¿Qué es el registro geofísico?
El registro de pozos geofísicos (en adelante, registro de pozos) utiliza instrumentos especiales para medir diversas propiedades físicas y propiedades de los fluidos de las rocas (como la conductividad eléctrica, la conductividad térmica, la radioactividad, la elasticidad, etc.) a lo largo de la perforación. pozo. ), basándose en las diferencias en estas características de las diferentes rocas y sus fluidos internos, los estratos se pueden dividir indirectamente y se pueden distinguir la litología y las capas de petróleo, gas y agua. El registro de pozos tiene las características de tecnología simple, bajo costo, rápida adquisición de datos y buen efecto. Los datos obtenidos son datos indispensables para la investigación geológica de campos de petróleo y gas y el desarrollo de campos de petróleo y gas. La tecnología de registro se ha desarrollado rápidamente. No sólo puede determinar cualitativamente la litología, sino también determinar cuantitativamente las propiedades petrofísicas y la ocurrencia de formaciones. No solo se utiliza para la interpretación geológica de la exploración de petróleo y gas, sino también para la perforación, las pruebas de petróleo y la ingeniería de producción de petróleo. etc. A continuación se presentan brevemente varios métodos de registro de pozos comúnmente utilizados.
1. Registro de resistividad aparente
La esencia del registro de resistividad aparente es utilizar la diferencia en la conductividad eléctrica de diferentes rocas subterráneas para juzgar indirectamente las propiedades de las formaciones rocosas perforadas, y luego perfora en el pozo. La herramienta de registro mide los cambios en la resistividad de la formación rocosa a lo largo del pozo y los combina con el núcleo de la formación, los recortes y otros datos obtenidos durante el proceso de perforación para dividir con mayor precisión los límites estratigráficos en el pozo. bien y determinar la litología de la formación.
(1) Medición de la resistividad de la roca en el fondo del pozo
El dispositivo de registro de resistividad aparente se muestra en la Figura 3-3, que incluye principalmente líneas de suministro de energía, líneas de medición y sistemas de electrodos en el fondo del pozo. . El sistema de electrodos subterráneos está conectado al sistema de medición y suministro de energía de superficie a través de cables. Hay cuatro electrodos: A, B, M y N. Entre ellos, A y B son electrodos de suministro de energía, que están conectados a la línea de suministro de energía; M y N son electrodos de medición, que están conectados a la línea de medición. Los electrodos conectados al mismo circuito se denominan electrodos emparejados. En el fondo del pozo, varios electrodos forman un sistema de electrodos. Dependiendo de la distancia entre los electrodos emparejados y los electrodos no emparejados en el pozo, se puede formar un sistema de electrodos de potencial y un sistema de electrodos de gradiente (ver Figura 3-4). El sistema de electrodos en el que los electrodos emparejados están debajo de los electrodos no emparejados se denomina sistema de electrodos de gradiente inferior.
Figura 3-3: Diagrama esquemático del registro de resistividad aparente
Figura 3-4: Distancia resistiva y puntos de registro del sistema de electrodos
Para indicar el tamaño del sistema de electrodos Para facilitar el cálculo de la profundidad de medición, se especifican la distancia del electrodo L y el punto de registro O del sistema de electrodos. La distancia del electrodo L del sistema de electrodos potencial es la distancia entre los dos electrodos adyacentes más cercanos A y M, y el punto de registro O es el punto medio de A y M la distancia del electrodo L del sistema de electrodos de gradiente es la distancia desde el no apareado; electrodo hasta el punto medio de la distancia del electrodo emparejado, el punto de grabación O es el punto medio entre los electrodos emparejados.
Cuando el sistema de electrodos se mueve desde el fondo del pozo hasta la boca del pozo, el electrodo de suministro de energía suministra corriente, formando un campo eléctrico artificial en la formación. La diferencia de potencial ΔUMN entre los dos puntos M y N se mide midiendo los electrodos M y N. La diferencia de potencial entre los puntos M y N está determinada principalmente por la resistividad de la formación rocosa cerca de su ubicación: cuanto mayor es la resistividad de la formación rocosa, mayor es la diferencia de potencial medida; por el contrario, menor es la diferencia de potencial medida; El cambio en la diferencia de potencial a lo largo del pozo refleja el cambio en la resistividad de diferentes formaciones en el pozo. Dado que el sistema de electrodos se mueve en el fluido de perforación del pozo, la resistividad del fluido de perforación y la resistividad de la zona de invasión después de que el fluido de perforación invade la formación son diferentes de la resistividad real de la formación rocosa. factores como el blindaje de las capas adyacentes superior e inferior, la medición en M y N. La resistividad obtenida no puede representar la resistividad verdadera de la formación rocosa. La llamamos resistividad aparente, representada por Ra. La verdadera resistividad de la formación rocosa se puede obtener basándose en los resultados de la medición de diferentes distancias de electrodos.
