АК основан на изучении полей упругих волн в скважинах и заключается в измерении скорости распространения упругих волн ультразвуковой частоты и их затухания. Обычно применяются (как и в нашем случае) зонды «трехэлементные», содержащие два приемника упругих волн и один излучатель. Излучатели, как правило, магнитострикционного типа, а приемники – пьезоэлектрические.
АК применяется, главным образом, на месторождениях нефти и газа, в меньшей степени на рудных и угольных. С помощью этого метода проводится литологическое расчленение разрезов, определение пористости и характера насыщения пор, определение положения ВНК и ГЖК, цементометрия скважин; на рудных месторождениях изучается геологетехнические условия.
На каротажных диаграммах представлена величина обратная скорости прохождения волн – τ:
Где t1/2 – время прихода волны на 1 и 2 приёмники упругих волн (пьезоэлементы), L – расстояние между приемниками.
Тогда скорость прохождения волн в породе:
Скорости распространения волн в породах указаны в таблице 5.
Далее рассчитали коэффициент пористости по АК для коллекторов:
Где, – разность времени прихода волны в первом и втором приемниках отнесенная к расстоянию между ними, если волна проходит в жидкости/твердом теле. – тоже только в реальном пласте (эту величину сняли с диаграмм).
Значения пористости по АК представлено в таблице 5.
Заключение
Из теории известны относительные показания любых кривых для разных пород осадочного разреза. Располагая данными о породах в разрезе можно построить следующую колонку (рис. 2), в которой представлены поведения кривых напротив различных пород. В местах отсутствия кривых – их положение не имеет определенного характера.
С помощью данной колонки выполнили окончательное литологическое расчленение разреза.
Критерии выделения различных пород:
Битуминозные аргиллиты: ПС – минимальные значения (кривая сдвинута в правую сторону); УЭС достаточно большие, но меньше чем у углей; Интенсивность гамма излучения – максимальная; На кавернометрии не отображается изменением диаметра скважины; Нейтронные характеристики средние, средние интенсивности на ННК-НТ; Время прохождения волн неопределенное.
Табл. 5. Результаты обработки АК
№ пласта | τ, мкс/м | , км/с | КпА, доли единиц |
3,0 | |||
5,4 | |||
3,2 | |||
4,5 | |||
3,7 | 0,24 | ||
1,8 | |||
3,8 | |||
2,2 | |||
3,6 | 0,27 | ||
4,4 | |||
3,7 | 0,25 | ||
3,8 | 0,23 | ||
3,7 | 0,24 | ||
3,6 | |||
4,4 | |||
3,6 | |||
3,7 |
ПС | ρ | ГК | dc | ННК-НТ | t | |||||||||||||||||||||||||||||
Битуминозные аргиллиты | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
глины | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
песчаники | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
алевролиты | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
угли | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Карбонатизированные песчаники | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Рис. 2. Типичный характер разных кривых напротив пластов.
Глины (аргиллиты): ПС – минимальные значения; УЭС минимальные; Интенсивность ГК почти максимальна, но меньше чем у битуминозных аргиллитов; Диаметр скважины может быть либо немного увеличен, либо номинальный; Эталон нейтронных свойств, интенсивность ниже только у углей; на АК не определены.
Песчаники: ПС – максимум (левое положение кривой); сопротивления средние и зависят от характера насыщения; ГК – средние, ниже чем у глин, выше чем у карбонатизированных песчаников и углей; диаметр скважины меньше номинала из-за глинистой корочки; ННК-НТ – средние положения, выше чем у глин и битуминозных аргиллитов и ниже чем у карбонатизированных песчаников.
Алевролиты везде занимают промежуточное положение между глинами и песчаниками.
Угли: ПС – среднее положение между песчаниками и алевролитами; УЭС – сильно выделяющийся максимум; ГК – минимум; Диаметр сильно увеличен из-за быстрого разрушения углей; На ННК-НТ минимум, меньше чем эталонная линия глин; максимум на АК.
Карбонатизированные песчаники: ПС – максимум; УЭС большие, больше только у углей; ГК, очень маленькие, меньше только у углей; Диаметр номинальный; На ННК-НТ самый большой максимум (у нас масштаб кривой меняется); На АК – минимум.
Интервалы значений различных величин для различных пород представлены в табл. 5.
Табл. 5.
ρк, ом*м | αПС, доли единиц | Jγ, мкР/ч | V, км/с | W, % | |||||
от | до | от | до | от | до | от | до | ||
Битуминозные аргиллиты | 0,2 | 0,31 | |||||||
глины | 12,6 | 12,8 | 3,7 | ||||||
песчаники | 0,3 | 7,6 | 11,6 | 3,7 | |||||
алевролиты | 0,03 | 0,3 | 12,4 | 4,4 | |||||
угли | 0,11 | 0,23 | 6,6 | 1,8 | - | ||||
Карбонатизированные песчаники | 0,3 | 5,4 |
Далее сравниваем коэффициенты пористости и глинистости коллекторов по разным методам. Так как коллектора у нас три, а в некоторых методах один и тот же коллектор разбит на отдельные пласты, то значения Кп и Кпр будем усреднять для этого коллектора. Коэффициенты по различным методам представлены в таблице 7. Эти методы: ПС (электрический каротаж), ГК, ННК-НТ и АК.
Табл. 6.
№ коллектора | КпЭл | КпННК | КпАККг – аргиллиты, к – карбонатизированные песчаники.ь данные полученные по ИК..м у карбонатизированных песчаников. пор, определе | Кгл Эл | Кгл ГК | Кпр | Кнг | Характер насыщения |
I | 0,19 | 0,18 | 0,24 | 0,12 | 0,17 | 0,53 | нефте-водонасыщ | |
II | 0,21 | 0,13 | 0,27 | 0,02 | 0,1 | 0,5 | нефте-водонасыщ | |
III | 0,18 | 0,19 | 0,24 | 0,2 | 0,23 | 0,48 | водо-нефтенасыщ |
Вывод: В ходе проделанной работы ознакомились с методикой обработки и геофизической интерпретации диаграмм гамма каротажа (ГК), индукционного каротажа (ИК),нейтрон-нейтронного каротажа надтепловых нейтронов(ННК-НТ), акустического каротажа (АК) и принципами определения для пластов-коллекторов таких свойств, как пористость, проницаемость и глинистость. Были составлены таблицы с данными обработки каждого метода. На основании всех методов, включая электрические (7 семестр), была составлена окончательная литологическая колонка. Для коллекторов была составлена таблица пористости и глинистости (по всем методам), в которой также указаны коэффициенты проницаемости и нефтегазонасыщенности этих коллекторов. Эта таблица имеет важное практическое значение для дальнейшей эксплуатации скважины.