Выделение элементов залегания горных пород и оценка их глинистости по акустическому микроимиджеру

Размещено на http://www.allbest.ru/

Выделение элементов залегания горных пород и оценка их глинистости по акустическому микроимиджеру

Коровин Валерий Михайлович,

доктор наук, профессор, ведущий научный сотрудник

В статье говорится про выделение элементов залегания горных пород и про оценку их глинистости по акустическому микроимиджеру.

Несмотря на имеющуюся аппаратуру серии НИД для высокоточного определения угла наклона пластов, трещин и других структурно-текстурных особенностей разреза [1], следует отметить возможности усовершенствованной аппаратуры высокочастотного акустического сканирования стенок скважины.

К приборам из серии микроимиджеровых технологий, выпускаемых ОАО НПФ «Геофизика», относится САТ-4М.

В своё время, при выпуске первых типов аппаратуры аналогичного назначения (САТ-1) в 70-80-х годах прошлого века, проводились сравнительные испытания приборов НИД и CAT, которые показали хорошую сходимость получаемых результатов по выявлению элементов залегания горных пород [2,3]. Преимуществом применения в скважинах новой аппаратуры САТ-4М является его большая функциональность (больший круг решаемых задач) по сравнению с аппаратурой НИД, хотя, безусловно, для решения каких- то специальных задач в некоторых случаях прибор НИД может оказаться предпочтительнее.

Учитывая аналоговую запись, как единственно возможную в то время (каротаж на фотобумагу), метод высокочастотного акустического зондирования (в обиходе «скважинный акустический телевизор» (CAT)) не мог развиваться в виду необходимости обработки большого объёма исходной информации. Эта причина являлась сдерживающим фактором и для другого широко применяемого сейчас акустического метода - волнового акустического каротажа (ВАК). Толчок в своём развитии метод высокочастотного акустического зондирования, как и его собрат ВАК, получил с широким внедрением компьютерной техники[4,5].

Благодаря появлению цифровой обработки исходных данных, метод CAT расширил и увеличил свои возможности по точности замеряемых параметров и по области применения[7].

1. Появился дополнительный канал записи аппаратуры, который позволяет фиксировать время прохождения ультразвукового пучка с момента посылки до времени его возвращения, так называемый временной канал записи.

2. Появился датчик, фиксирующий время прохождения ультразвука по промывочной жидкости. Используя показания этого датчика, появилась возможность градуировки временного канала аппаратуры в единицах длины (мм). Таким образом, прибор начинает работать в режиме акустического микропрофилемера[6].

Выявление углов падения (наклона) пластов возможно при использовании следующей формулы:

скважинный акустический пласт аппаратура

где: х - угол падения пласта, А - видимая амплитуда синусоиды, характеризующая пласт, М - масштаб записи, d - диаметр скважины.

Применение указанной формулы поясним на примере. На рис.1 представлен интервал каротажа одной из скважин. На глубине 2429- 2430 метров отмечается наклонный пропласток, отмечающийся в виде синусоиды как на амплитудном, так и на временном канале записи. С учётом приведённой выше формулы угол наклона пропластка 2,5° с юга на север[8,9].

Рисунок 1 Пример скважины с имеющимся наклонным пропластком

Рисунок 2 Пример скважины с имеющейся слоистой глинистостью и одиночными кавернами

где: К - коэффициент глинистости, H_i - мощность каждого глинистого i-ro пропластка, Н_o - общая мощность пласта.

2. С западной стороны горной выработки скважина вскрыла каверны (на глубинах 2464,9 м и 2467,1 м). Размеры их можно оценить по вертикали 15-20 мм, по горизонтали до 24 мм.

3. Учитывая приуроченность указанных выше одиночных каверн к западной стенке скважины и их отсутствие в развёртке с других сторон вскрытого пласта, можно констатировать, что каверны, скорее всего, не имеют широтного или меридианального простирания в глубину пласта, что подразумевает (учитывая имеющуюся слоистую глинистость) тупиковый характер их распространения[10,11].

