Оценка продуктивности скважин при добыче нефти и газа.

Введение

Оценка того, способны ли скважины, пробуренные для добычи нефти или газа, обеспечить прибыльную добычу.

В разведке и разработке нефтяных месторождений оценка пласта используется для определения способности скважины добывать нефть. По сути, это процесс "распознавания коммерчески успешной скважины в процессе бурения". Современное роторное бурение обычно использует тяжелый буровой раствор в качестве смазки и для создания обжатия на поверхность пласта в скважине, предотвращая фонтанирование. Только в редких и катастрофических случаях нефтяные и газовые скважины дают фонтан изливающейся нефти. В реальности это – фонтанное извержение, а как правило, и финансовая, и экологическая катастрофа. Однако контроль фонтанирования имеет свои недостатки: фильтрат бурового раствора проникает в пласт вокруг скважины, а глинистая корка оседает на стенках скважины. Эти факторы затрудняют выявление возможного присутствия нефти или газа даже в очень пористых пластах. Дополнительную сложность представляет широкое распространение небольших количеств нефти в породах многих осадочных бассейнов. Фактически, если в осадочном бассейне полностью отсутствуют следы нефти, дальнейшее бурение там нецелесообразно. Задача оценки пласта заключается в ответе на два вопроса: каковы нижние пределы пористости и проницаемости, а также верхние пределы водонасыщенности, которые обеспечивают прибыльную добычу из конкретного пласта или продуктивной зоны; в конкретном географическом районе; в конкретной экономической ситуации. Превышают ли какие-либо из пластов в рассматриваемой скважине эти нижние пределы? Задача осложняется невозможностью непосредственного изучения пласта. Иными словами, это проблема косвенного изучения пласта.

Инструменты оценки образования

Инструменты для обнаружения нефти и газа развиваются уже более века. Самый простой и прямой инструмент – это исследование шлама. Некоторые старые нефтяники растирали шлам между зубами и пробовали на вкус, чтобы определить наличие сырой нефти. Сегодня геолог скважины или грязевик использует стереоскопический микроскоп малой мощности для определения литологии разбуриваемой породы и оценки пористости и возможного нефтепроявления. Для исследования шлама на предмет флуоресценции используется портативная ультрафиолетовая камера или "Spook Box". Флуоресценция может указывать на нефтепроявление или наличие флуоресцентных минералов. Их можно различить, поместив шлам в растворитель в чашке Петри или воронкообразной чаше. Обычно в качестве растворителя используется тетрахлорэтан. Сырая нефть растворяется, а затем повторно осаждается в виде флуоресцентного кольца при испарении растворителя. Письменный отчет об этих исследованиях называется "пробным журналом" или "мудлогом". Исследование шлама – это приобретенный навык. В процессе бурения куски породы, обычно диаметром менее, отрезаются долотом со дна скважины. Буровой раствор, выходящий под высоким давлением из отверстий в долоте, выносит шлам на поверхность. Во время подъема шлама на поверхность он может циркулировать вокруг вращающейся бурильной колонны, смешиваться с падающим вниз шламом, обломками, осыпающимися со стенок скважины, и шламом, движущимся с разной скоростью в одном направлении вверх. Затем шлам отделяется от бурового раствора на вибросите и собирается в кучу у его основания. Определение типа породы, которая бурится в данный момент, зависит от знания "времени запаздывания" между отрезком породы долотом и моментом ее поступления на поверхность, где ее исследует геолог скважины (или грязевик, как их иногда называют). Образец шлама, взятый в нужное время, содержит текущий шлам в смеси с ранее пробуренным материалом. Распознать его бывает очень сложно, например, после "подъема колонны", когда несколько километров бурильной колонны извлекаются и возвращаются в скважину для замены затупившегося долота. В это время из стенок скважины вымывается большое количество постороннего материала (вывалов), что значительно усложняет работу грязевика.

Tools to detect oil and gas have been evolving for over a century. The simplest and most direct tool is well cuttings examination. Some older oilmen ground the cuttings between their teeth and tasted to see if crude oil was present. Today, a wellsite geologist or mudlogger uses a low powered stereoscopic microscope to determine the lithology of the formation being drilled and to estimate porosity and possible oil staining. A portable ultraviolet light chamber or "Spook Box" is used to examine the cuttings for fluorescence. Fluorescence can be an indication of crude oil staining, or of the presence of fluorescent minerals. They can be differentiated by placing the cuttings in a solvent filled watchglass or dimple dish. The solvent is usually carbon tetrachlorethane. Crude oil dissolves and then redeposits as a fluorescent ring when the solvent evaporates. The written strip chart recording of these examinations is called a sample log or mudlog. Well cuttings examination is a learned skill. During drilling, chips of rock, usually less than about across, are cut from the bottom of the hole by the bit. Mud, jetting out of holes in the bit under high pressure, washes the cuttings away and up the hole. During their trip to the surface they may circulate around the turning drillpipe, mix with cuttings falling back down the hole, mix with fragments caving from the hole walls and mix with cuttings travelling faster and slower in the same upward direction. They then are screened out of the mudstream by the shale shaker and fall on a pile at its base. Determining the type of rock being drilled at any one time is a matter of knowing the 'lag time' between a chip being cut by the bit and the time it reaches the surface where it is then examined by the wellsite geologist (or mudlogger as they are sometimes called). A sample of the cuttings taken at the proper time will contain the current cuttings in a mixture of previously drilled material. Recognizing them can be very difficult at times, for example after a "bit trip" when a couple of miles of drill pipe has been extracted and returned to the hole in order to replace a dull bit. At such a time there is a flood of foreign material knocked from the borehole walls (cavings), making the mudloggers task all the more difficult.

