Registro de imágenes de pozo
6.2.1 Registro de imágenes de microresistividad de formaciones
El registro de imágenes de microresistividad de formaciones se desarrolló a partir de medidores de inmersión de estratigrafía de formación de alta resolución y se desarrolló por primera vez con el Silen The Training. La herramienta de registro de imágenes de microresistividad FMS (Formation Micro Scanner) lanzada por Becher Company en la década de 1980 es un ejemplo representativo. FMS puede proporcionar imágenes que reflejan la resistividad de la formación alrededor de la pared del pozo. Ha logrado grandes ventajas en la evaluación de formaciones y aplicaciones geológicas desde su lanzamiento, lo que también ha promovido el rápido desarrollo de esta tecnología. Schlumberger ha realizado tres mejoras importantes en FMS en menos de tres años, lanzando la herramienta de registro de imágenes de escaneo de microresistividad de paso total FMI (Fullbore MicroscanImager). Atlas Company y Halliburton Company también hicieron lo mismo y lanzaron STAR Imager y EMI (ElectricalMicro Imaging). A continuación se presentará principalmente la herramienta de registro de imágenes de escaneo de microresistividad de diámetro total FMI de Schlumberger.
6. 2. 1. 1 Estructura del instrumento FMI y principio de medición
El instrumento FMI consta principalmente de 5 partes, que incluyen telemetría, control, boquilla de aislamiento, boquilla de adquisición y medición. , la placa y la sonda se muestran en la Figura 6.2.1 (a).
1) Parte de Telemetría. Utilizado para transmitir datos, la información de formación recopilada mediante el escaneo de electrodos de botón y varios valores de medición auxiliares y de control se envían a la superficie a través del cable de registro. La velocidad de transmisión de datos es de 200 kb/s.
Figura 6. 2. 1 Diagrama de estructura y principio de medición del FMI
2) Parte de control. El bucle de control automático en la subsección de control puede amplificar las señales que describen las características de la roca, ampliar el rango dinámico del instrumento, verificar periódicamente el estado de funcionamiento de cada rama y proporcionar retroalimentación al ingeniero de registro para lograr un control óptimo de los instrumentos de fondo de pozo. lo que mejora la flexibilidad del uso del instrumento y facilita la operación del instrumento, de modo que los tres métodos de registro puedan recopilar los datos requeridos en el menor tiempo.
3) Tetina aislante. Puede aislar la sonda de la carcasa del circuito electrónico, de modo que la corriente fluya desde la placa a tierra y de regreso a la carcasa del circuito electrónico, y exista una cierta diferencia de potencial entre los dos. Una ventaja de esta disposición es que el FMI puede servir como electrodo de retorno de gama baja para el ARI al combinar troncos.
4) Recoge la pieza de articulación de cachorro y inclinómetro. La boquilla de adquisición tiene las siguientes funciones: filtrar componentes de CC, como SP, a partir de datos de microconductividad; digitalizar la señal para mejorar la antiinterferencia de la señal; filtrar la señal digital para mejorar la relación señal-ruido; Señal digital para determinar la amplitud en fase de los datos de microconductividad de la formación.
La parte de medición de inclinación puede medir la orientación de inclinación del instrumento y el pozo, así como el ángulo de inclinación del pozo. La precisión de la medición del ángulo de acimut es de 2° y el ángulo de inclinación del pozo es de 0, 2°. También se puede medir la aceleración del instrumento, que se utiliza para corregir la velocidad durante el procesamiento de imágenes y el cálculo de la inclinación.
5) Placa y sonda. La parte de la placa consta de un conjunto de electrodos de botón y circuitos electrónicos de alta precisión. Los circuitos electrónicos se utilizan para muestrear, detectar y amplificar señales de electrodos de botón para garantizar la resolución y claridad de la imagen. El diseño de la placa permite que el instrumento tenga una respuesta confiable en pozos muy desviados o en pozos horizontales.