(2) Forma de la curva de resistividad aparente
Al mover el sistema de electrodos a lo largo del pozo y registrarlo con instrumentos terrestres, se obtiene una curva que refleja los cambios en la resistividad aparente de la formación rocosa subterránea. se puede medir.
1． Curva de resistividad aparente del sistema de electrodos de gradiente
Cuando el espesor de la capa de roca h es mayor que la distancia del electrodo AO, para el sistema de electrodos de gradiente inferior, el valor máximo de resistividad aparente (R1) aparece en la interfaz inferior de la alta capa de roca de resistividad, y en La resistividad mínima aparente (R2) aparece en la interfaz superior, por lo que esta característica se puede utilizar para dividir las interfaces superior e inferior de la formación rocosa, como se muestra en la Figura 3-5(a).
Cuando el espesor de la capa de roca es menor que la distancia del electrodo, la curva de resistividad aparente todavía tiene las características anteriores y aparece un máximo falso. Para el sistema de electrodos de gradiente inferior, el falso máximo se ubica a una distancia de electrodo debajo de la interfaz inferior de la capa de roca, como se muestra en la Figura 3-5(b).
Figura 3-5 Curva de resistividad aparente del gradiente inferior 2. Curva de resistividad aparente del sistema de electrodos potencial
Cuando el espesor de la capa de roca es mayor que la distancia del electrodo, la curva de resistividad aparente es simétrica hacia arriba y hacia abajo con el punto medio de la capa de roca como límite y el El valor máximo de resistividad aparente aparece en el punto medio de la capa de roca. El punto de la mitad del ancho de la curva se puede utilizar para dividir las interfaces superior e inferior de la capa de roca, como se muestra en la Figura 3-6(a).
Cuando el espesor de la capa de roca es menor que la distancia del electrodo, el mínimo de resistividad aparente aparece en el centro de la capa de roca de alta resistividad. En este caso, la curva de resistividad aparente del sistema de electrodos de potencial no puede reflejar la verdadera condición de la formación rocosa, como se muestra en la Figura 3-6(b).
Figura 3-6 Curva de resistividad aparente del sistema de electrodos de potencial (3) Aplicación de la curva de resistividad aparente
1. Divida la interfaz de la capa de roca
Al realizar la interpretación geológica de las secciones geológicas de perforación, otros métodos de registro no pueden determinar con precisión la interfaz de la capa de roca, y se debe confiar en la curva de registro de resistividad para completar este trabajo. Según las características de las curvas medidas por varios tipos de sistemas de electrodos en la interfaz de la capa de roca, se puede determinar con precisión la posición de la interfaz de la capa de roca. Cuando h＞AO, las características de la curva son obvias y la posición del límite de la capa de roca es confiable; cuando h＜AO, las características de la curva no son obvias, la confiabilidad de las capas de la curva se reduce y es necesario hacer referencia a otras curvas de registro; al aplicar capas.
2． Determinar la litología
El agua de los poros de la formación contiene sal, tiene una fuerte conductividad eléctrica y baja resistividad; la capa de petróleo contiene menos agua y tiene una alta resistividad. Por lo tanto, la curva de resistividad aparente se puede utilizar para determinar la litología de las rocas y clasificar las capas de petróleo, gas y agua. Para perfiles de formaciones de rocas clásticas y perfiles de formaciones de rocas carbonatadas, las características de la curva de resistividad aparente se muestran en la Figura 3-7 y la Figura 3-8 respectivamente.