Коренные

Один из способов получения более детальных образцов породы – это отбор керна. В настоящее время широко используются два метода. Первый – это “цельный керн”, цилиндрический образец породы, обычно диаметром от 3 до 4 дюймов и длиной до нескольких метров. Он извлекается с помощью “керноотборника” – полой трубы, оснащенной кольцевой коронкой с алмазными резцами, которая позволяет вырезать образец и поднять его на поверхность. Часто керн разрушается во время бурения, особенно в глинистых породах или зонах трещин, что приводит к заклиниванию керноотборника и его медленному измельчению породы впереди до порошка. Это служит сигналом для бурильщика прекратить попытки извлечь керн полной длины и поднять трубу. Отбор цельного керна – дорогостоящая операция, которая обычно останавливает или замедляет бурение как минимум на полдня. Цельный керн может быть бесценным для последующей оценки пласта. После того, как участок скважины пробурен, повторный отбор керна без бурения новой скважины невозможен. Другой, более дешевый метод получения образцов породы – “боковой отбор керна”. Один из типов боковых кернов – ударные керны. В этом методе стальной цилиндр – керноотборный пистолет – имеет полые стальные пули, закрепленные вдоль его корпуса короткими стальными тросами. Керноотборный пистолет опускается в нижнюю часть интересующего интервала, и пули выстреливаются поочередно по мере подъема пистолета вверх по стволу скважины. Тросы должны вытягивать пули и заключенные в них образцы породы на поверхность. Преимущества этого метода – низкая стоимость и возможность отбора проб после бурения. Недостатки – возможная потеря образцов из-за неисправных или потерянных пуль и некоторая неопределенность в отношении глубины отбора. Боковые керны часто отбирают “на ходу”, без остановки на каждой точке, из-за опасности прихвата. Большинство специалистов сервисных компаний достаточно опытны, чтобы минимизировать эту проблему, но она может быть значительной, если важна точность определения глубины. Второй метод бокового отбора керна – роторный боковой отбор керна. В этом методе круглая пила опускается в зону интереса на кабеле, и керн выпиливается. За один проход можно отобрать десятки образцов. Этот метод примерно в 20 раз дороже ударного отбора керна, но обеспечивает гораздо более качественный образец. Серьезной проблемой при работе с керном являются изменения, которые он претерпевает при подъеме на поверхность. Может показаться, что шлам и керн являются прямыми образцами породы, но основная проблема заключается в том, будет ли пласт на глубине давать нефть или газ. Боковые керны деформируются, сжимаются и трескаются под воздействием удара пули. Большинство цельных кернов, отобранных с большой глубины, расширяются и разрушаются при подъеме на поверхность и извлечении из керноотборника. Оба типа керна могут быть пропитаны или даже вымыты буровым раствором, что затрудняет оценку пластовых флюидов. Специалист по анализу пластов должен помнить, что все приборы предоставляют косвенные данные.

One way to get more detailed samples of a formation is by coring. Two techniques commonly used at present. The first is the "whole core", a cylinder of rock, usually about 3" to 4" in diameter and up to long. It is cut with a "core barrel", a hollow pipe tipped with a ring shaped diamond chip studded bit that can cut a plug and bring it to the surface. Often the plug breaks while drilling, usually in shales or fractures and the core barrel jams, slowly grinding the rocks in front of it to powder. This signals the driller to give up on getting a full length core and to pull up the pipe. Taking a full core is an expensive operation that usually stops or slows drilling for at least the better part of a day. A full core can be invaluable for later reservoir evaluation. Once a section of well has been drilled, there is, of course, no way to core it without drilling another well. Another, cheaper, technique for obtaining samples of the formation is "Sidewall Coring". One type of sidewall cores is percussion cores. In this method, a steel cylinder—a coring gun—has hollow point steel bullets mounted along its sides and moored to the gun by short steel cables. The coring gun is lowered to the bottom of the interval of interest and the bullets are fired individually as the gun is pulled up the hole. The mooring cables ideally pull the hollow bullets and the enclosed plug of formation loose and the gun carries them to the surface. Advantages of this technique are low cost and the ability to sample the formation after it has been drilled. Disadvantages are possible non recovery because of lost or misfired bullets and a slight uncertainty about the sample depth. Sidewall cores are often shot "on the run" without stopping at each core point because of the danger of differential sticking. Most service company personnel are skilled enough to minimize this problem, but it can be significant if depth accuracy is important. A second method of sidewall coring is rotary sidewall cores. In this method, a circular saw assembly is lowered to the zone of interest on a wireline, and the core is sawed out. Dozens of cores may be taken this way in one run. This method is roughly 20 times as expensive as percussion cores, but yields a much better sample. A serious problem with cores is the change they undergo as they are brought to the surface. It might seem that cuttings and cores are very direct samples but the problem is whether the formation at depth will produce oil or gas. Sidewall cores are deformed and compacted and fractured by the bullet impact. Most full cores from any significant depth expand and fracture as they are brought to the surface and removed from the core barrel. Both types of core can be invaded or even flushed by mud, making the evaluation of formation fluids difficult. The formation analyst has to remember that all tools give indirect data.