El instrumento tiene 4 brazos de empuje mutuamente perpendiculares. Cada brazo de empuje está equipado con dos placas de electrodos. La parte superior es la placa principal y la parte inferior es la placa plegable, como se muestra en la Figura 6.2. 1(b). Después de abrir las placas plegables, pueden adaptarse automáticamente a la forma del pozo y acercarlas a la pared del pozo. Esto garantiza que cuando el cuerpo principal del instrumento no esté paralelo al eje del pozo, cada placa aún pueda estar dentro. estrecho contacto con la pared del pozo. Hay dos filas de electrodos de botón instalados en el centro de cada placa, cada fila tiene 12 electrodos y un total de 192 electrodos están instalados en las ocho placas. El diámetro del electrodo del botón es de 4, 1 mm (0, 16 pulgadas) y el diámetro exterior del anillo aislante que lo rodea es de 6, 1 mm (0, 24 pulgadas) y el espacio entre las dos filas de electrodos es de 7,62 mm (0,3 pulgadas); ), los dos superiores e inferiores Las filas de electrodos están escalonadas entre sí, y la distancia lateral entre los electrodos superior e inferior es el radio del electrodo de 0,08 pulgadas (2,05 mm), lo que significa que la mitad de los electrodos se superponen entre los dos electrodos [Figura 6.2.1(b)], por lo que durante la medición, dentro del rango controlado por el conjunto de electrodos, los electrodos pueden escanear completamente todas las superficies de las paredes del pozo, lo que se denomina escaneo completo del pozo. La resolución del instrumento es de 0,2 pulgadas (5,1 mm).
El principio de medición del FMI se muestra en la Figura 6.2.1(a). El circuito de corriente es electrodo superior - formación - electrodo inferior. El electrodo superior es la carcasa del circuito electrónico del instrumento y el electrodo inferior es la placa. Durante la medición, las ocho placas están cerca de la pared del pozo y el sistema de registro de imágenes de la superficie controla la emisión de corriente a la formación, registrando la corriente y el voltaje aplicado de cada electrodo, lo que refleja los cambios en la microresistividad de la formación alrededor. la pared del pozo. FMI puede realizar 3 modos de registro de pozos.
1) Modo pozo completo. Las mediciones se realizaron con 192 electrodos de botón. En el pozo de 6 1/4 pulgadas, la cobertura de la pared del pozo es del 93%; en el pozo de 8 1/2 pulgadas, la cobertura de la pared del pozo es del 80%; en el pozo de 12 1/4 pulgadas, la cobertura de la pared del pozo es del 50%;
2) Modo placa cuadrupolo.
Usando solo cuatro placas principales, este modo es similar al registro FMS y es adecuado para áreas con formaciones familiares. Puede ahorrar costos y aumentar la velocidad de registro.
3) Modelo de buzamiento del estrato. Utilizando sólo ocho electrodos de medición en cuatro placas, se pueden obtener los mismos resultados que una herramienta de registro de buzamiento de formación de alta resolución.
6.2.1.2 Procesamiento de datos
El mapeo de la información de medición del FMI a la imagen de microresistividad de la pared del pozo requiere los siguientes pasos de procesamiento.
(1) Preprocesamiento
1) Ganancia automática y corrección de corriente. El rango dinámico de la resistividad de la formación medida cambia mucho para que el rango dinámico de la corriente del electrodo medida cambie correspondientemente, es necesario lograrlo mediante el control automático de ganancia y el cambio de la corriente de suministro de energía.
2) Detección y compensación de fallos en electrodos. Al analizar el histograma de distribución de corriente de cada corriente de electrodo en el segmento de ventana de procesamiento seleccionado, se elimina la información del electrodo cuya corriente de electrodo no cambia con la formación y el electrodo fallido se mide utilizando la interpolación de los valores de medición en el correspondiente puntos de medición del valor efectivo de los electrodos adyacentes.
3) Corrección de velocidad y posicionamiento de orientación de electrodos. El primer paso es utilizar la información de medición del acelerómetro de tres componentes para mapear la información de medición actual en el dominio del tiempo del electrodo de matriz en la información de medición del dominio de profundidad, es decir, determinar la profundidad de cada punto de medición. El método de corrección es completamente equivalente a la corrección de velocidad del registro de buzamiento de la formación. El segundo paso utiliza la información de medición del flujo magnético de tres componentes y la información de medición de la aceleración para determinar el ángulo de acimut de cada electrodo con respecto al polo norte magnético.
Además, la información (o curva) medida por cada electrodo también debe estar "alineada en profundidad". Dado que la distancia entre las dos filas de electrodos en la placa es de 0,3 pulgadas, cuando no se realiza la alineación profunda, la anomalía mostrada por las dos filas de electrodos tiene un desplazamiento de profundidad. Los electrodos de la placa del ala (es decir, la placa plegada) están a 5,7 pulgadas de los electrodos de la placa principal y la anomalía mostrada tiene un desplazamiento de profundidad mayor. Al procesar píxeles, los resultados de la medición de cada electrodo primero deben alinearse en profundidad. La Figura 6.2.2 muestra la visualización de anomalías del electrodo antes y después de la alineación en profundidad.