Figura 3-7: Ejemplos de resistividad aparente y curvas de potencial natural en perfiles sedimentarios de rocas clásticas
Figura 3-8: Ejemplos de resistividad aparente y curvas de potencial natural en perfiles sedimentarios de rocas carbonatadas
2. Registro de microelectrodo
Cuando el registro de resistividad aparente anterior mide capas delgadas, la amplitud de la curva no cambia significativamente. Este es el resultado de la influencia de las capas adyacentes superiores e inferiores. Además, los cambios en el fluido de perforación y el diámetro del pozo también afectan la forma de la curva, haciendo imposible delinear con precisión los límites de las capas delgadas.
Para subdividir las capas y reducir la influencia de las capas adyacentes superior e inferior, el fluido de perforación y el diámetro del pozo en la curva, se modificó el sistema de electrodos en el fondo del pozo para que el sistema de electrodos esté cerca del pozo. pared para medir la resistividad de la capa de roca. La característica más importante del sistema de electrodos modificado es que la distancia entre los electrodos se reduce considerablemente (sólo unos pocos centímetros), de ahí el nombre "registro del sistema de microelectrodos".
Figura 3-9 Dispositivo de registro de fondo de pozo con microelectrodo
1—Cuerpo del instrumento; 2—Hoja de resorte; 3—Placa aislante 4—Cable
( 1) Estructura del sistema de microelectrodos
El sistema de microelectrodos se instala en un dispositivo especial de fondo de pozo (consulte la
(2) Aplicación de curvas de registro de microelectrodos
Al interpretar los datos de registro de microelectrodos, debe consultar otros datos de registro para obtener una interpretación geológica correcta. En términos de interpretación cualitativa, el registro con microelectrodos determina principalmente las interfaces de las capas de roca y divide las capas permeables.
1． Determine la interfaz de la capa de roca
Debido a que la distancia entre los electrodos del sistema de microelectrodos es corta y la medición se realiza cerca de la pared del pozo, se elimina el efecto de protección de las capas adyacentes y se reduce la influencia del fluido de perforación. de modo que la interfaz de la capa de roca se refleja claramente en la curva. Utilizando curvas de microelectrodos, generalmente se pueden dividir capas finas con un espesor de 20 cm. Los resultados experimentales muestran que el principio de estratificación de la curva de registro de microelectrodos es utilizar el punto de media amplitud de la curva de micropotencial para determinar las interfaces superior e inferior de formaciones de alta resistencia.
2． Divida la capa permeable
Hay torta de lodo en la pared del pozo de la capa de roca permeable, mientras que no hay torta de lodo en la capa de roca no permeable, pero hay una película de fluido de perforación entre la pared del pozo. y la placa del electrodo. La película del fluido de perforación está en contacto con el fluido de perforación. El registro del microelectrodo tiene un impacto, pero la magnitud del impacto es diferente. Por lo tanto, nos es posible dividir los estratos permeables según los datos del registro del microelectrodo.
Figura 3-10 Curva de resistividad aparente del microelectrodo
Para la capa permeable, el espesor de la torta de lodo es generalmente de 0,2 a 2 cm, y la resistividad de la torta de lodo es de 1 a 3 veces la resistividad del fluido de perforación. Después de que se forma la torta de lodo, los poros en la formación rocosa cerca de la pared del pozo se llenan con filtrado del fluido de perforación, formando una zona de invasión del fluido de perforación (ver Figura 3-10). Su resistividad es generalmente de 3 a 10 veces la resistividad del fluido de perforación. . El radio de detección del sistema de electrodos de micropotencial es mayor que el del sistema de electrodos de microgradiente, por lo que el impacto de la torta de lodo en los resultados de medición del sistema de electrodos de microgradiente es mayor que el del sistema de electrodos de micropotencial. Cuando estos dos sistemas de microelectrodos se usan para medir la misma capa de permeabilidad, la resistividad aparente medida por el sistema de electrodos de micropotencial con un radio de detección grande se ve afectada principalmente por la resistividad de la zona de invasión y muestra un valor más alto mientras que el electrodo de microgradiente se mide; La resistividad aparente se ve muy afectada por la torta de lodo, por lo que muestra un valor más bajo. En este momento, hay una diferencia de amplitud entre las dos curvas del microelectrodo. La amplitud de la curva de micropotencial es mayor que el valor de amplitud de la curva de microgradiente, lo que se denomina diferencia de amplitud positiva. Las formaciones rocosas permeables generalmente muestran una diferencia de amplitud positiva en la curva del microelectrodo, como se muestra en la Figura 3-10. Sólo cuando la salinidad del filtrado del fluido de perforación es muy alta, de modo que la resistividad del revoque de lodo es mayor que la resistividad de la zona de invasión, la amplitud de la curva de micropotencial es menor que la amplitud de la curva de microgradiente, que se llama una diferencia de amplitud negativa.