Вывоз грязи

Логгирование шлама (или геология скважины) – это процесс геофизических исследований скважины, при котором буровой раствор и шлам из забоя, поднимаемый на поверхность, анализируются в процессе бурения, а их характеристики регистрируются на ленте в виде визуального аналитического инструмента и стратиграфического разреза скважины. Буровой раствор, анализируемый на содержание углеводородных газов с помощью газового хроматографа, содержит шлам, который визуально оценивается логгером и затем описывается в журнале логгирования. Общее содержание газа, данные газовой хроматографии, литологические образцы, пластовое давление, плотность сланцев, показатель D и т.д. (все запаздывающие параметры, поскольку они поднимаются от долота к поверхности) наносятся на журнал логгирования вместе с поверхностными параметрами, такими как скорость проходки (ROP), нагрузка на долото (WOB), частота вращения и т.д. Журнал логгирования служит инструментом для логгеров, буровых инженеров, инженеров по буровым растворам и другого сервисного персонала, ответственного за бурение и эксплуатацию скважины.

Регистрация проводной связи

Нефтяная и газовая промышленность использует каротажные исследования для получения непрерывной записи свойств горных пород. Каротажные исследования можно определить как "получение и анализ геофизических данных, выполняемых в зависимости от глубины скважины, а также предоставление сопутствующих услуг". Следует отметить, что "каротажные исследования" и "газокаротажные исследования" – это не одно и то же, но они тесно связаны благодаря интеграции наборов данных. Измерения производятся в привязке к "TAH" – True Along Hole depth (истинная глубина по стволу скважины): эти данные и сопутствующий анализ могут быть использованы для определения дополнительных свойств, таких как насыщенность углеводородами и пластовое давление, а также для принятия решений о дальнейших работах по бурению и добыче. Каротажные исследования выполняются путем спуска в нефтяную скважину (или буровую скважину) "каротажного инструмента" или колонны из одного или нескольких приборов на конце кабеля и регистрации нефтефизических свойств с использованием различных датчиков. За годы разработки были созданы инструменты для измерения естественной гамма-активности, электрических, акустических, стимулированных радиоактивных ответов, электромагнитных, ядерного магнитного резонанса, давления и других свойств пород и содержащихся в них флюидов. В данной статье они в основном классифицируются по основному свойству, на которое они реагируют. Сами данные записываются либо на поверхности (в режиме реального времени), либо в скважине (в режиме памяти) в электронный формат, после чего клиенту предоставляется либо печатная копия, либо электронная презентация, называемая "каротажной диаграммой", вместе с электронной копией исходных данных. Каротажные работы могут выполняться как в процессе бурения (см. Каротаж при бурении), для получения информации в режиме реального времени о проходящих разрезах, так и после достижения скважиной проектной глубины и возможности проведения каротажа по всей глубине скважины. Данные в режиме реального времени записываются непосредственно относительно измеренной глубины кабеля. Данные в режиме памяти записываются по времени, а данные о глубине измеряются одновременно по времени. Затем эти два набора данных объединяются с использованием общей временной базы для создания графика зависимости показаний прибора от глубины. Глубина, записанная в режиме памяти, также может быть скорректирована точно так же, как и коррекции в режиме реального времени, поэтому точность определения TAH не должна отличаться. Измеренная глубина кабеля может быть получена из различных измерений, но обычно определяется либо с помощью откалиброванного счетчика вращения, либо (более точно) с использованием магнитных меток, обеспечивающих откалиброванные приращения длины кабеля. Затем измерения должны быть скорректированы на упругую деформацию и температуру. [1]

The oil and gas industry uses wireline logging to obtain a continuous record of a formation's rock properties. Wireline logging can be defined as being "The acquisition and analysis of geophysical data performed as a function of well bore depth, together with the provision of related services." Note that "wireline logging" and "mud logging" are not the same, yet are closely linked through the integration of the data sets. The measurements are made referenced to "TAH" True Along Hole depth: these and the associated analysis can then be used to infer further properties, such as hydrocarbon saturation and formation pressure, and to make further drilling and production decisions. Wireline logging is performed by lowering a 'logging tool' or a string of one or more instruments on the end of a wireline into an oil well (or borehole) and recording petrophysical properties using a variety of sensors. Logging tools developed over the years measure the natural gamma ray, electrical, acoustic, stimulated radioactive responses, electromagnetic, nuclear magnetic resonance, pressure and other properties of the rocks and their contained fluids. For this article, they are broadly broken down by the main property that they respond to. The data itself is recorded either at surface (real time mode), or in the hole (memory mode) to an electronic data format and then either a printed record or electronic presentation called a "well log" is provided to the client, along with an electronic copy of the raw data. Well logging operations can either be performed during the drilling process (see Logging While Drilling), to provide real time information about the formations being penetrated by the borehole, or once the well has reached Total Depth and the whole depth of the borehole can be logged. Real time data is recorded directly against measured cable depth. Memory data is recorded against time, and then depth data is simultaneously measured against time. The two data sets are then merged using the common time base to create an instrument response versus depth log. Memory recorded depth can also be corrected in exactly the same way as real time corrections are made, so there should be no difference in the attainable TAH accuracy. The measured cable depth can be derived from a number of different measurements, but is usually either recorded based on a calibrated wheel counter, or (more accurately) using magnetic marks which provide calibrated increments of cable length. The measurements made must then be corrected for elastic stretch and temperature. [1]

