¿Qué métodos incluye el registro de pozos geofísicos?

El método geofísico de los campos de petróleo y gas incluye la exploración geofísica y el registro de pozos geofísicos. La exploración geofísica se introdujo en la sección anterior. Esta sección presentará el método de registro geofísico, denominado registro.

El registro de pozos geofísicos se ha utilizado ampliamente en la exploración geológica del petróleo y en los procesos de desarrollo de campos de petróleo y gas. La aplicación de métodos de registro de pozos puede dividir los perfiles estratigráficos del pozo, determinar el espesor de la capa de roca y la profundidad de enterramiento, realizar comparaciones estratigráficas regionales y también puede detectar y estudiar los principales componentes minerales, fracturas, porosidad, permeabilidad, saturación, tendencia y buzamiento de petróleo y gas. El ángulo y las fallas de la formación, las características estructurales, el entorno de depósito y la distribución de los cuerpos de arenisca y otros parámetros son de gran importancia para evaluar la capacidad de almacenamiento de las formaciones, detectar la explotación de yacimientos de petróleo y gas, y analizar y estudiar con precisión el petróleo y el petróleo. capas de gas.

En la actualidad, los métodos de registro comúnmente utilizados incluyen principalmente el registro eléctrico, el registro sónico y el registro radiactivo.

1. Registro eléctrico de pozos Las diferentes rocas tienen diferentes conductividades, y las conductividades de los distintos fluidos contenidos en los poros de las rocas también son diferentes. El método de registro que utiliza esta característica para comprender las propiedades de las rocas se llama registro eléctrico. El registro eléctrico incluye el registro de potencial natural, el registro de resistividad y el registro de inducción.

1. Explotación de potencial natural 1) Principios básicos La explotación de potencial natural se basa en la existencia de potencial de adsorción por difusión en el pozo petrolero. Cuando se perfora un pozo a través de una formación rocosa, el agua de formación está contenida en los poros de la roca de formación. Una cierta concentración de sales contenidas en el agua de formación se difundirá en el fluido de perforación con un contenido de sal muy bajo en el pozo. La sal contenida en el agua de formación es principalmente cloruro de sodio, con iones de sodio con carga positiva y iones de cloruro con carga negativa. Debido a que los iones de cloruro se mueven rápidamente, ingresan en grandes cantidades al fluido de perforación del pozo. Como resultado, el fluido de perforación en el pozo frente a la capa permeable tiene un potencial negativo, formando un potencial de difusión. El tamaño de esta diferencia de potencial está estrechamente relacionado con la permeabilidad de la formación rocosa. Si la permeabilidad de la formación es buena, entrarán más iones de cloruro en el fluido de perforación y el potencial negativo formado será alto. Si la permeabilidad de la formación es pobre, los iones de cloruro entrarán menos en el fluido de perforación y el potencial negativo formado será bajo. Por lo tanto, la capa permeable que contiene petróleo muestra un valor negativo en la curva de potencial natural, mientras que la capa impermeable de lutita muestra un valor positivo (Figura 3-2).

Figura 3-2 Curva de potencial natural

2) Método de registro El dispositivo de registro de potencial natural se muestra en la Figura 3-3. Coloque el electrodo M en el pozo y coloque otro electrodo N en la superficie. Conectando los dos electrodos con un potenciómetro se puede medir la diferencia de potencial generada entre ellos. Si el electrodo en el pozo se mueve de abajo hacia arriba, se puede medir una curva relacionada con la roca y el líquido en los poros. Esta curva es la curva de potencial natural.

Figura 3-3 Registro de potencial natural

3) Principales usos de las curvas de potencial natural El registro de potencial natural es un contenido de registro esencial en el registro eléctrico. Los principales usos de las curvas de potencial natural son:

(1) Determinar la litología y determinar las capas de permeabilidad; (2) Estimar el contenido de lodo de las formaciones; (3) Determinar las capas inundadas de agua;

2. Registro de resistividad 1) Principios básicos La conductividad de diversos materiales se puede expresar mediante resistividad. Las sustancias con baja resistividad conducen bien la electricidad, mientras que las sustancias con alta resistividad conducen mal la electricidad. Varias rocas subterráneas tienen diferentes resistividades. Incluso si las rocas son iguales, si los fluidos contenidos en sus poros son diferentes y las proporciones de petróleo, agua y gas son diferentes, sus resistividades también serán diferentes. La resistividad de la arenisca que contiene petróleo es alta; la resistividad de la arenisca que contiene agua es baja. Por lo tanto, el método de medición de la resistividad puede comprender las propiedades de las rocas y capas de petróleo subterráneas.