3. Determinar la litología
En perfiles sedimentarios de rocas clásticas, basándose en la diferencia de amplitud entre las dos curvas de microelectrodos, se puede juzgar cualitativamente la permeabilidad y el contenido de lodo de la formación rocosa.
La ludstone generalmente exhibe baja resistividad, no tiene torta de lodo en la pared del pozo, tiene curvas suaves y no tiene diferencia de amplitud. La arenisca permeable generalmente exhibe un valor de amplitud de curva alto y una diferencia de amplitud positiva entre las dos curvas. A medida que aumenta el contenido de lodo, la permeabilidad de la formación rocosa empeora, la torta de lodo se vuelve más delgada y la diferencia de amplitud positiva se hace más pequeña. La litología de la limolita fangosa es densa, la torta de lodo es delgada y la diferencia de amplitud positiva es muy pequeña. A medida que aumenta la calidad del lodo, la diferencia de amplitud positiva disminuye.
3. Registro de potencial natural
Como se muestra en la Figura 3-11, cuando no hay suministro de energía en el pozo, el electrodo de medición M se mueve a lo largo del cuerpo del pozo y ambos M y N se puede medir. La diferencia de potencial puntual indica la existencia de un campo eléctrico natural en el pozo. La generación de potencial natural en el pozo es causada por actividades electroquímicas de difusión y adsorción de iones entre el fluido de perforación y el agua de formación. El registro de potencial natural es un método de registro que mide el valor del potencial natural a medida que cambia con la profundidad del pozo y se utiliza para estudiar las propiedades de las formaciones rocosas subterráneas.
La curva de potencial natural se utiliza principalmente en los dos aspectos siguientes:
(1) Para dividir la interfaz de la capa de roca. Para capas de roca gruesas, el punto de media amplitud de la curva se puede utilizar para dividir la interfaz de la capa de roca; para capas de roca delgadas, se debe hacer coincidir con la curva de resistividad aparente para obtener resultados precisos.
(2) Determinar la formación rocosa permeable. Las formaciones rocosas con alta resistividad aparente pueden ser formaciones permeables de petróleo y gas o formaciones de agua dulce, o pueden ser formaciones rocosas compactas (rocas volcánicas, piedra caliza, etc.) si se interpretan con la curva de potencial natural, se obtendrá una conclusión clara: es decir, la salinidad del agua de formación local cuando Cw es mayor que la salinidad del fluido de perforación Cmf, el potencial natural de la capa de roca permeable tiene una anomalía negativa y la capa estrecha no permeable tiene una anomalía positiva cuando Cw < Cmf; , la situación es todo lo contrario, como se muestra en la Figura 3-12.
Figura 3-11 Diagrama esquemático del principio del registro de potencial natural
IV. Registro de inducción
El registro de inducción es un método de registro para estudiar la conductividad de la formación. La conductividad eléctrica de la roca es el recíproco de la resistividad, medida en ms/m. La conductividad eléctrica es una cantidad física que mide la conductividad eléctrica de las rocas. Cuanto mayor es la resistividad de la roca, menor es la conductividad eléctrica y peor es la conductividad eléctrica.
(1) Principio
El instrumento de fondo de pozo se muestra en la Figura 3-13. Cuando el oscilador emite una corriente de frecuencia fija a la bobina transmisora, la bobina transmisora estará en la formación. alrededor del pozo se forma un campo electromagnético alterno y se genera una corriente inducida (también llamada corriente de Foucault) en la formación. La corriente inducida es una corriente alterna que simultáneamente forma un campo electromagnético secundario en la formación. Bajo la acción del campo electromagnético secundario, la bobina receptora genera una fuerza electromotriz inducida. El tamaño de la fuerza electromotriz está relacionado con la intensidad de la corriente inducida en la formación. La intensidad de la corriente inducida es proporcional a la conductividad de la formación. La señal recibida se transmite al instrumento de tierra a través del cable y se registra como una. curva.