Существует множество типов каротажных диаграмм, которые можно классифицировать по их функции или используемой технологии. "Каротажи в открытой скважине" проводятся до того, как нефтяная или газовая скважина будет обсажена обсадными трубами. "Каротажи в обсаженной скважине" проводятся после обсадки скважины обсадными или эксплуатационными трубами. [2]

Каротажные диаграммы можно разделить на широкие категории в зависимости от измеряемых физических свойств.

Электрические бревна

В 1928 году братья Шлюмберже во Франции разработали основной инструмент для исследования пластов: электрический каротаж. С тех пор электрические каротажи значительно повысили свою точность и сложность, но базовый принцип остался неизменным. Большинство подземных пластов содержат воду, часто солёную, в своих порах. Сопротивление электрическому току всего пласта – породы и флюидов – вокруг скважины пропорционально сумме объемных долей минеральных зерен и водонасыщенного проводящего пористого пространства. Если поры частично заполнены газом или нефтью, которые оказывают сопротивление прохождению электрического тока, общее сопротивление пласта выше, чем для водонасыщенных пор. Для удобства сопоставления результатов измерений, приборы электрического каротажа измеряют сопротивление кубического метра пласта. Это измерение называется удельное сопротивление. Современные приборы для измерения удельного сопротивления делятся на две категории: боковой каротаж (Laterolog) и индукционный каротаж (Induction), с различными коммерческими названиями в зависимости от компании, предоставляющей услуги каротажа. Приборы бокового каротажа подают электрический ток от электрода на зонде непосредственно в пласт. Возвратные электроды располагаются либо на поверхности, либо на самом зонде. Сложные системы электродов на зонде (защитные электроды) фокусируют ток в пласте и предотвращают рассеивание линий тока или их прохождение напрямую через жидкость в скважине к возвратному электроду. Большинство приборов изменяют напряжение на главном электроде для поддержания постоянной силы тока. Следовательно, это напряжение пропорционально удельному сопротивлению пласта. Поскольку ток должен проходить от зонда к пласту, эти приборы работают только с проводящей жидкостью в скважине. Фактически, поскольку сопротивление бурового раствора измеряется последовательно с сопротивлением пласта, боковой каротаж дает наилучшие результаты, когда сопротивление бурового раствора низкое по отношению к сопротивлению пласта, то есть в солёном растворе. Индукционные каротажи используют электрическую катушку на зонде для создания переменной петли тока в пласте посредством электромагнитной индукции. Это тот же физический принцип, что и в электрических трансформаторах. Переменная петля тока, в свою очередь, индуцирует ток в приемной катушке, расположенной в другом месте на зонде. Величина тока в приемной катушке пропорциональна интенсивности петли тока, а следовательно, проводимости (обратной величине удельного сопротивления) пласта. Для фокусировки петли тока в пласте используются несколько передающих и принимающих катушек как радиально (глубина исследования), так и аксиально (вертикальное разрешение). До конца 80-х годов основным инструментом индукционного каротажа был зонд 6FF40, состоящий из шести катушек с номинальным расстоянием. С 90-х годов все крупные компании, занимающиеся каротажем, используют так называемые многоэлементные индукционные зонды. Они состоят из одной передающей катушки и большого количества принимающих катушек. Радиальная и осевая фокусировка осуществляется программным обеспечением, а не физическим расположением катушек. Поскольку ток в пласте течет по круговым петлям вокруг зонда каротажа, сопротивление бурового раствора измеряется параллельно сопротивлению пласта. Поэтому индукционные каротажи дают наилучшие результаты, когда сопротивление бурового раствора высокое по отношению к сопротивлению пласта, то есть при использовании пресного раствора или непроводящей жидкости. При использовании углеводородного бурового раствора, который не проводит ток, индукционный каротаж является единственным доступным вариантом. До конца 1950-х годов электрический каротаж, газовый каротаж и каротаж образцов составляли основное вооружение геологов. В то время начали использоваться приборы для измерения пористости и проницаемости. Первым был микрокаротаж. Это был миниатюрный электрический каротаж с двумя парами электродов. Один измерял удельное сопротивление пласта на глубине около 1/2 дюйма, а другой – на глубине около 1-2 дюймов. Целью этого, казалось бы, бессмысленного измерения, было определение проницаемости. В проницаемых участках стенки скважины во время бурения образуется толстый слой глинистой корки. Жидкость из бурового раствора, называемая фильтратом, проникает в пласт, оставляя твердые частицы глины, которые должны идеально герметизировать стенку и остановить "инвазию" или просачивание фильтрата. Ближний электрод микрокаротажа фиксирует глинистую корку в проницаемых участках. Более глубокий электрод (1 дюйм) фиксирует пласт, насыщенный фильтратом. В непроницаемых участках показания обоих электродов совпадают, и кривые на каротажной диаграмме накладываются друг на друга. В проницаемых участках они расходятся. Также в конце 1950-х годов разрабатывались каротажи для измерения пористости. Основными типами являются: ядерный каротаж пористости и акустический каротаж.

