3.2.3 Інтерпретація даних бокового каротажного зондування.

При інтерпретації даних БКЗ для кожного пласта будується фактична крива залежності ρ_у від довжини зонда АО (L_з). При інтерпретації даних БКЗ використовується прийом співставлення фактичної кривої з палеточними кривими. Щоб вибрати відповідну палетку, необхідно встановити тип фактичної кривої зондування. В певних умовах тип кривої та необхідну палетку визначають за рядом явних ознаках, а якщо їх буває не достатньо, то тип кривої визначається тільки після співставлення фактичної кривої зондування із двошаровою палеткою.

Інтерпретація даних електричного каротажу, залежно від умов геоелектричного розрізу і завдання на обробку, може виконуватися двома способами: методом приведених кривих і шляхом мінімізації виміряних і розрахункових значень опорів (ПЕО) і електропровідності.

Спосіб приведених кривих дозволяє отримати достовірніші результати в пластах з неоднорідною зоною проникнення і за наявності глибоких зон за рахунок екстраполяції приведеної кривої. Даний спосіб характеризується високою швидкодією і технологічністю при комп'ютерній реалізації. При використанні способу мінімізації на відміну від інших програм, оцінка питомого опору виконується по кожному з інформативних зондів з подальшим виначенням середньозваженого ПЕО.

Коефіцієнти нафтонасичення К_н і газонасичення K_г порід визначаються за параметром насичення Р_н(Р_г)=_нп/_вп. Для розрахунку Р_н необхідно знати питомий опір нафтоносної або газоносної породи _нп, що досліджується, та її опір _вп при 100 %-вому насиченні пор пластовою водою. Опір_нп нафтоносної породи визначається по діаграмах уявного та ефективного опорів. Опір _вп розраховується за даними коефіцієнта пористості К_п породи та опору пластових вод _в:

, (3.4)

або [якщо колекторські властивості нафтоносного (газоносного) об’єкта достатньо стабільні] приймається рівним його опору за межами контуру нафтоносності (газоносності) і, зокрема, на ділянках колектора, що знаходиться нижче початкового водонафтового контакту.

Після визначення _нп і _вп розраховується величина параметра насичення:

. (3.5)

Величина параметра насичення практично не залежить від коефіцієнта пористості колекторів даного типу і є обернено-степеневою функцією коефіцієнта водонасиченняК_в породи:

, (3.6)

деа і n – структурні елементи, які залежать від типу колектора, структури порового простору та типу заповнювача пор. При цьому показник степеня різко збільшується з переходом від гідрофільних до гідрофобних колекторів.

3.3 Апаратура, методика проведення та інтерпретація даних акустичного каротажу.

3.3.1 Апаратура акустичного каротажу (спак-6)

В акустичному каротажі для дослідження розрізів свердловин використовується імпульсна ультразвукова установка, випромінювач якої періодично посилає пакети із трьох-чотирьох періодів ультразвукових коливань частотою 10-75 кГц, які розділенні в часі. Частота посилання імпульсів ультразвукових коливань випромінювачем визначається необхідністю реєстрації в перших вступах головної хвилі, яка проходить в породах, а не в промивній рідині, та визначається відстанню між стінкою свердловини та приймачем. Апаратура акустичного каротажу складається із свердловинного приладу I і наземної панелі II.

I – запис ближнім приймачем; II – запис віддаленим приймачем; III – марки часу (через 100мкс)

1 – відмітка імпульсу; 2 – перший вступ головної поздовжньої хвилі; 3 – поперечні коливання та хвиля, яка рухається по промивній рідині; T – період збуджуючого коливання

Рисунок 3.5 – Графік коливання поздовжньої хвилі (а) і хвильова картинка (б)

Рисунок 3.6 – Узагальнена блок-схема апаратури акустичного каротажу

У свердловинному приладі знаходиться випромінювач 1 пружних ультразвукових коливань. Для збудження випромінювача використовується генератор або накопичувач енергії 2, живлення якого здійснюється від наземної панелі за допомогою кабелю. Збудження випромінювача здійснюється за командою від синхронізуючого пристрою 3.

Ультразвукові коливання, які виникли після проходження в гірських породах, що складають геологічні розрізи свердловин, приймаються приймачем 4, який створює відповідні електричні коливання. Оскільки величина електричних коливань мала, то перед передачею електричних сигналів за допомогою геофізичного кабелю в наземну панель вони підсилюються підсилювачем 5. Для зменшення спотворення сигналу, що передається кабелем, використовується узгоджувальний пристрій 6, який має низькоомний вихід і узгоджений із вхідною ланкою наземної панелі.

У трьохелементному свердловинному пристрої є ще один приймальний канал (другий приймач 7, підсилювач 8, узгоджуючий пристрій 9), який ідентичний першому.

У сучасній апаратурі акустичного каротажу в якості випромінювачів використовуються магнітострикційні або п’єзокерамічні перетворювачі, які працюють на основі резонансної частоти, а в якості приймачів – п’єзокерамічні перетворювачі, які працюють на частотах нижче частоти основного резонансу.

Сигнали, які надходять від свердловинного приладу на наземну панель, за інтенсивністю недостатні для передачі до реєстратора 14. Для того, щоб збільшити амплітуди сигналів, у наземну панель включають підсилювачі 11 і 13. Для врахування перешкод у наземній панелі використовують фільтри 10 і 12, які включаються перед основними підсилювачами 11 і 13 або після них. Підсилені сигнали поступають на реєстратор 14.

На практиці, в основному, реєструють часи проходження хвилі T₁, T₂ і інтервальний час T, а також величини амплітуд коливань A₁ і A₂ та логарифм відношення амплітуд lg(A₁/A₂). Такий спосіб реєстрації даних використовується у апаратурі акустичного каротажу СПАК-2М, СПАК-4 і СПАК-6.