Principio del método de registro de imágenes basado en tecnología de imágenes
13.6.1 Registro de imágenes eléctricas
13.6.1.1 Registro de imágenes de escaneo de microresistividad
Registro de imágenes de escaneo de microresistividad de formación (FMS) y paso total El registro de imágenes de microresistividad de formación (FMI) se desarrolló rápidamente sobre la base del registro de inmersión de formación de alta resolución (SHDT) y actualmente es el método más utilizado en el registro de imágenes eléctricas. Utiliza una serie de electrodos de botón unidos a placas de electrodos en la pared del pozo para registrar cientos de curvas de microresistividad (o conductividad). Estas curvas reflejan las características de cambio relativo de la conductividad de la parte de la pared del pozo barrida por la placa del electrodo, con una resolución longitudinal extremadamente alta (aproximadamente 0,5 cm).
A través de un procesamiento especial y de imágenes de los datos registrados, estas curvas de conductividad se pueden convertir en imágenes escaladas por color de píxel o escala de grises, conocidas como imágenes de escaneo de microresistividad (FMI, por sus siglas en inglés). En esta calibración, las características de la formación que son mayores que la resolución del instrumento (la capacidad de la microconductividad para mapear las características de la formación) generalmente se expresan como varios píxeles de unidades de resolución, mientras que las características de la formación que son más pequeñas que la resolución del instrumento se expresan como una unidad de resolución. La resolución del instrumento está relacionada con la estructura geométrica de los botones de los electrodos, como el tamaño de los botones, el espacio entre botones, el espacio entre filas, el tamaño de la matriz, etc., lo que determina la claridad de la imagen escaneada. En una imagen de escaneo de microresistividad, diferentes colores o escalas de grises representan la resistividad de la formación cerca de la pared del pozo. Cuanto más oscuro es el color, menor es la resistividad y viceversa. Por lo tanto, las imágenes de escaneo de microresistividad pueden describir claramente cambios sutiles en los estratos del pozo, como diversas características estratigráficas, características sedimentológicas, así como agujeros, fracturas y su aparición y orientación, además de observar imágenes de núcleos.
Existen muchos tipos de herramientas de registro de imágenes actualmente en el mercado, como la herramienta de registro de imágenes de microrresistividad de formación (FMS) de Schlumberger y la herramienta de registro de imágenes de microrresistividad de formación (FMI) de pozo completo, la microconductividad de Atlas. herramienta de registro de imágenes (1022XA), herramienta de registro de imágenes de microscopía electrónica (EMI) de Halliburton, etc. Sus principales indicadores técnicos se muestran en la Tabla 1022xA.
Tabla 13-2 Principales características técnicas de varias herramientas de registro de imágenes de escaneo de microresistividad
13.6.1.2 Registro de imágenes por inducción de matrices
El registro de imágenes por inducción de matrices utiliza un Herramienta de registro de inducción de matriz compuesta por múltiples bobinas receptoras. Al realizar el procesamiento de señales en los resultados de las mediciones de diferentes profundidades de detección, se pueden generar curvas de inducción de matriz con diferentes resoluciones longitudinales y diferentes profundidades de detección radial. Estas curvas se pueden usar para generar imágenes bidimensionales de resistividad de la formación o saturación de petróleo.
La actual herramienta de registro de imágenes por inducción (AIT) de matriz madura consta de una bobina transmisora, ocho conjuntos de pares de bobinas receptoras y los circuitos electrónicos correspondientes, como se muestra en la Figura 13-24. Las bobinas transmisoras funcionan a frecuencias de 20 kHz y 40 kHz, 8 juegos de bobinas usan la misma frecuencia y 6 juegos de bobinas también usan otra frecuencia más alta. De esta manera, los ocho grupos de bobinas en realidad tienen una separación entre bobinas de 14 profundidades de detección, y cada grupo de bobinas mide la señal en fase R y la señal X con un desplazamiento de fase de 90 grados, y mide 28 señales originales.
Después de la corrección del pozo y el procesamiento de "enfoque de software", estas señales sin procesar pueden obtener tres resoluciones longitudinales de 1 pie (30,5 cm), 2 pies (61 cm) y 4 pies (122 cm), cada una con cinco profundidades de detección radiales de 10 pulgadas (25,4 cm) y 25,4 cm. .