In 1928, the Schlumberger brothers in France developed the workhorse of all formation evaluation tools: the electric log. Electric logs have been improved to a high degree of precision and sophistication since that time, but the basic principle has not changed. Most underground formations contain water, often salt water, in their pores. The resistance to electric current of the total formation—rock and fluids—around the borehole is proportional to the sum of the volumetric proportions of mineral grains and conductive water filled pore space. If the pores are partially filled with gas or oil, which are resistant to the passage of electric current, the bulk formation resistance is higher than for water filled pores. For the sake of a convenient comparison from measurement to measurement, the electrical logging tools measure the resistance of a cubic meter of formation. This measurement is called resistivity. Modern resistivity logging tools fall into two categories, Laterolog and Induction, with various commercial names, depending on the company providing the logging services. Laterolog tools send an electric current from an electrode on the sonde directly into the formation. The return electrodes are located either on surface or on the sonde itself. Complex arrays of electrodes on the sonde (guard electrodes) focus the current into the formation and prevent current lines from fanning out or flowing directly to the return electrode through the borehole fluid. Most tools vary the voltage at the main electrode in order to maintain a constant current intensity. This voltage is therefore proportional to the resistivity of the formation. Because current must flow from the sonde to the formation, these tools only work with conductive borehole fluid. Actually, since the resistivity of the mud is measured in series with the resistivity of the formation, laterolog tools give best results when mud resistivity is low with respect to formation resistivity, i. e., in salty mud. Induction logs use an electric coil in the sonde to generate an alternating current loop in the formation by induction. This is the same physical principle as is used in electric transformers. The alternating current loop, in turn, induces a current in a receiving coil located elsewhere on the sonde. The amount of current in the receiving coil is proportional to the intensity of current loop, hence to the conductivity (reciprocal of resistivity) of the formation. Multiple transmitting and receiving coils are used to focus formation current loops both radially (depth of investigation) and axially (vertical resolution). Until the late 80's, the workhorse of induction logging has been the 6FF40 sonde which is made up of six coils with a nominal spacing of Since the 90's all major logging companies use so called array induction tools. These comprise a single transmitting coil and a large number of receiving coils. Radial and axial focusing is performed by software rather than by the physical layout of coils. Since the formation current flows in circular loops around the logging tool, mud resistivity is measured in parallel with formation resistivity. Induction tools therefore give best results when mud resistivity is high with respect to formation resistivity, i. e., fresh mud or non conductive fluid. In oil base mud, which is non conductive, induction logging is the only option available. Until the late 1950s electric logs, mud logs and sample logs comprised most of the oilman's armamentarium. Logging tools to measure porosity and permeability began to be used at that time. The first was the microlog. This was a miniature electric log with two sets of electrodes. One measured the formation resistivity about 1/2" deep and the other about 1" 2" deep. The purpose of this seemingly pointless measurement was to detect permeability. Permeable sections of a borehole wall develop a thick layer of mudcake during drilling. Mud liquids, called filtrate, soak into the formation, leaving the mud solids behind to ideally seal the wall and stop the filtrate "invasion" or soaking. The short depth electrode of the microlog sees mudcake in permeable sections. The deeper 1" electrode sees filtrate invaded formation. In nonpermeable sections both tools read alike and the traces fall on top of each other on the stripchart log. In permeable sections they separate. Also in the late 1950s porosity measuring logs were being developed. The two main types are: nuclear porosity logs and sonic logs.