(2) Aplicación de curvas
1. Determinar la litología
La conductividad de la formación es el recíproco de la resistividad de la formación. Por lo tanto, las formaciones rocosas con grandes valores de amplitud en la curva de resistividad aparente (como formaciones petrolíferas, formaciones gaseosas, arena compacta). formaciones, etc.) Todos ellos son valores de amplitud bajos, mientras que las capas de baja resistividad (como las capas de lutita) tienen valores de amplitud altos; Lo que se registra directamente en la curva logarítmica de inducción es la conductividad de la formación, que se puede convertir en resistividad de la formación.
2. Determine la capa de petróleo-agua y divida la interfaz petróleo-agua
La curva logarítmica de inducción es extremadamente sensible a la conductividad de la formación, y la conductividad de la capa de agua es significativamente mayor que la de la capa de petróleo. . Cerca de la interfaz petróleo-agua, debido al cambio brusco en la resistividad, la conductividad de la formación cambia bruscamente, lo cual es obvio en la curva logarítmica de inducción.
Figura 3-12 Curva de potencial natural
Figura 3-13 Principio del registro por inducción
V. La densidad de las formaciones rocosas en la sección del pozo es generalmente muy alta o el pozo está lleno de fluido de perforación de alta salinidad, es difícil dividir las formaciones rocosas y determinar la resistividad de las formaciones rocosas utilizando sistemas de electrodos ordinarios. Por lo tanto, para el registro lateral se utiliza un sistema de electrodos con un dispositivo de recolección.
Además del electrodo principal, el sistema de electrodos de registro lateral también tiene un par de electrodos de protección cuya función es hacer que las líneas de energía eléctrica emitidas desde el electrodo de suministro de energía fluyan hacia la formación en una capa horizontal. El objetivo es reducir el fluido de perforación, la influencia de la zona de intrusión y las rocas circundantes superiores e inferiores en los resultados de la medición.
El registro lateral se divide en tres registros laterales, seis laterales, siete laterales y microlaterales según el número de electrodos adicionales y la distancia relativa entre los electrodos. Sus principios de medición son los mismos. A continuación se presentan tres registros laterales como ejemplo.
(1) Principios básicos
El sistema de electrodos de registro de tres lados se muestra en la Figura 3-14. El sistema de electrodos es un cilindro metálico dividido en tres secciones por un material aislante. La sección central se denomina electrodo principal A0 y las dos secciones en ambos extremos se denominan electrodos de protección A1 y A2. Durante el registro, el electrodo principal A0 y los electrodos de protección A1 y A2 reciben corrientes de la misma polaridad y los potenciales de los tres electrodos se mantienen iguales. Dado que el espesor del aislante en el sistema de electrodos es muy pequeño y la longitud del sistema de electrodos es grande, el campo eléctrico del sistema de electrodos es básicamente el mismo que el de un cilindro metálico completo. La corriente I0 del electrodo principal está intercalada entre los electrodos A1 y A2 y está protegida por las corrientes de electrodo I1 e I2. Por lo tanto, la corriente del electrodo principal no puede dispersarse y sólo puede entrar en la formación en forma de un haz de corriente en forma de placa. El valor de resistividad aparente Rs se puede obtener a partir de la ecuación (3-1):
Figura 3-14 Esquema de registro tridimensional
(A): circuito controlable R: resistencia controlable; ; E—fuente de alimentación; G—potenciómetro
Rs=KU0/I0
En la fórmula, K—coeficiente del electrodo, relacionado con el tamaño del electrodo;
U0——potencial del electrodo medido con el potenciómetro G, mV;
I0——corriente del electrodo principal, A.
U0/I0 es la resistencia de puesta a tierra del electrodo principal. Representa la resistencia dieléctrica entre la corriente del electrodo principal transmitida desde el electrodo hasta el infinito. Está representada por R0 y puede considerarse como la resistencia del electrodo principal. fluido de perforación en el pozo y la zona de invasión La suma de la resistencia y la resistencia del terreno. Para fluidos de perforación con alta salinidad, la resistencia del fluido de perforación y la resistencia de la zona de invasión son muy bajas, y la resistencia a la puesta a tierra depende principalmente de la resistencia de la formación.