Figura 13-24 Herramienta de registro de imágenes por inducción de matrices
Entre la rica información de registro proporcionada por el registro de inducción de matrices, el registro de alta resolución La curva es muy superior a los métodos convencionales en la interpretación de datos finos. capas Puede distinguir capas delgadas con un espesor de 0,3 m A través del modelo de cuatro parámetros, las curvas de registro en cinco profundidades de detección se pueden invertir para obtener la resistividad verdadera de la formación Rt, transición La resistividad de la zona (zona de lavado) Rxo,. el diámetro interior de la zona de transición (radio de la zona de lavado) r1 y el diámetro exterior r2. Además, el registro de inducción del conjunto de imágenes puede obtener imágenes visuales bidimensionales (axial Z y radial R) de la resistividad de la formación, la resistividad aparente del agua de la formación y la saturación de petróleo y gas.
13.6.1.3 Registro de imágenes laterales en azimut
El registro de imágenes de resistividad aximétrica es un nuevo tipo de registro lateral desarrollado sobre la base del método de registro lateral dual convencional. Agrega una matriz de electrodos de azimut que consta de 12 electrodos en un ángulo de 30° entre sí en el medio del electrodo de blindaje A2 bilateral para medir los valores de resistividad direccional en 12 direcciones alrededor del pozo.
Los 12 electrodos cubren la formación dentro de un rango de ángulo de acimut de 360° alrededor del pozo. La resistividad calculada por cada electrodo es equivalente a la resistividad del medio en el camino por el que pasa la corriente de suministro de energía dentro del pozo. Rango de control del ángulo de apertura de 30°. Por tanto, es un verdadero método de registro tridimensional.
La suma de las corrientes de suministro de energía de los 12 electrodos de azimut también puede proporcionar un registro lateral de alta resolución (LLHR). En este momento, el electrodo de registro lateral de 12 acimutes puede ser equivalente a un electrodo cilíndrico de cierta altura, y la resistividad medida es equivalente a la resistividad promedio del medio alrededor del pozo. La resolución longitudinal de LLHR es de 8 pulgadas (20,3 cm), que es significativamente mayor que la de la tala lateral profunda y poco profunda.
El registro de imágenes laterales aximétricas también retiene mediciones laterales profundas y superficiales, y puede proporcionar simultáneamente tres curvas de registro lateral: LLD, LLS y LLHR. Además, al obtener imágenes de la curva de resistividad de 12 acimutes, se puede obtener una imagen ARI escalada con conductividad, lo cual es de gran importancia para analizar la heterogeneidad y las fracturas de la formación alrededor del pozo.
13.6.2 Registro de imágenes acústicas de pozo
13.6.2.1 Registro de imágenes acústicas de pozo
Registro de imágenes acústicas de pozo periférico (CBIL) o registro ultrasónico de imágenes de pozo de pozo (UBI) ) utiliza un sensor tanto para transmisión como para recepción. El transductor emite pulsos ultrasónicos de 2 MHz perpendicularmente a la pared del pozo a una frecuencia de transmisión determinada (2000 ~ 4200/s) y gira a una velocidad determinada para escanear alrededor del pozo.
Durante el intervalo entre emisiones de pulsos, se registran las ondas reflejadas reflejadas en las paredes del pozo. La energía de la onda reflejada depende de la diferencia de impedancia acústica entre el fluido del pozo y el medio de la pared del pozo (roca). Dado que la impedancia acústica de los fluidos en el mismo pozo puede considerarse constante, la energía de onda reflejada registrada puede reflejar cambios en la impedancia acústica del medio de la pared del pozo. Obviamente, un medio con alta impedancia acústica tiene un alto coeficiente de reflexión de interfaz y una fuerte energía de onda reflejada, mientras que la energía de onda reflejada es débil.
La amplitud de las ondas reflejadas registradas se muestra en la orientación de 360° del pozo. A través de imágenes de alta resolución de toda la pared del pozo, se puede obtener una vista ampliada que refleja las condiciones físicas del medio de la pared del pozo. Esto es útil para detectar grietas, analizar su aparición y comprender la heterogeneidad de las rocas.
Cabe señalar que durante el proceso de registro del pozo, la sonda girará a medida que el instrumento sube y baja, de modo que la trayectoria de escaneo de la señal del pulso acústico se vuelve similar a un hilo. Para determinar la orientación de la imagen del pozo, el escaneo así obtenido se puede truncar en el norte magnético y expandirse a una imagen acústica del pozo. Además, la resolución de la imagen sónica se ve afectada por factores como el diámetro del pozo, el lodo del pozo y la estructura de la superficie de la capa objetivo, mientras que la resolución longitudinal de la imagen está restringida por la velocidad de escaneo y la velocidad de registro. Estos efectos se pueden reducir hasta cierto punto mediante el uso de transductores enfocados, transductores de baja frecuencia o de gran tamaño y aumentando las tasas de muestreo vertical y horizontal.