Лодки пористости

Два основных метода ядерного каротажа пористости – это каротаж плотности и нейтронный каротаж. Инструменты для каротажа плотности содержат источник гамма-излучения цезия-137, который облучает пласт гамма-лучами с энергией 662 кэВ. Эти гамма-лучи взаимодействуют с электронами в пласте посредством комптоновского рассеяния и теряют энергию. Как только энергия гамма-лучей падает ниже 100 кэВ, преобладает фотоэлектрическое поглощение: гамма-лучи в конечном итоге поглощаются пластом. Количество энергии, потерянной при комптоновском рассеянии, связано с числом электронов в единице объема пласта. Поскольку для большинства интересующих элементов (при Z < 20) отношение атомной массы, A, к атомному номеру, Z, близко к 2, потеря энергии гамма-лучей связана с количеством вещества в единице объема, то есть с плотностью пласта. Детектор гамма-лучей, расположенный на некотором расстоянии от источника, регистрирует прошедшие гамма-лучи и сортирует их по энергетическим окнам. Интенсивность высокоэнергетических гамма-лучей контролируется комптоновским рассеянием, а следовательно, и плотностью пласта. Интенсивность низкоэнергетических гамма-лучей контролируется фотоэлектрическим поглощением, которое напрямую связано со средним атомным номером, Z, пласта, и, следовательно, с его литологией. Современные инструменты каротажа плотности включают два или три детектора, что позволяет компенсировать некоторые эффекты скважины, в частности, наличие глинистого шлама между инструментом и пластом. Поскольку существует значительная разница между плотностью минералов в пласте и плотностью флюида в порах, пористость можно легко определить по измеренной объемной плотности пласта, если известны плотности минералов и флюида. Инструменты нейтронного каротажа пористости содержат источник нейтронов америций-бериллиевый, который облучает пласт нейтронами. Эти нейтроны теряют энергию в результате упругих столкновений с ядрами в пласте. Как только их энергия снижается до теплового уровня, они диффузно распространяются от источника и в конечном итоге поглощаются ядром. Атомы водорода имеют массу, практически равную массе нейтрона; поэтому водород является основным фактором замедления нейтронов. Детектор, расположенный на некотором расстоянии от источника, регистрирует число нейтронов, достигающих этой точки. Нейтроны, замедленные до теплового уровня, с высокой вероятностью поглощаются пластом до достижения детектора. Скорость счета нейтронов, следовательно, обратно пропорциональна содержанию водорода в пласте. Поскольку водород в основном содержится в пористых флюидах (вода, углеводороды), скорость счета может быть преобразована в кажущуюся пористость. Современные инструменты нейтронного каротажа обычно включают два детектора для компенсации некоторых эффектов скважины. Пористость определяется по отношению скоростей счета на этих двух детекторах, а не по скорости счета на одном детекторе. Комбинация нейтронного и плотностного каротажа использует тот факт, что литология оказывает противоположное влияние на результаты этих двух измерений пористости. Среднее значение пористости, полученной по нейтронному и плотностному каротажам, обычно близко к истинной пористости, независимо от литологии. Еще одним преимуществом этой комбинации является эффект газа. Газ, будучи менее плотным, чем жидкости, приводит к завышенной пористости, рассчитанной по плотности. Газ, с другой стороны, содержит гораздо меньше водорода в единице объема, чем жидкости: пористость, рассчитанная по нейтронному каротажу, основанная на содержании водорода, занижена. Если оба каротажа представлены в сопоставимых масштабах, они совпадают в жидконасыщенных чистых коллекторах и расходятся в газонасыщенных коллекторах. Акустические каротажи используют излучатель и приемник для измерения скорости звука в пласте от одного конца зонда к другому. Для данного типа породы скорость звука обратно пропорциональна пористости. Если скорость звука в твердой породе принимается за 0% пористости, то более низкая скорость указывает на более высокую пористость, обычно заполненную пластовой водой с более низкой скоростью звука. И акустические, и плотностно-нейтронные каротажи дают пористость в качестве основной информации. Акустические каротажи регистрируют данные дальше от ствола скважины, поэтому они более полезны в участках с обрушением стенок. Поскольку они регистрируют данные на большей глубине, они также, как правило, усредняют большее количество пласта, чем плотностно-нейтронные каротажи. Современные акустические зонды с излучателями и приемниками на обоих концах, в сочетании с компьютерным анализом, несколько уменьшают усреднение. Усреднение является преимуществом при оценке пласта по сейсмическим параметрам, что является другой областью оценки пласта. Специальный каротаж, каротаж с большим интервалом между приемниками, иногда используется для этой цели. Сейсмические сигналы (одно колебание звуковой волны в земной коре) усредняют десятки и сотни футов пласта, поэтому усредненный акустический каротаж более непосредственно сопоставим с сейсмической волной. Плотностно-нейтронные каротажи регистрируют пласт на расстоянии около четырех диаметров скважины от стенки. Это преимущество при определении тонких пластов. Это недостаток, когда ствол скважины сильно обрушен. Коррекции могут быть выполнены автоматически, если обрушение не превышает нескольких дюймов. Измерительный рычаг на зонде измеряет профиль ствола скважины, и рассчитывается и включается в показания пористости коррекция. Однако, если обрушение превышает четыре дюйма, плотностно-нейтронный каротаж регистрирует в основном буровой раствор.

