Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Теоретическое обоснование для выбора алгоритмов расчёта интервального времени целевых волн, применительно к разным типам аппаратуры АК 22
Актуальность проблемы 22
1.1 Программные продукты, использовавшиеся для моделирования волновых полей и расчёта интервальных времён 26
1.2 Описание алгоритма программы ModelMAC, лучевого моделирования волновых полей 26
1.3 Исследование точности определения экстремума при прослеживании фазы целевой волны 28
1.4 Определение наиболее устойчивого к шуму алгоритма вычисления интервального времени 30
1.5 Влияние шага дискретизации 12мкс(Вакег Atlas) и 40MKc(Schlumberger) на точность определения интервального времени на частоте 2 khz 35
1.6 Сравнение 2-х, 8-й и 13-й канальной аппаратуры по разрешающей способности и устойчивости определения интервального времени при увеличении амплитуды шума по отношению к амплитуде сигнала 37
Выводы к главе 1 44
Глава 2. Описание алгоритма определения проницаемости по данным многозондового широкополосного акустического метода 45
Выводы к главе 2 56
Глава 3. Исследование влияния различных скважинных условий на интервальное время целевых волн, регистрируемое современной аппаратурой АК 56
3.1 Проверка чувствительности зонда к кавернам разного размера 57
3.2 Децентрализация приборав скважине 59
3.3 Влияние затяжек и последующие скачки прибора на интервальное время целевых волн 60
Выводы к главе 3 61
Глава 4. Применение разработанной технологии при интерпретации реальных скважинных материалов 62
4.1 Терригенные коллектора 62
4.2 Карбонатные коллектора 74
4.3 Использования кроссдипольнои акустики для прогнозирования трещин ГРП 84
Выводы к главе 4 86
Заключение 87
Приложение 89
Список литературы 94
- Описание алгоритма программы ModelMAC, лучевого моделирования волновых полей
- Описание алгоритма определения проницаемости по данным многозондового широкополосного акустического метода
- Децентрализация приборав скважине
- Карбонатные коллектора
Введение к работе
до современности.
В сентябре 2007г. исполнилось 50 лет со времени проведения в 1957 г.
первых в нашей стране полномасштабных испытаний прототипа аппаратуры акустического каротажа. Нельзя не назвать людей, которые внесли вклад в развитие акустических исследований, это - Е.А. Аркадьев, А.Л. Перельман, Д. В Белоконь, И.П. Дзебань, В.М. Добрынин, Б.И. Ивакин, Е.В. Карус, В.Ф. Козяр, О.Л. Кузнецов, зарубежные авторы Biot М. A, Willie М. R. J. и многие другие.
В США результаты полномасштабных испытаний были опубликованы уже в 1952 г. [59,65,66]. Тогда же появились и первые основополагающие теоретические работы [47,48]. К середине 1957 г., когда у нас проводились первые испытания макета промышленной аппаратуры, в США методом АК было уже обследовано 1482 скважины [53], из них более 900 - аппаратурой фирмы Seismograph Servis Corp. с простейшим двухэлементным одноканальным зондом. При работе с ней оператор, исходя из своего опыта, в процессе каротажа поправки вводил "на глаз". В результате удавалось получать лишь качественное расчленение разреза по скоростным свойствам.
Разработка метода АК в те годы проводилась и во Франции [64]. Следует заметить, что в то время Советский Союз значительно отставал от США в области акустического каротажа.
В сентябре-октябре 1957 г. прошел испытания разработанный в Ленинградском филиале ВНИИГеофизики рабочий макет-прототип аппаратуры АК, состоявший из скважинного прибора диаметром 102 мм и смонтированных в стенде каротажной станции АКС/Л-51 наземных устройств: блоков усиления и коммутации сигналов, синхронизации, управления системой регистрации и электропитания.
Работа над аппаратурой началась в марте 1956 г., а в августе 1957 г.
макет был уже изготовлен, опробован в неглубокой гидрогеологической скважине в г. Ленинграде и подготовлен к полномасштабным испытаниям, которые проводились в Раменской опытной скважине ВНИИГеофизики.
По результатам испытаний стало ясно, что метод АК достаточно информативен и даёт большое количество информации, позволяет определять тип пористости: кавернозная, трещинная, межзерновая. Развитие метода АК повторяет развитие любого другого метода ГИС, например, электрометрии. В первом приборе электрометрии был всего один токовый и один измерительный электроды, так же и в первом приборе АК был один излучатель и один приёмник. По мере использования метода стало ясно, что значительные искажения в получаемую информацию вносят скважинные условия. Метод начал модифицироваться. Появились двухзондовые приборы, а затем и компенсированные, в которых уже компенсировались наклон прибора в скважине и децентрализация. В это время происходило постоянное развитие радиоэлектроники и компьютерной техники, что позволило перейти на цифровой способ регистрации сигналов.
История развития АК в России прекрасно изложена в обзоре Перельмана [37].