El procesamiento anterior también se denomina preprocesamiento de registro de imágenes y el objetivo es obtener un conjunto de información de imagen con la posición espacial correcta del electrodo. Reconstruido en una imagen de pared de pozo.
Figura 6.2.2 Curva de resistividad FMI antes y después de la alineación en profundidad
(2) Convertir en imagen de intensidad
Para convertir la corriente de cada electrodo de botón Es una imagen de intensidad variable, que se muestra en 16 niveles de escala de grises en la imagen de salida. En la estación de trabajo de interpretación se pueden utilizar 256 escalas de color para mostrar la imagen. Cada punto "píxel" de la imagen corresponde a un rango específico. del nivel actual. Generalmente existen dos esquemas para seleccionar escala de grises y niveles de color, la llamada normalización "estática" y la normalización "dinámica". También llamado procesamiento de ecualización.
1) Normalización "estática". Dentro de un intervalo de profundidad mayor (correspondiente a un cierto intervalo o a un cierto intervalo de yacimiento), la respuesta del instrumento se normaliza, es decir, la resistividad representada por un color específico en una profundidad es diferente de la resistividad representada por el color en otra profundidad. profundidad. Lo mismo significa que la resistividad a esa profundidad es la misma. La ventaja de esta normalización es comparar la resistividad a través de escala de grises y comparación de colores en una sección de pozo más larga. Su inconveniente es que no puede distinguir cambios en la microresistividad dentro de un rango pequeño. La Figura 6.2.3 (a) es la imagen de imagen después del procesamiento de normalización "estática".
Figura 6.2.3 Imagen FMI
2) Normalización "dinámica". Es decir, en una sección corta del pozo, la profundidad del gris y la intensidad del color se seleccionan para representar el nivel actual, de modo que pueda reflejar los cambios en la microresistividad en el rango local, de modo que la estructura de la roca, Las fracturas, etc. de la pared del pozo se pueden estudiar de manera más detallada. Los cambios, generalmente la longitud de la ventana longitudinal son de 3 pies. La ventaja de este método es que puede mostrar los cambios relativos en la microresistividad en un rango local. La Figura 6.2.3 (b) es una imagen de la misma sección del pozo después del procesamiento de normalización "dinámica". En comparación con la Figura 6.2.3 (a), puede dividir los cambios en las formaciones en la pared del pozo con más detalle, especialmente. en la parte superior del perfil, que muestra claramente los cambios en el lecho estratigráfico, etc., pero no hay tal visualización en la Figura 6.2.3 (a).
3) Visualización gráfica. Cuando un plano es perpendicularmente tangente al cilindro del pozo, la pared del pozo forma una línea recta en el diagrama desplegado de 0° a 360°. Cuando un plano se cruza oblicuamente con el cilindro del pozo, la pared del pozo y el plano de intersección oblicua cortan una elipse, que aparece como una curva sinusoidal en el diagrama desplegado de 0° a 360° cuanto mayor es el ángulo entre el plano y el. eje del pozo, la curva sinusoidal La amplitud también es mayor y el ángulo de inclinación y la dirección del plano se pueden determinar a partir del diagrama ampliado (Figura 6.2.4). A partir de esta visualización de imágenes se puede determinar el lecho de la formación o la aparición de fracturas, de modo que se puedan estudiar las características geológicas relevantes de la formación alrededor del pozo mediante imágenes del pozo.
6.2.1.3 Interpretación y aplicación de datos
Existe una diferencia de resistividad entre rocas en formaciones adyacentes, la cual se reflejará en la imagen FMI cuanto mayor sea la diferencia de resistividad; La diferencia reflejada en la imagen se vuelve más evidente. En las imágenes FMI, la litología de alta resistividad corresponde a imágenes de colores claros, como formaciones que contienen petróleo y gas, capas estrechas, etc.; la litología de baja resistividad corresponde a imágenes de colores oscuros, como lutitas y fluidos de perforación ( fluido de perforación a base de agua) Grietas, etc.
La interpretación de imágenes de FMI requiere un conocimiento geológico relativamente rico, porque diferentes fenómenos geológicos pueden mostrar imágenes iguales o similares en las imágenes de FMI, como poros disueltos y partículas de arcilla altamente conductoras o minerales altamente conductores que aparecen en negro. manchas en imágenes de FMI.
