad (COND), resistividad de la zona de lavado (RXO), diámetro del pozo (CAL), registro de vida útil de neutrones (NLL).
Las curvas de salida incluyen: porosidad efectiva (POR), poros acuíferos (PORW), porosidad acuífera de la zona de lavado (PORF), porosidad total (PORT), porosidad fluida (PORX), petróleo y peso de gas PORH, contenido acumulado de hidrocarburos (HF), porosidad acumulada (PF), permeabilidad (PERM), saturación de agua (SW), contenido de lodo (SH), diámetro diferencial del pozo (CALC), contenido de arcilla (CL) (su valor es igual a SH), densidad de hidrocarburos residuales (DHY), saturación de agua de la zona de lavado (SXO), saturación de agua irreducible (SWIR), permeabilidad efectiva del agua (PERW), permeabilidad efectiva del petróleo (PERO), saturación de agua, permeabilidad relativa (KRW) , permeabilidad relativa del petróleo (KRO), tasa de producción de agua (FW), contenido de lodo y limo (SHSI).
(2) Ecuaciones de explicación principal
1) Calcular el volumen de lodo VSH
Tutorial de registro de pozos geofísicos
En la fórmula: , SSHLG es cualquiera de los valores de curva especificados por SHFG. Gmax y Gmin son los valores máximo y mínimo de la curva correspondiente.
2) Calcular la porosidad φ:
A. Utilice DEN para calcular:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
B. :
Tutorial de Registro de Pozos Geofísicos
C. Cálculo con CNL:
Tutorial de Registro de Pozos Geofísicos
3) Calcular el Grado de saturación SW.
Existen tres métodos para calcular la saturación:
A.
Tutorial de registro de pozos geofísicos
B. Uso del valor M calculado Calcular. Sw:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
C. Calcule Sw utilizando el valor M de entrada:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
4) Calcule la saturación de agua irreducible Swb:
Cuando φgt;=0.2:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
Donde: Md es el tamaño medio de partícula.
5) Calcular la permeabilidad relativa (KRO) y (KRW).
A. Una forma más común:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
En la fórmula: m, n, h son la suma de la litología y la formación. El coeficiente empírico relacionado con el grado de consolidación también se ve afectado por la humectabilidad de la roca y la relación de viscosidad del fluido. Sus respectivos rangos son:
Tutorial de registro geofísico de pozos
B. Ecuación de Jones:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
Tutorial de registro de pozos geofísicos
Ecuación de Pearson:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
p>
D. Método de multiplicación:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
6) Calcular la permeabilidad efectiva PERO y PERW:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
En la fórmula: C es el coeficiente de corrección, su valor es aproximadamente 0,6~0,9.
Figura 7.3.7 Ejemplo de procesamiento de datos PROTN
7) Calcular la permeabilidad absoluta PERM:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
8) Cálculo de la tasa de producción de agua Fw:
Tutorial de registro de pozos geofísicos
7.3.4.2 Visualización de resultados y ejemplos
La Figura 7.3.7 es una isla aislada en la zona petrolera de Shengli. área Un pozo en la Formación Guantao del campo petrolero. La litología de este tramo es principalmente limolita, con intercalaciones de gravas, arenas finas y lutitas. El yacimiento está relativamente desarrollado, con un espesor de una sola capa que generalmente oscila entre 0,9 y 17,3 m. Las características de respuesta al registro del yacimiento son: grandes anomalías de potencial natural negativo, valores de gamma natural de alrededor de 60 ~ 105 API y valores de resistividad de inducción profunda entre ellos. 2,0~10Ω·m, la resistividad de la lutita es generalmente de 1,0~2Ω·m. En la capa 3 (1044,0 ~ 1050,1 m), la dirección convexa de la conductividad eléctrica tiene una correspondencia inversa con la anomalía negativa del potencial natural, y las características de la capa de gas son obvias. La porosidad promedio y la permeabilidad promedio calculadas mediante el procesamiento digital PROTN son 38,8 y 3693,0. × 10-3μm2, y la saturación de gas es de aproximadamente 54,4, lo que indica que esta capa es una capa de gas con un espesor de 6,1 m. En la capa 4 (1139,3 ~ 1148,6 m), la dirección convexa de la conductividad eléctrica tiene una correspondencia inversa con la anomalía negativa del potencial natural. Las características de la capa inundada son obvias. La porosidad promedio y la permeabilidad promedio calculadas mediante el procesamiento PROTN son 35,2. y 1518,5× 10-3μm2, y la saturación de aceite es de aproximadamente 64,8. Un análisis exhaustivo indica que esta capa es una capa inundada de agua.