Por lo tanto, el registro lateral en fluidos de perforación de alta salinidad generalmente tiene mejores capacidades de detección que el registro del sistema de electrodos ordinario.
(2) Características y aplicaciones de la curva
La capa de alta resistencia en la curva de registro lateral es simétrica y el valor máximo está en el punto medio de la formación. Al interpretar, únicamente. se toma el valor máximo, que puede aproximarse mediante El punto de mutación de la curva se delamina y la capacidad de delaminar capas delgadas es mucho más clara que otros registros de resistencia.
Si se utilizan dos curvas de registro tridimensionales con diferente espaciamiento de electrodos, debido a sus diferentes profundidades de detección, se ven afectadas por la resistividad de la zona de invasión del fluido de perforación y la resistividad de la formación rocosa. La diferencia de amplitud entre las dos curvas se puede dividir en capas permeables y capas de petróleo, gas y agua. La diferencia de amplitud entre las curvas de la capa de petróleo y la capa de gas es grande y muestra una diferencia de amplitud positiva; la capa de agua tiene una amplitud pequeña o muestra una diferencia de amplitud negativa.
6. Registro de pozos radiactivos
Al perforar en áreas con alta salinidad del agua de formación, el fluido de perforación a menudo es invadido por sal, lo que hace que la resistividad del fluido de perforación disminuya y el registro de resistividad se realizará. no será posible. El registro radiactivo se basa en las propiedades físicas nucleares de las rocas, utilizando elementos radiactivos presentes en las formaciones rocosas o rayos radiactivos generados artificialmente para estudiar indirectamente los perfiles geológicos de las perforaciones. Debido a que los rayos producidos por elementos radiactivos pueden atravesar materiales metálicos, aún se pueden realizar registros en pozos entubados. Esto facilita la comprensión de la redistribución del petróleo, el gas y el agua después de que los campos de petróleo y gas se ponen en desarrollo. Por lo tanto, el registro radiactivo también se utiliza ampliamente para resolver problemas técnicos en la ingeniería subterránea. A continuación se presentan dos métodos de registro radiactivo comúnmente utilizados.
(1) Registro gamma natural
El registro gamma natural es un método de registro que utiliza la intensidad natural de los rayos gamma de las rocas para estudiar la litología.
1． Dispositivo de registro gamma natural
El circuito esquemático para medir la radiactividad natural de las formaciones rocosas en el pozo se muestra en la Figura 3-15. El dispositivo de registro gamma natural incluye dos partes: instrumentos de fondo de pozo y dispositivos de registro de superficie. El dispositivo principal para registrar rayos radiactivos es un tubo contador de descarga. Cuando un rayo incide en el tubo contador, genera una corriente de señal (pulso), que se envía al dispositivo de registro de tierra a través de un amplificador y un cable. La desintegración de los elementos radiactivos naturales de las rocas emite tres tipos de partículas: rayos alfa, beta y gamma. Dado que los rayos alfa y beta tienen un poder de penetración débil y se absorben antes de llegar al instrumento de medición, los rayos radiactivos recibidos por el instrumento son rayos gamma. Después de que las partículas γ ingresan al tubo de conteo, se emite un pulso desde el tubo de conteo. La intensidad de los rayos está relacionada con el número de veces que un elemento radiactivo se desintegra por segundo, y cada desintegración emite una determinada cantidad de partículas gamma. Cuantos más elementos radiactivos haya en la formación rocosa, mayor será la intensidad de los rayos gamma emitidos por la desintegración y mayor será el valor del pulso por minuto (debido a la desintegración inestable de los elementos radiactivos, la curva medida es irregular).
2． Aplicación de curvas de registro gamma natural
Las curvas de registro gamma natural se pueden combinar con otros datos de registro de pozos o datos de registro geológico para una interpretación integral para determinar la litología de las formaciones rocosas. La piedra de barro tiene una gran capacidad para absorber iones de elementos radiactivos y tiene un valor de amplitud alto en la curva de registro gamma natural; la arenisca, las rocas carbonatadas, el yeso y otras formaciones rocosas muestran valores de amplitud bajos en la curva para las capas de rocas que contienen lodo; Dependiendo del contenido de lodo, su valor de amplitud en la curva está entre los dos anteriores, como se muestra en la Figura 3-16. Además, la curva también puede determinar la permeabilidad de las formaciones rocosas.