По мере использования метода АК стало ясно, что его можно применять не только для измерения интервального времени пробега продольной волны в породе [5,6,7,12,14], но и для определения интервальных времён поперечной и Лэмба-Стоунли волн [24,40,45,50,52,55,68,62,58], определения качества цементирования скважин и далее как акустический каверномер, как акустический телевизор, позволяющий видеть картину стенки скважины, наблюдать отдельные трещины в стволе скважины, видеть наклон пластов. Визуальная картина очень помогает геологам при решении сложных задач. Дополнительно к этому кроссдипольная модификация АК прекрасно зарекомендовала себя при сопровождении гидроразрыва пласта (ГРП).
Преимущества акустического каверномера над классическими механическими схемами стали понятны в наклонно-направленных скважинах, где прибор под своим весом ложиться на стенку скважины, и не позволяет корректно измерять диаметр скважины, кроме того акустический каверномер может мерить не 2 или 3, а гораздо большее количество диаметров, что может помочь заметить желоба в скважине и другие локальные изменения диаметра, которые могут быть пропущены обычным каверномером. Кроме того механический каверномер может быть сломан при каротаже на бурильных трубах, что может привести к застреванию прибора и аварии на скважине.
Преимущества акустического цементомера, например, над гаммагамма-цементомером, в отсутствии радиоактивного источника и возможности использовать один прибор в гораздо большем количестве диаметров колонн. Это объясняется условиями измерения акустического цементомера, главные из которых, прибор должен быть центрирован в скважине (что обеспечивается наличием центраторов) и скважина должна быть заполнена жидкостью. Расстояние от акустического излучателя до стенки скважины не имеет большого значения в широких пределах. Ещё одним достоинством акустического цементомера является возможность определения микрозазоров между колонной и цементным камнем.
Условия измерения для гамма-цементомера - минимальное расстояние от корпуса прибора до колонны, что объясняется достаточно высоким коэффициентом затухания гамма-квантов в скважине. Это условие диктует изготовление разных приборов под разные диаметры обсадных колонн.
Дальнейшее развитие аппаратуры АК заключалось в увеличении числа источников и приёмников (многократные наблюдения существенно повышают точность измерений) [2,16,17,20], и самое главное, в появлении дипольных источников-приемников, что позволило наблюдать поперечные волны в первых вступлениях (вне зон интерференции). И при налишш модуля ориентации прибора АК, определять направления напряжённых состояний породы и направление основной трещиноватости пород. Эта возможность используется для мониторинга трещин при работах ГРП и предсказания азимутального направления таких трещин до самих работ ГРП. Ещё одним ресурсом дальнейшего развития АК является использование динамических характеристик волны и развитие методик интерпретации этих данных. В связи с этим новые методики интерпретации многоэлементных зондов АК приобретают особую ценность. С развитием аппаратуры и вычислительной техники возникают новые возможности обработки полученного материала, такие как определение проницаемости пород, выявление направления трещиноватости или напряжённых состояний пород [1,3,13,19,21,22,23,25,35].
На данный момент наиболее современными акустическими приборами, как в России, так и за её пределами, считаются многозондовые (8-16 каналов) широкополосные приборы [33,43,46,54,60,67].
Такие приборы предназначены для измерения в открытых и обсаженных скважинах параметров всех информативных волн - Р (продольные волны), S (поперечные волны), L-St (волны Лэмба-Стоунли) - в широких диапазонах изменения этих параметров. С их помощью решается наиболее широкий круг геологических и технических задач, в том числе таких сложных, как количественное определение коэффициентов трещиноватости пород и направления преимущественного распространения трещин, расчет параметров гидроразрыва пласта и прогнозирование пространственного положения трещины разрыва, выделение проницаемых интервалов, оценка текущей насыщенности пород и т.д.
Все приборы этой группы содержат 1-2 монопольных широкополосных излучателя и от 4 до 16 (обычно 8) также широкополосных (1-30 кГц) приёмников, составляющих приёмную антенну. В качестве излучателей, расположенных через 0,5-0,76 м. друг от друга, применяют пьезоэлектрические цилиндры, реже пьезоэлектрические сферы диаметром не менее 50 мм. Диапазон излучаемых частот - обычно 1-30 кГц при средней рабочей частоте 11-17 кГц. Приёмниками служат пьезоэлектрические цилиндры малого диаметра или сферы диаметром 20-30 мм. Расстояние между приемниками - 0,15-0,31 м, но применяют также меньшие 0,05-0,10 м и большие 0,61-1,0 м расстановки. Длины наиболее короткого измерительного зонда (расстояние между ближайшими излучателем и
приёмником) изменяются в разных приборах в пределах 0,9-3,5 м. Имеется ряд приборов, по определению фирм "с особо длинными базами", в которых они составляют 4-10 м. Как правило, в сборках приборов с антеннами приёмников имеются также 1-2 преобразователя для измерения скорости упругой волны в скважинной жидкости.