Es necesario utilizar las leyes geológicas y el conocimiento geológico para escalar las imágenes FMI y distinguir diferentes fenómenos geológicos para obtener resultados de interpretación correctos.
Las imágenes FMI se pueden utilizar para identificar grietas y poros disueltos en rocas, y también se pueden utilizar para explicar las características estratigráficas de los poros, las fases sedimentarias, la estructura estratigráfica y realizar comparaciones litológicas.
Figura 6.2.4 Características de visualización de las imágenes de pozo
Las principales aplicaciones geológicas de las imágenes FMI incluyen los siguientes aspectos: ① identificación y evaluación de fracturas; ② interpretación de la estructura geológica; ③ interpretación de sedimentación de formaciones; de facies y ambiente de depósito; ④ evaluación del yacimiento; ⑤ determinación de la dirección de la tensión in situ; ⑥ localización y orientación de la profundidad del núcleo; ⑦ análisis y evaluación de capas delgadas de alta resolución.
Por lo general, en un área, se seleccionan pozos con parámetros representativos para la extracción de núcleos y se realiza un registro de imágenes de escaneo de microresistividad de diámetro completo. A través de una comparación detallada con la columna central, se estudian las características geológicas relevantes del pozo. A través de la visualización en imágenes de pared, estas características se pueden utilizar plenamente para resolver problemas geológicos. A continuación se utilizan algunos ejemplos para ilustrar su aplicación.
La imagen (a) de la Figura 6.2.5 muestra claramente el lecho y las fracturas de la formación, y la imagen (b) indica claramente las fracturas de ángulo bajo y las fracturas de ángulo alto. La Figura 6.2.6 muestra hoyos, bandas fangosas, conglomerados arenosos y cantos rodados.
Figura 6.2.5 Lecho de estratos y fracturas mostrados en imágenes de FMI
Figura 6.2.6 Vugs, franjas fangosas, conglomerados arenosos y cantos rodados mostrados en imágenes de FMI (a ) agujeros (; b) franjas fangosas; (c) conglomerado arenoso; (d) conglomerado de rocas
Debido a su alta resolución, el registro de imágenes de microresistividad de la formación es útil para identificar capas delgadas y cambios de poros. Tiene amplias perspectivas de aplicación en términos de fracturas y características de sedimentación. Por lo tanto, es necesario seleccionar varios pozos con parámetros representativos o pozos clave en un área para realizar el registro de imágenes de escaneo de microresistividad de la formación y compararlos con los núcleos para descubrir los patrones cambiantes de las características geológicas del área, lo que puede afectar en gran medida. reducir la extracción de muestras. El número de pozos también puede proporcionar información geológica importante y rica para la exploración y el desarrollo de campos petroleros.
6. 2. 2 Registro de imágenes acústicas de paredes de pozo
Borehole Television (BHTV, Borehole Television) desarrollado por Mobile Company a fines de la década de 1960 fue el primer tipo de equipo de imágenes de fondo de pozo utilizado en pozos petroleros. Downhole TV es como un escaneo ultrasónico de la pared del pozo, que puede registrar imágenes continuamente de la pared del pozo. Las primeras imágenes de registro mostraron algunos fenómenos interesantes en la pared del pozo, como fracturas, colapsos, interfaces litológicas importantes y perforaciones y conexiones del revestimiento. Amoco, Shell y Arco han ido mejorando sucesivamente esta tecnología. Todas las compañías petroleras ofrecen hoy en día mediciones ultrasónicas de imágenes de pozos. Aunque también se realizaron algunos experimentos de refracción, todas las mediciones de imágenes ultrasónicas del pozo se realizaron en modo de reflexión. Estos instrumentos más nuevos todavía utilizan la mayoría de los componentes de la televisión de fondo de pozo original, excepto que el término "televisión" ha sido reemplazado por "imágenes por ultrasonido" o "escaneo". Los instrumentos de registro de imágenes ultrasónicas representativos actuales incluyen: USI (Ultra Sonic Imager) de Schlumberger y el generador de imágenes de pozo ultrasónico UBI (Ultrasonic Borehole Imager), el instrumento de registro de imágenes sónicas circunferenciales CBIL (CircumferentialBorehole Imaging Log) de Atlas, el escáner acústico de pozo circunferencial CAST (Circumferential AcousticScanning) de Halliburton. Tool), y televisores de fondo de pozo en yacimientos petrolíferos nacionales del norte de China, etc. Estos instrumentos se pueden utilizar para registrar pozos abiertos y pozos revestidos llenos de agua limpia, petróleo crudo, lodo conductor y no conductor, y no se pueden usar en pozos vacíos.