Es más fácil seleccionar capas estándar de comparación regional a partir de curvas de registro gamma natural. Por lo tanto, cuando es difícil realizar una comparación estratigráfica con otras curvas de registro de pozos, se pueden utilizar curvas gamma naturales.
Además, el registro de rayos gamma naturales se puede realizar en pozos con revestimiento, por lo que se utiliza ampliamente en registros técnicos de ingeniería, como seguimiento y posicionamiento de disparos, búsqueda de canales de revestimiento externos, etc.
(2) Registro gamma de neutrones
El registro gamma de neutrones es un método de registro radiactivo artificial. Utiliza neutrones generados artificialmente para "bombardear" las formaciones rocosas. Después de que los neutrones chocan con los minerales de la roca y los núcleos del fluido en los poros de la roca, los neutrones pierden energía y finalmente son capturados por los núcleos. neutrones, se excitan. Un núcleo atómico excitado emite rayos gamma cuando pasa de un estado excitado a un estado estable. Para distinguirlos de los rayos gamma naturales, estos rayos se denominan rayos gamma de neutrones o rayos gamma secundarios. Las propiedades de las rocas son diferentes y la intensidad de los rayos gamma secundarios emitidos es diferente. El registro gamma de neutrones estudia los perfiles de perforación midiendo la intensidad de los rayos gamma secundarios emitidos después de que los núcleos de las formaciones rocosas capturan neutrones.
Figura 3-15 Dispositivo de registro de gamma natural
1—Tubo contador de descarga; 2—Amplificador; 3—Fuente de alimentación de alto voltaje; 4—Carcasa del instrumento 5—Dispositivo de registro de tierra; /p>
Figura 3-16: Ejemplo de interpretación de la curva gamma natural
1. Dispositivo de registro gamma de neutrones
El equipo de registro de superficie de registro gamma de neutrones es el mismo que los instrumentos de registro gamma natural a menudo están integrados con herramientas de registro gamma natural. La estructura del dispositivo se muestra en la figura 3-17. : La fuente de neutrones es un dispositivo que genera neutrones; la pantalla de plomo es un dispositivo que elimina la interferencia. Dado que la fuente de neutrones emite neutrones, también produce rayos gamma. resultados de registro de caballos; el tubo de conteo (3) es un dispositivo para registrar rayos gamma secundarios. La distancia desde el punto medio del tubo de conteo hasta la fuente de neutrones se denomina distancia de la fuente de neutrones (L). Generalmente, L es de 60 a 70 cm; El tubo contador (4) es un dispositivo que se utiliza para registrar los rayos gamma naturales.
2． Aplicación de la curva de registro gamma de neutrones
Figura 3-17 Dispositivo de registro gamma de neutrones
1—fuente de neutrones; 2—pantalla de conductores; 3, 4—tubo de conteo 5—dispositivo de registro de tierra;
1) Determinar la litología
La curva de registro gamma natural puede distinguir formaciones de arenisca y lutita en perfiles de rocas clásticas. Si la arenisca también contiene elementos radiactivos, también tendrá una mayor intensidad de radiactividad. Es difícil distinguir este perfil utilizando únicamente una curva logarítmica gamma natural. En este momento, la curva gamma de neutrones se puede combinar con la curva gamma natural. Para las lutitas con más contenido de hidrógeno, la curva gamma de neutrones muestra una amplitud baja, mientras que para las areniscas muestra una amplitud alta.
2) Determinar las capas de petróleo, gas y agua
En áreas que contienen agua de formación con alta salinidad, el agua de formación contiene una gran cantidad de cloruro de sodio y el contenido de cloro en el agua. La capa es mucho mayor que la capa de aceite. En este caso, la curva gamma de neutrones de la capa de agua muestra un valor alto, mientras que la capa de petróleo tiene un valor medio. Esta característica se puede utilizar para dividir la interfaz petróleo-agua. El registro gamma de neutrones es más eficaz para juzgar las capas de gas. El contenido de hidrógeno de las capas de gas es menor que el de las capas de petróleo y agua, y la curva muestra un valor alto.
3) Determinar la porosidad de la formación rocosa
En los poros de la formación rocosa, cuando las propiedades de la solución son ciertas, la amplitud de la curva refleja el tamaño de la porosidad de la formación rocosa.