Российская аппаратура акустического каротажа Из Российских разработок к этому классу относятся приборы:
1) АВАК-3 производства «Петроальянс», аппаратура специально разработана для каротажа горизонтальных участков скважин на буровых трубах. Отличительной особенностью прибора является наличие сквозного проходного отверстия для циркуляции промывочной жидкости во время каротажа. Это значительно снижает риск застревания сборки в скважине и позволяет менять раствор на любом этапе каротажа. Отличием акустического прибора сконструированного для наклонно-направленных или горизонтальных скважин является наличие 3-х монопольных источников, расположенных под углом 120 градусов относительно друг друга. Такое техническое решение обусловлено невозможностью отцентрировать прибор в горизонтальной части скважины, прибор будет лежать на стенке. Имея 3 волновые картины, при обработке и интерпретации есть возможность выбрать наилучшую, что повышает надёжность определения информативных параметров волнового поля. Использование центраторов невозможно по причине того, что при спускоподъёмных операциях бурильные трубы могут вращаться и центраторы будут сломаны.
Основные технические характеристики модуля АВАК-3: • Формула зонда - И 3,2 Пх 0.2 П2 0.2 П 3 0.2 И* 0.2 П5 0.2 П6 0.2 П7 0.2 П8; • Конструкция зонда - прямая, с мертвой зоной не более 0,9 м.
• Шаг дискретизации по глубине определяется скоростью каротажа, так как срабатывание излучателя происходит, по времени, через 1 сек.
Рекомендуемая скорость 360 м в час; • Тип приемников - пьезокерамические биморфные пластины, имеющие равномерную амплитудно-частотную характеристику в диапазоне от 1,5 до 25 кГц; • Тип излучателя - цилиндрический магнитострикционный с частотой 13,5 • Погрешность измерения кинематических параметров типов волн - не более 3 %; • Максимальный внешний диаметр корпуса -102 мм; • Минимальный проходной диаметр -112 мм; • Диапазон рабочих температур - 40 - +100 градусов; • Максимальное рабочее давление - 80 мПа; • Питание - сборка аккумуляторных батареи общей емкостью 8 А/час, напряжением 12 В; • Общая мощность потребления - не более 7 Вт; • Количество оцифровок на канал - 768; • Шаг оцифровки волновых процессов в скважинном приборе: Для каналов регистрации P-S волн - 4 мксек; Для каналов регистрации волн L-St - 8 мксек; • Динамический диапазон регистрации волновых процессов не менее - 60 дБ; • Общая длина прибора - 6 600 мм, с установленным переводником - 7300мм; • Масса прибора в собранном состоянии -160 кГ, с переводником -170 кГ.
2) ВАК-73М прибор разработан ОАО НПП «ВНИИГИС» формула зонда Их 0,4 И21,7 Щ 0.1 П 2 0.1 П 3 0.1 ПЦ Разработана аппаратура волнового акустического каротажа ВАК-73М с многоэлементным акустическим зондом. Разработка проведена с использованием опыта эксплуатации аппаратуры волнового акустического каротажа СПАК-6Д, ПАРУС-8Д и интерпретации результатов исследования карбонатных и терригенных отложений Западной Сибири, Башкирии, Татарии и других районов Российской Федерации. Многоканальность регистрации акустического сигнала в режиме общего пункта возбуждения обеспечивает с повышенной точностью выделение методом когерентности (метод STC) вступлений и точность измерений параметров информационных типов волн: продольной, поперечной, Лэмба-Стоунли по разрезу скважины, в том числе, в интервалах повышенного затухания сигнала. Короткий акустический зонд делает прибор более удобным в эксплуатации и устраняет необходимость сборки и разборки прибора на скважине.
3) ВАК-8 прибор разработан ООО «ТНГ-Групп» (Рис.1) Технические характеристики: • Скважинный прибор состоит из двух модулей соединенных полугибким звукоизолятором.
• Формулы зондов ВАК-8: . монопольный зонд И 2,0 Ш 0,1 П2 0,1 ПЗ 0,1 П8; . дипольный зонд И1 2,0 П1 0,1 П2 0,1 ПЗ 0,1 П4; • ортогонально расположенный дипольный зонд И2 2,0 Ш 0,1 П2 0,1 ПЗ • Прием акустических сигналов по 8 измерительным каналам одновременно.
Pucl Схема прибора ВАК-8.
Зарубежная аппаратура акустического каротажа Наиболее совершенные, но, в свою очередь, и наиболее сложные скважинные приборы содержат, помимо антенны монопольных приёмников, ещё и антенну из 8 дипольных приёмников, воспринимающих сигналы от одного-двух низкочастотных (1-3 кГц) дипольных излучателей. Такие излучатели выполнены из биморфных пьезоэлектрических пластин, и только в скважинном приборе LFDT фирмы Halliburton применён магнитострикционный излучатель с преобладающей частотой излучения, равной 1,5 кГц. Дипольные приёмники располагаются между монопольными; характеристики направленности соседних дипольных приёмников могут быть ортогональны друг другу. С помощью дипольных зондов измеряют скорость изгибных волн. Скорость изгибных волн на низкой частоте равна скорости поперечных волн, которые существенно меньше скорости упругой волны в скважинной жидкости.