The two main nuclear porosity logs are the Density and the Neutron log. Density logging tools contain a caesium 137 gamma ray source which irradiates the formation with 662 keV gamma rays. These gamma rays interact with electrons in the formation through Compton scattering and lose energy. Once the energy of the gamma ray has fallen below 100 keV, photoelectric absorption dominates: gamma rays are eventually absorbed by the formation. The amount of energy loss by Compton scattering is related to the number electrons per unit volume of formation. Since for most elements of interest (below Z = 20) the ratio of atomic weight, A, to atomic number, Z, is close to 2, gamma ray energy loss is related to the amount of matter per unit volume, i. e., formation density. A gamma ray detector located some distance from the source, detects surviving gamma rays and sorts them into several energy windows. The number of high energy gamma rays is controlled by compton scattering, hence by formation density. The number of low energy gamma rays is controlled by photoelectric absorption, which is directly related to the average atomic number, Z, of the formation, hence to lithology. Modern density logging tools include two or three detectors, which allow compensation for some borehole effects, in particular for the presence of mud cake between the tool and the formation. Since there is a large contrast between the density of the minerals in the formation and the density of pore fluids, porosity can easily be derived from measured formation bulk density if both mineral and fluid densities are known. Neutron porosity logging tools contain an americium beryllium neutron source, which irradiates the formation with neutrons. These neutrons lose energy through elastic collisions with nuclei in the formation. Once their energy has decreased to thermal level, they diffuse randomly away from the source and are ultimately absorbed by a nucleus. Hydrogen atoms have essentially the same mass as the neutron; therefore hydrogen is the main contributor to the slowing down of neutrons. A detector at some distance from the source records the number of neutron reaching this point. Neutrons that have been slowed down to thermal level have a high probability of being absorbed by the formation before reaching the detector. The neutron counting rate is therefore inversely related to the amount of hydrogen in the formation. Since hydrogen is mostly present in pore fluids (water, hydrocarbons) the count rate can be converted into apparent porosity. Modern neutron logging tools usually include two detectors to compensate for some borehole effects. Porosity is derived from the ratio of count rates at these two detectors rather than from count rates at a single detector. The combination of neutron and density logs takes advantage of the fact that lithology has opposite effects on these two porosity measurements. The average of neutron and density porosity values is usually close to the true porosity, regardless of lithology. Another advantage of this combination is the "gas effect." Gas, being less dense than liquids, translates into a density derived porosity that is too high. Gas, on the other hand, has much less hydrogen per unit volume than liquids: neutron derived porosity, which is based on the amount of hydrogen, is too low. If both logs are displayed on compatible scales, they overlay each other in liquid filled clean formations and are widely separated in gas filled formations. Sonic logs use a pinger and microphone arrangement to measure the velocity of sound in the formation from one end of the sonde to the other. For a given type of rock, acoustic velocity varies indirectly with porosity. If the velocity of sound through solid rock is taken as a measurement of 0% porosity, a slower velocity is an indication of a higher porosity that is usually filled with formation water with a slower sonic velocity. Both sonic and density neutron logs give porosity as their primary information. Sonic logs read farther away from the borehole so they are more useful where sections of the borehole are caved. Because they read deeper, they also tend to average more formation than the density neutron logs do. Modern sonic configurations with pingers and microphones at both ends of the log, combined with computer analysis, minimize the averaging somewhat. Averaging is an advantage when the formation is being evaluated for seismic parameters, a different area of formation evaluation. A special log, the Long Spaced Sonic, is sometimes used for this purpose. Seismic signals (a single undulation of a sound wave in the earth) average together tens to hundreds of feet of formation, so an averaged sonic log is more directly comparable to a seismic waveform. Density neutron logs read the formation within about four to of the borehole wall. This is an advantage in resolving thin beds. It is a disadvantage when the hole is badly caved. Corrections can be made automatically if the cave is no more than a few inches deep. A caliper arm on the sonde measures the profile of the borehole and a correction is calculated and incorporated in the porosity reading. However, if the cave is much more than four inches deep, the density neutron log is reading little more than drilling mud.

Логописи литологии - SP и гамма-лучи

Есть два других инструмента, SP-лог и гамма-лог, один или оба из которых почти всегда используются при каротаже. Их результаты обычно представляются вместе с электрическими и пористыми логами, описанными выше. Они незаменимы как дополнительные ориентиры для определения природы породы вокруг скважины. SP-лог, также известный как лог "спонтанного потенциала", "самопотенциала" или "сланцевого потенциала", представляет собой вольтметровое измерение напряжения или разности электрических потенциалов между буровым раствором в скважине на определенной глубине и медным заземлителем, вбитым в поверхность земли на небольшом расстоянии от скважины. Разница в солености между буровым раствором и пластовой водой действует как естественная батарея и вызывает несколько эффектов напряжения. Эта "батарея" вызывает перемещение заряженных ионов между скважиной и пластовой водой, при достаточной проницаемости породы. Наиболее важное напряжение возникает, когда проницаемая порода позволяет перемещению ионов, уменьшая напряжение между пластовой водой и буровым раствором. Участки скважины, где это происходит, имеют разность напряжения по сравнению с другими непроницаемыми участками, где перемещение ионов ограничено. Вертикальное перемещение ионов в колонне бурового раствора происходит намного медленнее, поскольку раствор не циркулирует, когда бурильная колонна извлечена из скважины. Медный поверхностный заземлитель служит опорной точкой, относительно которой измеряется напряжение SP для каждой части скважины. Могут также возникать несколько других незначительных напряжений, например, из-за фильтрации бурового раствора в пласт под действием перебалансированной системы бурового раствора. Этот поток переносит ионы и является током, генерирующим напряжение. Эти другие напряжения имеют второстепенное значение по сравнению с напряжением, возникающим из-за разницы в солености между буровым раствором и пластовой водой. Детали SP-лога все еще изучаются. Теоретически, почти все пористые породы содержат воду. Некоторые поры полностью заполнены водой. Другие имеют тонкий слой молекул воды, смачивающий поверхность породы, а остальная часть поры заполнена газом или нефтью. В песчаниках и пористых известняках по всей формации присутствует непрерывный слой воды. Даже небольшая проницаемость для воды позволяет ионам перемещаться через породу и уменьшать разницу напряжения с близлежащим буровым раствором. Сланцы не пропускают воду или ионы. Хотя они могут содержать большое количество воды, она связана с поверхностью плоских глинистых кристаллов, составляющих сланец. Таким образом, буровой раствор напротив сланцевых участков сохраняет разницу напряжения с окружающей породой. По мере продвижения инструмента SP-каротажа вверх по скважине он измеряет разницу напряжения между опорным заземлителем и буровым раствором напротив сланцевых и песчаных или известняковых участков. Полученная кривая лога отражает проницаемость пород и, косвенно, их литологию. Кривые SP со временем ухудшаются, поскольку ионы диффундируют вверх и вниз по колонне бурового раствора. Они также могут страдать от посторонних напряжений, вызванных другими инструментами каротажа, используемыми вместе с ним. По этой причине более старые, простые лог-кривые часто имеют лучшие кривые SP, чем более современные. При наличии опыта работы в данном районе хорошая кривая SP может даже позволить опытному интерпретатору определить осадочные среды, такие как дельты, косы или береговые приливные отложения. Гамма-лог представляет собой измерение естественной гамма-радиации от стенок скважины. Песчаники обычно состоят из нерадиоактивного кварца, а известняки – из нерадиоактивного кальцита. Однако сланцы естественным образом радиоактивны из-за изотопов калия в глинах, а также адсорбированного урана и тория. Таким образом, наличие или отсутствие гамма-лучей в скважине указывает на количество сланца или глины в окружающей формации. Гамма-лог полезен в скважинах, бурящихся с воздухом или с использованием масляных буровых растворов, поскольку в этих скважинах нет напряжения SP. Даже в водных буровых растворах гамма-лог и SP-лог часто используются вместе. Они служат взаимной проверкой и могут указывать на необычные сланцевые участки, которые могут быть либо нерадиоактивными, либо иметь аномальную ионную химию. Гамма-лог также полезен для обнаружения угольных пластов, которые, в зависимости от местной геологии, могут иметь либо низкий уровень радиации, либо высокий уровень радиации из-за адсорбции урана. Кроме того, гамма-лог работает внутри стальной обсадной колонны, что делает его необходимым при оценке обсаженной скважины.