6. 2. 2. 1 Principio de medición
El componente central del instrumento es un transductor ultrasónico hecho de material cerámico piezoeléctrico que se utiliza como transmisor y receptor. Es impulsado por un motor y puede girar 360° bajo tierra [Figura 6.2.7 (a), (b)]. Normalmente se utiliza un pulso eléctrico de 1500 Hz para excitar el transductor, lo que hace que emita ondas ultrasónicas. Las ondas sonoras se propagan a lo largo del fluido de perforación del pozo, se reflejan en las paredes del pozo y regresan al transductor. El transductor convierte la señal acústica recibida en una señal eléctrica y luego la envía al sistema de tierra a través de circuitos electrónicos. La frecuencia de funcionamiento de los transductores en los primeros instrumentos era de aproximadamente 1,3 MHz, que se ha reducido a varios cientos de kHz en los instrumentos actuales. Hay un acelerómetro y un magnetómetro de tres ejes en el instrumento de fondo de pozo para obtener la orientación del instrumento. Utilizando esto como marca de referencia (cero del instrumento), se puede obtener la orientación del pulso emitido por el transmisor.
Tutorial de registro de pozos geofísicos Figura 6. 2. 7 Principio de medición del registro de imágenes acústicas de la pared del pozo | (a) Diagrama estructural del motor impulsor, transductor y magnetómetro (b) Pulso acústico del transductor Diagrama esquemático de líneas de escaneo en la pared del pozo; (c) Señal de pulso-eco medida
El instrumento puede medir dos parámetros: ① La amplitud de la señal de eco recibida por el transductor ② La onda sonora del transductor El tiempo de viaje al; pared del pozo y de regreso al transductor también se denomina tiempo de propagación o tiempo de viaje en dos direcciones [Figura 6.2.7 (c)].
Los cambios en la impedancia acústica de la roca provocarán cambios en la amplitud de la señal del eco y los cambios en el diámetro del pozo provocarán cambios en el tiempo de propagación. La amplitud de la onda reflejada medida y el tiempo de propagación se muestran como una imagen de acuerdo con la orientación de 360° en el pozo, que puede ser una imagen en escala de grises o una imagen en color. Algunas diferencias características en la imagen pueden revelar las características de la litología y la geometría subterránea. Cambios como zonas de erosión, grietas y agujeros.
Los principales factores que afectan la resolución de las herramientas de registro de imágenes ultrasónicas incluyen principalmente los siguientes aspectos: ① Frecuencia de trabajo del transductor; ② Fluido de perforación en el pozo; ③ Distancia de medición; ⑤ Propósito El ángulo de inclinación de la capa; ⑥ La diferencia de impedancia de onda de la roca.
6. 2. 2. 2 Procesamiento de datos
Después de recibir la señal acústica, el transductor ultrasónico la convierte en una señal eléctrica. Esta señal eléctrica es una señal analógica. En los primeros registros de imágenes de televisión de fondo de pozo, las señales analógicas de los instrumentos de fondo de pozo no podían corregirse ni procesarse después de transmitirse a la superficie. La tecnología de imágenes digitales puede utilizar una variedad de métodos para procesar diversas señales, optimizar los parámetros de la imagen y obtener imágenes de alta calidad. El procesamiento de datos de registro de imágenes acústicas de paredes de pozo incluye procesamiento de imágenes y salida de imágenes.
(1) Procesamiento de imágenes
Las principales tareas del procesamiento de imágenes incluyen: ① Mediación de señales, realizar las correcciones necesarias y escalar los datos de registro sin procesar para eliminar interferencias y mejorar la calidad de los datos; mejora, procesamiento de imágenes de registro de pozos para mejorar la claridad de la imagen y los efectos visuales; ③ Análisis de imágenes, realización de interpretación geológica de imágenes de registro de pozos y conteo de fracturas;
(2) Salida de imagen
Los formatos de salida de imagen incluyen: ① Diagrama de expansión del plano de la pared del pozo, que también es el diagrama más utilizado. Hay dos tipos, diagrama de amplitud y tiempo de propagación. diagrama, generalmente dos Los tipos de imágenes se muestran uno al lado del otro para comparación e interpretación mutua (Fig. 6.2.8) Estereograma del pozo (Fig. 6.2.9); imagen, trazas de fractura y parámetros de grieta; ⑤ Diagrama de curva de parámetro de fractura, que incluye imagen de amplitud y cuatro curvas de parámetro de densidad de grieta, longitud de grieta, ancho de grieta y relación de superficie de grieta. ⑥ Diagrama de forma de onda de amplitud de eco, hay dos representaciones de forma de onda, una es; Vertical y el otro es horizontal; ⑦ Diagrama de forma de onda del diámetro del pozo acústico, que también tiene dos modos de expresión: vertical y horizontal ⑧ Diagrama de fractura de Schmidt, que utiliza iconos para representar las fracturas en un hemisferio según su aparición, desde la dirección hacia afuera; el centro de la esfera indica inclinación y el sentido de las agujas del reloj indica inclinación. Además, existen tablas de datos de crack y tablas de datos de agrupación de crack.