Остронаправленные диаграммы излучения и приёма колебаний дипольными преобразователями позволяют определять анизотропию горных пород по скорости S волны. Тем самым, решая геологические задачи, связанные с оценкой преимущественного направления естественных и искусственных трещин. Приборами с антеннами монопольных и дипольных приёмников владеют 3 ведущие зарубежные фирмы (Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes). Стоимость таких приборов составляет несколько сотен тысяч долларов.
Сложность приборов с антеннами приёмников видна из описания измерительного зонда скважинного прибора ХМАС фирмы Baker Hughes (Рис.2). Блок излучателей длиной 2,11 м содержит 2 монопольных и 2 дипольных излучателя и 4 генератора для их возбуждения [44].
Монопольные излучатели представлены обычными пьезокерамическими цилиндрами с широким диапазоном (1-20 кГц) излучаемых частот; они разнесены на 0;76 м. Низкочастотные (1-3 кГц) излучатели выполнены из биморфных пьезокерамических пластин; расстояние между ними - 0,305 м.
Минимальные расстояния между одноимёнными излучателями и приёмниками составляют 2,44 м для монопольных и 2,59 м для дипольных преобразователей. Блок приёмников длиной 3,36 м. содержит две антенны из 8 монопольных и 8 дипольных приёмников. Первые выполнены из пьезокерамических цилиндров малого диаметра, полоса приёма частот -1-20 кГц; вторые - из биморфных дисков с равномерной частотой преобразования в диапазоне 1-10 кГц. Расстояние между соседними преобразователями в каждой антенне монопольных и дипольных приёмников равно 0,1524 м.
Блок приёмников соединяется с электронным блоком герметичным мостом, который содержит 67 штырьков. Электронные схемы и программное обеспечение прибора обеспечивают синхронную работу всех элементов, оцифровку данных в пределах 4-8 мс с шагом 4-8 мкс с помощью четырёх синхронных 12-битовых АЦП (12МГц ЦП), фильтрацию принятых сигналов для лучшего выделения колебаний Р, S и L-St волн посредством применения трёх верхних и трёх нижних частот среза, передачу оцифрованных данных на дневную поверхность. Скорость передачи данных - 41,6 или 93,75 кбит/с.
Динамический диапазон передаваемых данных составляет 102 дБ. Скорость каротажа определяется режимом работы скважинного прибора и решаемыми задачами; максимально - 500 м/ч. В реальном режиме времени регистрируются значения интервального времени Р-волны, интервального времени S-волны, отношение скоростей волны Р к волне S и ФКД монопольного и дипольного зондов. Погрешность измерения интервального времени продольной волны равна ±3%, поперечной - ±5%.
С е к ц и я п р и е м н и к о в iXZN/T-A.C А к у с т и ч е с к и й и з о л я т о р MVL.TI-POL.E ARRAY ACOUSTIC С е к ц и я и з л у ч а т е л е й X M A C Рис.2 Фрагмент схемы прибора XMAC.
Не менее сложно, но более изобретательно устроен блок приёмников скважинного прибора DSI фирмы Schlumberger. Прибор предназначен для измерений параметров продольной, поперечной и Стоунли волн в любых типах пород. Блок излучателей содержит один монопольный излучатель с диапазоном рабочих частот 8-30 кГц и два дипольных излучателя, обладающих равномерной частотой преобразования в диапазоне 0,1-5 кГц.
Восемь приёмников, удалённых от излучателей на 2,75 и 3,4 м, общие для монопольных и дипольных зондов. Каждый из них состоит из четырёх включение всех четырёх гидрофонов позволяет получить общую равномерную диаграмму направленности, которая соответствует монопольному приёмнику. Поперечное включение гидрофонов, расположенных по диагонали, соответствует образованию двух ортогонально расположенных дипольных приёмников. Расстояние между соседними (по оси скважины) приёмниками составляет 0,152 м.
Данные прибора DSI обрабатываются при различных способах фильтрации сигналов, что обеспечивается программным обеспечением каротажной станции MAXIS 500. Интервальные времена Р, S и L-St волн могут быть определены по первым вступлениям этих волн выбором порога дискриминации и согласно методу STC (когерентность "интервальное времявремя"). Одновременно определяются другие параметры упругих волн (амплитуда А, эффективное затухание а, преобладающие частоты f, спектр частот, интегральное время пробега волны и др.), динамические параметры упругости (К, G, Е, v) горных пород, степень напряжённого состояния и трещиноватости пород и др. Прибор DSI комплексируется со всеми другими скважинными приборами серии MAXIS и, естественно, с техническим модулем ориентации, температуры и давления.