There are two other tools, the SP log and the Gamma Ray log, one or both of which are almost always used in wireline logging. Their output is usually presented along with the electric and porosity logs described above. They are indispensable as additional guides to the nature of the rock around the borehole. The SP log, known variously as a "Spontaneous Potential", "Self Potential" or "Shale Potential" log is a voltmeter measurement of the voltage or electrical potential difference between the mud in the hole at a particular depth and a copper ground stake driven into the surface of the earth a short distance from the borehole. A salinity difference between the drilling mud and the formation water acts as a natural battery and will cause several voltage effects. This "battery" causes a movement of charged ions between the hole and the formation water where there is enough permeability in the rock. The most important voltage is set up as a permeable formation permits ion movement, reducing the voltage between the formation water and the mud. Sections of the borehole where this occurs then have a voltage difference with other nonpermeable sections where ion movement is restricted. Vertical ion movement in the mud column occurs much more slowly because the mud is not circulating while the drill pipe is out of the hole. The copper surface stake provides a reference point against which the SP voltage is measured for each part of the borehole. There can also be several other minor voltages, due for example to mud filtrate streaming into the formation under the effect of an overbalanced mud system. This flow carries ions and is a voltage generating current. These other voltages are secondary in importance to the voltage resulting from the salinity contrast between mud and formation water. The nuances of the SP log are still being researched. In theory, almost all porous rocks contain water. Some pores are completely filled with water. Others have a thin layer of water molecules wetting the surface of the rock, with gas or oil filling the rest of the pore. In sandstones and porous limestones there is a continuous layer of water throughout the formation. If there is even a little permeability to water, ions can move through the rock and decrease the voltage difference with the mud nearby. Shales do not allow water or ion movement. Although they may have a large water content, it is bound to the surface of the flat clay crystals comprising the shale. Thus mud opposite shale sections maintains its voltage difference with the surrounding rock. As the SP logging tool is drawn up the hole it measures the voltage difference between the reference stake and the mud opposite shale and sandstone or limestone sections. The resulting log curve reflects the permeability of the rocks and, indirectly, their lithology. SP curves degrade over time, as the ions diffuse up and down the mud column. It also can suffer from stray voltages caused by other logging tools that are run with it. Older, simpler logs often have better SP curves than more modern logs for this reason. With experience in an area, a good SP curve can even allow a skilled interpreter to infer sedimentary environments such as deltas, point bars or offshore tidal deposits. The gamma ray log is a measurement of naturally occurring gamma radiation from the borehole walls. Sandstones are usually nonradioactive quartz and limestones are nonradioactive calcite. Shales however, are naturally radioactive due to potassium isotopes in clays, and adsorbed uranium and thorium. Thus the presence or absence of gamma rays in a borehole is an indication of the amount of shale or clay in the surrounding formation. The gamma ray log is useful in holes drilled with air or with oil based muds, as these wells have no SP voltage. Even in water based muds, the gamma ray and SP logs are often run together. They comprise a check on each other and can indicate unusual shale sections which may either not be radioactive, or may have an abnormal ionic chemistry. The gamma ray log is also useful to detect coal beds, which, depending on the local geology, can have either low radiation levels, or high radiation levels due to adsorption of uranium. In addition, the gamma ray log will work inside a steel casing, making it essential when a cased well must be evaluated.