В работе Ильинского В.М. и Лимбергера Ю.А. правильно указаны ограничения применения метода отражённых волн, реализованного в аппаратуре серии CAT, которые в то время не дали возможности к его развитию. Одним из важнейших была чувствительность аппаратуры к изменению сечения ствола скважины (не только к присутствию каверн, но и к желобам), наличию неровностей стенок ствола, нестабильности положения прибора в скважине[12]. Полностью соглашаясь с этим, отмечаем, что данная проблема (области, отмеченные серым цветом на приведённых рисунках) решена путём программного обеспечения корректировки временного канала записи аппаратуры (каналы Т_кор на рис.1 и 2.)[13,14].

Выводы

Из представленного материала видно, что с помощью акустического микроимиджера возможно определение элементов залегания горных пород и оценка коэффициента глинистости слоистых горных пород.

Список литературы

1. Назаров В.Ф., Валиуллин Р.А., Вильданов Р.Р., Гареев Ф.З., Закиров А.Ф., Зайцев Д.Б., Минуллин Р.М., Мухамадеев Р.С. Способ определения заколонного движения жидкости в нагнетательной скважине //патент на изобретение RUS 2171373 09.11.2000.

2. Назаров В.Ф. О влиянии скорости и направления движения скважинного прибора при регистрации термограмм //Каротажник. 2001. № 80. С. 121.

3. Назаров В.Ф., Федотов В.Я. Применение термометрии для определения места нарушения герметичности эксплуатационной колонны способом продавки жидкости //Каротажник. 2000. № 67. С. 74.

4. Назаров В.Ф. Влияние дроссельного эффекта в пласте на распределение температуры в зумпфе нагнетательной скважины //Нефтяное хозяйство. 1985. № 1203. С. 9.

5. Закиров А.Ф., Миннуллин Р.М., Назаров В.Ф., Мухамадиев Р.С., Вильданов Р.Р. Способ исследования на герметичность нагнетательной скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами //патент на изобретение RUS 2166628 26.06.2000.

6. Назаров В.Ф. Термометрия водонагнетательных скважин нефтяных месторождений //диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа, 2002.

7. Назаров В.Ф., Валиуллин Р.А., Адиев Я.Р., Азизов Ф.Ф. Способ исследования нагнетательных скважин //патент на изобретение RUS 2121572.

8. Ленский В.А., Ахтямов Р.А. Выявление и оценка тектонической трещиноватости по данным непродольного вертикального сейсмического профилирования // Каротажник. 2012. № 3. С. 83-91.

9. Иркабаев Д.Р., Ленский В.А., Адиев А.Я. Скважинная сейсморазведка: эффективность, технологии и возможности // Бурение и нефть. 2014. № 5. С. 35-40.

10. Адиев Я.Р., Валеев Г.З., Коровин В.М., Ленский В.А., Шилов А.А., Хакимов Х.Г. Способ измерения глубины при геофизических исследованиях нефтяных и газовых скважин (варианты) //патент на изобретение RUS 2375568 30.09.2008.

11. Ленский В., Каплин И. Оценка рисков //Экономика и ТЭК сегодня. 2009. № 11. С. 29.

12. Ленский В.А., Адиев Р.Я., Ахтямов Р.А., Бачурин Н.А., Шапоренко С.Н. Эффективность применения нвсп на нефтяных объектах западного оренбуржья //Технологии сейсморазведки. 2008. № 4. С. 87-92.

13. Ленский В.А., Еникеев В.Н., Ишбулатова А.Л., Чижов С.И., Делия С.В., Брыжин А.А. О возможности оценки проницаемости карбонатных коллекторов по упругим свойствам //Каротажник. 2005. № 1. С. 90-100.

14. Ленский B.А. Проблемы интерпретации волнового поля при ВСП //Геофизика. 2004. № 4. С. 13-18.

Размещено на Allbest.ru