Выводы и сопоставления зарубежной и российской аппаратуры акустического каротажа На сегодняшний момент ясно, и опыт автора диссертации это подтверждает, что российская аппаратура АК отстаёт от своих зарубежных аналогов, как по количеству предоставляемой информации, так и по её качеству и, к сожалению, надёжности аппаратуры в скважинных условиях.
Дипольная секция, позволяющая получать более качественную картину поперечных волн в низкоскоростных, рыхлых разрезах, позволяющая определять преимущественное направление трещиноватости, определять увеличение эффекта анизотропии скорости поперечных волн, например, после ГРП, присутствует далеко не во всех российских приборах.
Это лишает нас достаточно большого количества информации.
Недостаточное количество приёмников на аппаратуре ухудшает статистическое накопление данных, что пагубно сказывается на точности определении интервальных времён всех интересующих нас типов волн, особенно в сложных геолого-технологических условиях.
Невозможность комплексирования некоторых типов российской аппаратуры с другими методами увеличивает время, затраченное на проведение измерений, которое очень важно для заказчика геофизических услуг.
Исходя из вышесказанного видно, что пока уровень российской аппаратуры АК ниже, чем у зарубежных конкурентов. Но появление новых российских приборов всё более совершенных свидетельствует о развитии метода [15,31,42].
Описание алгоритма программы ModelMAC, лучевого моделирования волновых полей
Построение всех моделей, использовавшихся в работе, происходило в программе ModelMAC. Программа позволяет производить моделирование в симметричных условиях (прибор находится по центру скважины) лучевым способом.
На вход программы моделирования волнового поля подаются следующие входные данные: 1. LAS файл в котором содержится скорость волны в породе (Упорны.) в метрах в секунду 2. Задается постоянный диаметр скважины (Кси,) или кривая каверномера, причём значения должны быть в метрах 3. Диаметр прибора (Dnp), волновое поле которого моделируется 4. Количество каналов прибора и расстояния между источником и приёмниками 5. Задаётся частота излучателя в килогерцах 6. Шаг дискретизации синусоидальной волны в микросекундах 7. Количество полупериодов волны смоделированного поля 8. Скорость волны в буровом растворе (V6p.) в метрах в секунду 9. Отношение сигнал/шум Происходит моделирование волнового поля с заданными характеристиками и наложение на него белого шума. Отношение амплитуды шума и полезного сигнала задаётся.
Исследование проводилось по следующей методике. Моделировалось волновое поле с частотой 2 килогерца и разным отношением сигнал/шум. Уровень шума составлял от 10% до 80% амплитуды полезного сигнала. Производилось прослеживание экстремумов смоделированных волн методами аппроксимации и интерполяции:
1. Метод интерполяции. Нарис. 4 изображен синусоидальный сигнал и точки Al... An, которые откладываются на кривой с определённым шагом. От начала сигнала происходит сравнивание 3-х соседних точек между собой по амплитуде, до получения условия, когда средняя точка оказывается выше соседних. Этой точка и присваивается значение максимума.
2. Метод аппроксимации. На рисунке 5 изображен синусоидальный сигнал и точки Al... An, которые откладываются на кривой с определённым шагом. От начала сигнала берутся 5 точек и производится попытка вписать параболу по методу наименьших квадратов. Когда происходит максимальное совпадение реальной кривой с вписываемой параболой, принимается, что вершина параболы является максимумом.
Данные алгоритмы определения максимума реализованы в программе TraceView. Было рассчитано интервальное время и после проведено сравнение между собой и с исходной кривой. В результате разница оказалась столь незначительной, что кривые получились практически одинаковые. Два рассмотренных метода оценки экстремума для решения задачи расчёта интервального времени оказались идентичными, лишь за тем исключением, что в некоторых случаях тот или иной метод работает надёжнее в режиме автоматического прослеживания экстремума.
Изучение корректности определения интервальных времён проводилось на модельных волновых полях с последующим подтверждением реальным материалом. Проводилось лучевое моделирование волновых полей в рамках симметричного ствола скважины и положения прибора строго по центру скважины.
Для возможности сравнения модельных и реальных данных был произведён анализ отношения сигнал/шум и частотный спектр реального и модельного шума. На рис.6 и рис.7 показаны частотные спектры шума реальной скважины и шума на модели соответственно. Видно, что на обоих спектрах нет преимущественных частот, спектры схожи. На отрезке реальной записи было найдено отношение сигнал/шум, этот кусок показан на рис.5 в левом окне. Далее с таким же отношением сигнал/шум смоделировано волновое поле (среднее окно на рис.5). Произведён расчёт интервальных времён на реальном и модельном волновом поле, интервальные времена представлены в правом окне на рис.5. В правом окне видно, что кривые друг друга повторяют, что свидетельствует о возможности и полноправности сравнения.
Высокоразрешающий способ оценки интервальных времён на интервале 0.1524м (расстояние между соседними приёмниками прибора, в данном случае ХМАС), с последующей статистической обработкой данных.