7. Registro acústico de retardo
El registro acústico de retardo es un tipo de registro que utiliza la velocidad de las ondas sonoras para propagarse en la formación y determinar las características de la roca. Método de formación y distinción de capas de petróleo, gas y agua.
(1) Principio
Como se muestra en la Figura 3-18, un generador de ondas acústicas y dos dispositivos receptores están instalados en el instrumento de fondo de pozo. Los dos receptores y el generador La distancia entre. ellos es diferente. Cuando el generador de ondas sonoras emite una onda sonora de cierta frecuencia a la formación, el primer tiempo de llegada de la primera onda transmitida al receptor a través de la formación es diferente. La diferencia de tiempo entre los dos receptores es Δt (unidad μs, 1μs =). 10-6s). Los receptores generalmente están separados por 0,5 m, es decir, Δt es equivalente al tiempo necesario para que las ondas sonoras pasen 0,5 m en la formación. A medida que la herramienta se eleva en el pozo, se puede obtener la curva de variación de Δt a lo largo del pozo. La velocidad de propagación de las ondas sonoras en las rocas aumenta a medida que aumenta la densidad de la roca. Las rocas con diferentes propiedades tienen diferentes densidades y estructuras, y la velocidad de propagación de las ondas sonoras en las rocas también es diferente. Por tanto, las propiedades de las rocas se pueden estudiar en función de la velocidad de propagación de las ondas sonoras.
Figura 3-18 Principio del registro del tiempo de tránsito acústico
1—Generador de ondas acústicas; 2—Receptor 1; 3—Receptor 2 (2) Aplicación de la curva de tiempo de tránsito acústico
p>1. Determinar la litología
Cuanto más densa es la roca, menor es el Δt del registro de retardo sónico; cuanto más suelta es la roca, mayor es la porosidad y mayor es el Δt.
2． Distinguir entre capas de petróleo, gas y agua
La velocidad de propagación de las ondas sonoras en el agua es mayor que la velocidad de propagación en el petróleo, y la velocidad de propagación en el petróleo es mayor que la velocidad de propagación en el gas natural, por lo que la Los poros contienen diferentes fluidos. Se puede reflejar en la curva de tiempo de tránsito acústico, y la división entre la interfaz petróleo-gas y la interfaz gas-agua es particularmente obvia.
8. Registro del diámetro del pozo
Durante el proceso de perforación, debido al impacto del fluido de perforación, las brocas y las tuberías de perforación en la formación, el tamaño de los diámetros del pozo en las secciones del pozo con diferente litología no es igual.
Al interpretar datos geofísicos y resolver ciertos problemas técnicos de pozos de petróleo y gas, es necesario comprender los cambios en el diámetro del pozo a lo largo del pozo.
(1) Principio de medición
Como se muestra en la Figura 3-19, la pata del instrumento del calibrador resistivo depende de la tensión del resorte para estar en estrecho contacto con la pared del pozo. Cuando cambia el diámetro del pozo, la pata del instrumento gira alrededor del eje de la pata, lo que hace que la leva impulse la biela hacia arriba y hacia abajo. La biela está conectada al extremo deslizante del potenciómetro y la resistencia variable cambia a medida que el instrumento gira. cambios en el diámetro del pozo.
Figura 3-19 Principio de funcionamiento de la pinza resistiva
1—Pata del instrumento; 2—Eje de la pata; 3—Leva; 4—Biela; 5—Resistencia variable (2) Aplicación; de las curvas de registro del diámetro del pozo
Hay una torta de lodo en la pared del pozo de las formaciones rocosas permeables, lo que reducirá el diámetro del pozo, las paredes de lutita y las capas de roca suelta son fáciles de colapsar y el diámetro del pozo disminuirá; se vuelven más grandes; capas duras y densas. El diámetro del pozo es similar al diámetro de la broca. Por lo tanto, la curva del diámetro del pozo se puede utilizar para juzgar aproximadamente la litología de la formación perforada.
Además, la cantidad de cemento cementante se puede calcular en función del diámetro promedio del pozo, el diámetro del casing y la longitud de la sección de cementación. El diámetro del pozo también se puede utilizar como referencia para la interpretación geofísica de los registros del pozo.