Figura 6. 2. 8 diagrama de amplitud de expansión de la pared del pozo y diagrama de tiempo de propagación
Figura 6. 2. 9 diagrama de amplitud de expansión de la pared del pozo y vista tridimensional
Imagen Los colores de salida son generalmente blanco y negro y color (Tabla 6.2.1). La imagen en blanco y negro es en realidad una modulación en escala de grises. Generalmente se estipula que el negro representa una amplitud de eco débil o un tiempo de propagación largo, mientras que el blanco representa una amplitud de eco fuerte o un tiempo de propagación corto. La imagen en color es en realidad un pseudocolor. El valor de intensidad de la señal de modulación se divide en 256 (0,..., 255) niveles. Diferentes valores de intensidad corresponden a diferentes colores. Hay muchos esquemas diferentes, como el esquema negro-rojo-amarillo-blanco y el esquema rojo-blanco-verde.
Tabla 6. 2. 1 Esquema de clasificación de colores de imágenes
6. 2. 3 Interpretación y aplicación de datos
Ampliar la imagen de amplitud en el pozo. plano de la pared Arriba: ① Cualquier estructura que se interseca con el pozo, ya sea oblicua o verticalmente, tiene simetría especular en su forma de línea característica y rayones en la superficie del pozo causados por herramientas de perforación, cables de registro y herramientas de pesca, etc., generalmente, Es imposible producir este tipo de línea característica simétrica especular (Fig. 6.2.8). ② Las fracturas naturales, agujeros, grietas del revestimiento, perforaciones, etc. en los pozos de revestimiento aparecen como líneas o áreas características negras; las paredes duras y lisas del pozo que carecen de estructuras aparecen como un área blanca debido a las fuertes señales de reflexión [Figura 6 2.9]. ③ Las fracturas planas (o planos de lecho) que se cruzan con el pozo de manera oblicua son sinusoidales negras (Figura 6.2.8). Las fracturas horizontales planas que se cruzan con el pozo pueden considerarse como un caso especial de fracturas inclinadas, que aparecen como un registro transversal del pozo; El segmento de línea horizontal del gráfico. ④ La estructura vertical que intersecta el pozo aparece como una línea recta vertical; cualquier desviación de la estructura vertical, como la depresión cerca del centro de la fractura vertical en la imagen, aparece como una curva. ⑤ Los agujeros en la pared del pozo aparecen como puntos aislados de forma irregular (Figura 6.2.8).
En el diagrama de tiempo de propagación de la expansión en el plano del pozo: ① Las fracturas abiertas que se cruzan con el pozo tienen formas de líneas características similares a las del diagrama de amplitud. ② La pared del pozo se derrumba, el pozo está deformado, la carcasa está corroída y dañada, etc.
Actualmente, el registro de imágenes acústicas de pozo juega un papel importante en el campo petrolero y puede usarse para resolver los siguientes problemas relacionados:
1) Alta resolución dentro de un rango espacial de 360° Medición el diámetro del pozo a un ritmo elevado, analice la geometría del pozo (Figura 6.2.8, Figura 6.2.10) y estime la dirección de la tensión in situ;
Figura 6. 2. 10 Estereograma del pozo 1in≈ 2. 54cm
2) Determinar el espesor de la formación y el ángulo de buzamiento;
3) Detectar fracturas, identificar fracturas y dividir zonas de fractura (Figura 6. 2. 8);
4) Analizar la morfología y estructura de la formación;
5) Devolver la extracción de muestras de la pared del pozo (Fig. 6. 2. 11);
6) Medir el diámetro interior del casing y los cambios de espesor para verificar la calidad de la perforación y el daño del casing;
7) Evaluación de la adhesión del cemento.
Figura 6. 2. 11 Localización del núcleo utilizando imágenes BHTV