Спектр медленности вычисляется в заданных пределах временного окна. Для каждого заданного значения времени (внутри окна анализа) перебирается коэффициент подобия (отношение энергии всей сейсмограммы к энергии трассы). Если положение волнового окна совпадает с направлением оси синфазности и помехи невелики, то коэффициент подобия стремиться к единице. Если синфазность в пределах окна анализа отсутствует, то коэффициент подобия стремится к нулю.
3. Определение интервального времени на базе приема с последующим осреднением медианным фильтром. Определение интервального времени путём построения прямой, по первым вступлениям целевых волн методом наименьших квадратов, с последующим исключением точек, отстоящих больше чем на 10% с последующим перерасчетом и осреднения медианным фильтром.
4. Определение интервального времени на базе приема с последующим осреднением. Определение интервального времени путём построения прямой по первым вступлениям целевых волн методом наименьших квадратов и последующим осреднением.
Описание алгоритма определения проницаемости по данным многозондового широкополосного акустического метода
По результатам последующих исследований (рис.9) стало очевидно, что наиболее стабильный, малочувствительный к небольшим ошибкам определения первого вступления - является алгоритм расчета интервального времени на базе приёма (медиана).
Все расчёты проводились по способу расчёта интервального времени на базе приёма (с медианным взвешиванием), хорошо зарекомендовавшим себя на практике, как надёжный и стабильный к случайным выбросам.
Произведён анализ влияния шага дискретизации оцифровки волны на точность определения интервального времени. Шаг дискретизации для оцифровки волны известной частоты определяется теоремой Котельникова: т s-L Где Тдискр - Шаг дискретизации, a Fmfl)t - максимальная частота сигнала, который может быть оцифрован без потери информации Т.е. для дискретизации аналогового сигнала без потери информации частота отсчетов должна быть как минимум в два раза выше верхней граничной частоты спектра сигнала.
Были смоделированы волновые поля с шагом 12мкс. и 40 мкс. и с разным уровнем шума. На Рис.10 видно, что при шаге дискретизации в 12 мкс расчет интервального времени более устойчив к шуму. Но уменьшение шага дискретизации до бесконечности невозможно, это приведет к кратному увеличению информации, которую надо передать на земную поверхность, а на данный период времени возможности геофюического кабеля, особенно на больших глубинах ограничены.
Из рис. 10 видно, что при увеличении амплитуды шума по отношению к амплитуде сигнала кривая, оцифрованная с шагом 12мкс. имеет больший коэффициент корреляции с оригинальной кривой. Это свидетельствует о большей точности определения интервального времени по сравнению с кривой, оцифрованной с шагом 40 мкс.
Сравнение 2-х, 8-й и 13-й канальной аппаратуры по разрешающей способности и устойчивости определения интервального времени при увеличении амплитуды шума по отношению к амплитуде сигнала.
До настоящего времени сохранился и используется огромный парк двухзондовых приборов АК, часто даже не позволяюпщх определять интервальные времена волн Лэмба-Стоунли. Точность определения интервальных времён (особенно волн Лэмба-Стоунли) на 2-х канальных зондах при наличии шума амплитудой более с 55% процентов от амплитуды полезного сигнала (Рис.13), а таких мест в реальной записи много (Рис.11 заливка красным цветом и Рис.12), недостаточна для надёжного определения интервального времени.
Произведя анализ материалов множества реальных скважин по отношению сигнал/шум можно отметить, что местами встречается хороший материал, где отношение сигнал/шум измеряется сотнями, что соответствует многократному превышению полезного сигнала над шумом. В таких условиях работа стандартных 2-х канальных широкополосных зондов не вызывает сомнения и достоверно рассчитать интервальные времена не составляет труда. Но, к сожалению, такие случаи встречаются крайне редко. Обычно отношение амплитуды сигнал/шум бывает ниже значения 1.8, что означает амплитуда шума составляет 55% от амплитуды полезного сигнала Рис. 11 (Красным закрашены области где шум превосходит 55%).
Децентрализация приборав скважине
Рассмотрим модель однородного пласта с кавернами разного размера от 1-го до 8-й метров. На рис.23 в левом окне графически представлен ствол модельной скважины, в центре волновое поле, справа интервальное время 2-х (черная кривая), 8-й (зелёная кривая) зондовых приборов и интервальное время модели (красная кривая). На кавернах большого размера видно, что волновое поле в середіше каверны значительно искажено. Влияние каверн на 8-й зондовую модификацию практически отсутствует, на 2-х зондовом приборе видны сбои на кровле и подошве каверны. Наличие каверн практически не влияет на интервальное время 8-й зондовой модификации на модели, что противоречит реальным скважинным материалам. Это связано с симметричностью задачи. В модели мы имеем абсолютно симметричные каверны, что не соответствует реальности. К сожалению, в программе ModelMAC пока возможно смоделировать только симметричную форму ствола скважины. Если же каверна не симметрична, то происходит наложение 2-х факторов, каверны и децентрализации, что рассмотрено в следующем разделе.