13.6.2.2 Registro de imágenes de ondas de corte dipolares
Los transductores utilizados en el registro sónico convencional se expanden radialmente y vibran uniformemente, y se denominan fuentes de sonido monopolares. Cuando se utiliza esta fuente de sonido, cuando la velocidad de la onda de corte de la formación es menor que la velocidad del sonido del fluido en el pozo (como una formación blanda o una formación de lutitas con una velocidad más baja), la onda de corte no se puede registrar porque hay No hay ondas de corte deslizantes en la pared del pozo. Para superar esta deficiencia del registro sónico, surgió la tecnología de registro de imágenes de ondas de corte dipolares.
La fuente de sonido del registro de ondas de corte dipolo consta de dos fuentes de sonido puntuales que están cercanas entre sí, tienen la misma intensidad pero tienen fases opuestas. La sección del receptor consta de ocho estaciones receptoras, cada una de las cuales está separada por 6 pulgadas (15,2 cm). Cada estación receptora consta de cuatro receptores en ángulos de 90°, como se muestra en la Figura 13-25. Cuando una fuente de sonido dipolo vibra en un pozo, un lado de la pared del pozo se presuriza y el otro lado se despresuriza, lo que provoca una ligera desviación de la pared del pozo. De esta manera, por un lado, las ondas P y S se excitan en la formación; por otro lado, esta onda de flexión se propaga a lo largo del eje del pozo en el fluido del pozo, provocando una desviación de la presión en el fluido del pozo. Los receptores dipolo miden ondas de flexión para calcular las ondas de corte de formación.
El actual registro de imágenes de ondas de corte dipolo combina de manera flexible un transmisor monopolo y dipolo con 8 receptores monopolo y dipolo para medición y, finalmente, genera ondas longitudinales de formación, ondas de corte y ondas de Stoneley con velocidad o tiempo de tránsito, de Poisson continuo. curvas de relación y registro de tren de onda completa. Utilizando estas velocidades de onda longitudinal y de corte o diferencias de tiempo con alta resolución longitudinal, podemos determinar mejor la porosidad de la formación, calcular los parámetros mecánicos elásticos de la roca y estimar la permeabilidad de la formación. Utilizando los cambios de atenuación de la energía del sonido y el procesamiento de imágenes, se pueden identificar fracturas y determinar la orientación de las fracturas y la anisotropía de la formación.
Figura 13-25 Descripción general de la herramienta de registro de imágenes de ondas de corte dipolo
13.6.3 Registro de imágenes nucleares
Registro de imágenes de litología y porosidad de neutrones en matriz de pozos (APS) Es un método maduro en la tecnología de registro de imágenes nucleares. Utiliza un generador de neutrones pulsados para emitir neutrones rápidos de 1,4 MeV y un detector de matriz compuesto por cinco tubos contadores de helio para registrar neutrones epitermales y térmicos. Los cinco detectores están protegidos por carburo cementado que contiene boro. Tres de los detectores registran neutrones térmicos de fuente cercana, uno registra neutrones térmicos de fuente distante y el otro registra neutrones térmicos de fuente distante (como se muestra en la Figura 13-26). La resolución longitudinal del instrumento puede alcanzar 16,5 cm (distancia de fuente cercana) y 23 cm (distancia de fuente lejana), respectivamente.
En el registro de pozos real, se pueden utilizar detectores de neutrones sobrecalentados de distancia de fuente corta y distancia de fuente larga para calcular la porosidad de neutrones de la formación utilizando el método de relación de tasa de conteo, al igual que el registro de neutrones compensado. El uso de detectores de neutrones epitermales duales de corto alcance permite el registro de neutrones epitermales de alta resolución y la medición de la distribución temporal de las tasas de recuento de neutrones epitermales dentro del intervalo del pulso de neutrones. Su constante de desintegración es una medida del tiempo de desaceleración de los neutrones rápidos y está relacionada con el índice de hidrógeno de la formación. Utilizando detectores de neutrones térmicos de larga distancia, se puede registrar la distribución temporal de las tasas de recuento de neutrones térmicos y se puede obtener la sección transversal de captura macroscópica σ y la vida útil de los neutrones térmicos τ relacionadas con la litología.