Влияние каверн разного размера на интервальное время. Левоеокно Волновое поле и кривая каверномера, в правом окне интервальноечремя. Красная кривая интервальное время ствол с кавернами, чёрное безучёта каверн. 3.2 Децентрализация прибора в скважине.
При децентрализации прибора в скважине, например, при отсутствии или неисправности центраторов или при большом угле наклона скважины, где прибор под своим весом сжимает рессоры центратора, наблюдается образование двугорбых волн Рис 24. Это влечёт за собой неправильный расчёт интервального времени вследствие того, что при поиске максимума волны алгоритм выбирает разные локальные экстремумы. Рис 25 На данном рисунке (Рис.25) изображена модельная ситуация, когда прибор смещён линейно от оси скважины, заметим, что в реальных условиях такого не бывает, и картина искажается ещё больше. При расчете интервального времени алгоритм сбивается при определении максимума, что вносит погрешность в определение интервального времени. Так же в процессе моделирования было замечено, что децентрализация в меньшей степени влияет на низкочастотные (волны Лэмба-Стоунли частота порядка 2khz) волны, чем на высокочастотные (продольные волны частота порядка 8khz)
Смоделирована ситуация затяжки, путём вырезания нескольких трасс и последующего их вставления выше по разрезу, что равносильно ситуации когда прибор застрял в скважине, но лебёдка продолжает вращаться, при этом кабель растягивается, на регистратор поступают сигналы с одной точки, но так как кабель движется, они записываются как при равномерном движении прибора. Далее прибор освобождается и на натянутом как пружина кабеле подпрыгивает вверх, при этом пролетает некоторое расстояние без регистрации, либо не попадая в шаг 0.1524 м. На рисунке 26 видно к каким последствиям это приводит. В левом окне смоделирован прыжок на 45 см., а в правомокне на 15 см. Абсолютно понятно, что это бракованный кусок записи. Это ещё раз подтверждает, как важно состояние скважины. Таким образом, иллюстрируется необходимость учёта и компенсации этого эффекта.
В главе рассмотрены влияния скважинных условий, таких как каверны в стволе скважины, децентрализация прибора, застревание прибора во время записи (затяжки) на точность определения интервальных времен целевых волн. Показано сильное влияние перечисленных скважинных условий и описаны меры по их минимизации либо полной ликвидации.
Компанией Петроальянс накоплен обширный опыт проведения каротажных исследований многоканальными широкополосными кроссдипольными акустическими системами, разных фирм производителей, таких как Baker Hughes, Schlumberger и собственными разработками компании Петроальянс АВАК-3, МАК-48. Исследования проводились во многих районах СНГ, таких как Коми (Усинек, Возей, Варандей и др.), Западно-Сибирский регион (Когалым, Нижневартовск, Уренгой, Салым, Самотлор и др.), шельф Каспийского моря (Российская и Казахская части), Чёрное море, Оренбургская область, Волгоградская область и др. Автор принимал непосредственное участие при записи скважинного материала, как начальник геофизической партии и последующей обработке и интерпретации полевого материала вплоть до выдачи заключения заказчику геофизических услуг. В процессе работы полевым инженером автор провёл исследования более 50 скважин, что помогло накопить опыт и полевой материал. Автор принимал участие либо сам проводил интерпретацию материалов более 20 скважин.
В этой главе рассмотрены примеры скважин, на которых применены разработанные в диссертации алгоритмы для практической интерпретации каротажа на ряде перспективных объектов, на которых работает компания Петроальянс.
Карбонатные коллектора
В качестве третьего примера показана скважина с карбонатным разрезом. Основными породообразующими минералами сирачойского горизонта являются известняки и доломиты, содержание которых может достигать 100 %. Карбонатность как известняков, так и доломитов превышает 80 %. Глинистость, как правило, не превышает 5 %. Учет ее при интерпретации ГИС практически невозможен. По результатам изучения керна наиболее значимым по запасам является поровый тип емкости. На втором месте по значимости является каверновая пористость. Трещиноватость в формировании емкостных свойств практически не принимает участие.
Скважина, как и в первом примере, исследована также очень широким комплексом ГИС, который включает в себя электрометрию (кривые RD -большой зонд и RS - малый зонд), радиоактивные методы (ZDEN -плотность по ГГКп и CN - компенсированный нейтронный каротаж), широкополосную акустику (DTP, DTS, DTL - интервальные времена волн, также представлены волновые поля), интегральный ГК (GR), 4-х рычажный каверномер (измеряются два взаимно перпендикулярных диаметра с13 и с24). Все геофизические исследования в скважине проводились специалистами сервисной компании «ПетроАльянс» с использованием аппаратуры и оборудования «Baker Hughes».
Бурение скважины осуществлялось на полимерном хлористокалиевом растворе с удельным электрическим сопротивлением 0,06-0,03 8омм при температуре пласта 102 градусов. Плотность раствора составляла 1,19 г/см - 1,25 г/см3 (за счет небольшого количества СаСОЗ), вязкость раствора— 55-52 сек. Диаметр применяемых долот был равен 215,9мм. Скважина пробурена с частичным отбором керна. Исследование керна проводилось специалистами компании ООО «Помор-ГЕРС». В скважине проводили геолого-технологические исследования. Комплексная интерпретация скважинного материала, создание литологическои и объемной модели коллектора производилась в программе «Petrolog» специалистами ПетроАльянса.
Пористость рассчитана по трём методам, по акустическому методу, по нейтрон-нейтронному методу и по гамма-гамма плотностному. По методу естественной гамма активности пород рассчитан коэффициент объёмной глинистости. По электрометрии рассчитан коэффициент насыщения. Далее, в программе «Petrolog», построена объёмная модель коллектора. Результаты интерпретации представлены на планшете (Рис. 33). В верхней части планшета приведены для удобства чтения мнемоники кривых, принятые в ПетроАльянсе. Помимо стандартной интерпретации АК по разработанным нами алгоритмам (гл. 1 и 2) были выполнены непрерывные оценки проницаемости. Наличие информации по 2-м независимым методам проницаемости позволила создать кроссплот (Рис. 32), на котором нанесены логарифмы проницаемости по АК и керну. Квадрат коэффициента корреляции составил 0.6033, схожий результат с первым примером.
В качестве четвёртого примера показана скважина с карбонатным разрезом (рис.34). Основными породообразующими минералами являются известняки и доломиты, содержание которых может достигать 100 %. Карбонатность как известняков, так и доломитов превышает 80 %. Глинистость, как правило, не превышает 5 %. Учет ее при интерпретации ГИС практически невозможен. По результатам изучения керна наиболее значимым по запасам является поровый тип емкости. На втором месте по значимости является каверновая пористость. Трещиноватость в формировании емкостных свойств практически не принимает участие.
Скважина, как и в первом примере, исследована также очень широким комплексом ГИС, который включает в себя электрометрию (кривые RD -большой зонд, RS — малый зонд и RMLL - микробоковой каротаж), радиоактивные методы (ZDEN - плотность по ГГКп и CN — компенсированный нейтронный каротаж), широкополосную акустику (DTP, DTS, DTL - интервальные времена волн, также представлены волновые поля), интегральный ГК (GR), каверномер (CAL). Проведены исследования ЯМР (кривые KSDR и КТГМ) и опробование пластов на кабеле (точки МОВ). В правом окне помещены кривые проницаемостей по трём методам.
В качестве пятого примера показана скважина с карбонатным разрезом (рис.35). Основными породообразующими минералами являются известняки и доломиты, содержание которых может достигать 100 %. Карбонатность как известняков, так и доломитов превышает 80 %. Глинистость, как правило, не превышает 5 %. Учет ее при интерпретации ГИС практически невозможен. По результатам изучения керна наиболее значимым по запасам является поровый тип емкости. На втором месте по значимости является каверновая пористость. Трещиноватость в формировании емкостных свойств практически не принимает участие.
Скважина, как и в первом примере, исследована также очень широким комплексом ГИС, который включает в себя многозондовый фокусированный индукционный метод (кривые M2R1, M2R2, M2R3, M2R6, M2R9 -разноглубинные зонды индукционного прибора), Ядерно-магнитный каротаж (MPERMJV1RILL - проницаемость по ЯМР), радиоактивные методы (ZDEN - плотность по ГГКп и CN - компенсированный нейтронный каротаж), широкополосную акустику (DTP, DTS, DTL - интервальные времена волн, также представлены волновые поля), интегральный ГК (GR), каверномер (CALX). После этих исследований скважина была обсажена, а затем проперфорирована, после чего проведены гидродинамические исследования прибором PLT. Произведена фоновая запись термометра (ТЕМР_фон). После чего скважина свабированием была выведена на режим фонтанирования и произведены записи влагомера (FCAP), механического расходомера и запись термометра при работающей скважине (ТЕМР_28).
Когда диссертационная работа была готова автору попался справочник (Petroleum engineering handbook) [69], в котором приведён пример использования волн Лэмба-Стоунли для определения проницаемости. На рис.36 в левом окне кривые ПС (GR- красная кривая) и интервальное время поперечных волн (DTS- черная кривая). В среднем окне кривые и заливки не пояснённые в справочнике. В правом окне проницаемость по волнам Лэмба-Стоунли (красная кривая), проницаемость по ЯМР (фиолетовая кривая) и черными точками нанесена проницаемость по исследованию керна. Из рис. 36 видно что проницаемость по трём методам совпадает не во всём представленном интервале. К сожалению, в справочнике не приведён алгоритм расчёта проницаемости, что является препятствием для подробного сравнения разработанного автором алгоритма и алгоритма из справочника, но в то же время косвенно подтверждает справедливость использования волн Лэмба-Стоунли для оценки проницаемости.