2) Método de registro El registro de potencial natural se realiza sin suministro eléctrico. Sin embargo, el registro de resistividad debe activarse para crear un campo eléctrico artificial que estimule las propiedades conductoras del material medido, midiendo así la diferencia de potencial entre dos puntos cualesquiera en el material excitado.

Como se muestra en la Figura 3-4, suponga que todo el espacio es un medio uniforme, A y B son electrodos de suministro de energía y M y N son electrodos de medición. Al registrar, cuando el terreno está energizado, la corriente fluye desde el punto A, fluye hacia las formaciones rocosas circundantes y el fluido de perforación del pozo, y luego regresa al punto B. La diferencia de potencial entre los puntos M y N se mide con un galvanómetro.

Figura 3-4 Registro de resistividad aparente

En un medio uniforme, la fórmula de cálculo para medir la resistividad es:

donde K es el electrodo A en el pozo El coeficiente del sistema de electrodos compuesto por , M y N solo está relacionado con la distancia entre los tres electrodos. La fórmula anterior muestra que la resistividad de un medio uniforme está relacionada con la estructura del sistema de electrodos de medición, el tamaño de la fuente de alimentación (I) y la diferencia de potencial de medición (ΔV). Cuando la estructura del sistema de electrodos y el tamaño de la fuente de alimentación son constantes, la resistividad del medio uniforme es proporcional a la diferencia de potencial medida.

Por lo tanto, cuando el sistema de electrodos se mueve a lo largo del pozo, el cambio en la diferencia de potencial registrada por el galvanómetro refleja el cambio en la resistividad de la formación donde se encuentran M y N.

Pero en el registro de pozos real, el electrodo se coloca en el pozo lleno de fluido de perforación. Alrededor del pozo hay varias formaciones de diferentes espesores y resistividades. Para formaciones permeables e invasión de fluidos de perforación, la resistividad de la zona invadida a menudo es diferente de la resistividad de la formación original. En este caso, la distribución de la corriente es muy complicada y es muy difícil derivar teóricamente la fórmula de cálculo de la resistividad. Por lo tanto, la resistividad de la formación que calculamos a partir de la curva medida está distorsionada y es un valor aproximado, que se llama resistividad aparente. Esta curva se llama curva de resistividad aparente. La resistividad aparente de la formación es diferente de la resistividad verdadera de la formación, pero existe una cierta relación entre ellas. En términos generales, cuanto mayor es la resistividad verdadera de la formación, mayor es su resistividad aparente. Por lo tanto, la curva de resistividad aparente medida en el pozo puede reflejar los cambios relativos en la resistividad de la formación del perfil del pozo y puede usarse para estudiar las condiciones geológicas del perfil del pozo.

La resistividad de varias formaciones es diferente. La piedra caliza y la dolomita tienen una resistividad alta, la arenisca tiene una resistividad media y la lutita y la lutita tienen una resistividad muy baja. Incluso la misma formación tendrá diferentes resistividades. Esto se debe a que la formación contiene diferentes fluidos y minerales conductores, así como diferentes temperaturas y presiones, lo que provocará cambios en la resistividad de la formación. Si la arenisca contiene agua salada, la resistividad es baja; si contiene agua dulce, la resistividad es alta. El petróleo tiene una alta resistividad. En un yacimiento, si la parte superior contiene petróleo y la parte inferior contiene agua de formación, la parte que contiene petróleo tendrá baja saturación de agua y alta resistividad, mientras que la parte que contiene agua tendrá alta saturación de agua y baja resistividad. De acuerdo con la posición donde la resistividad de esta capa aumenta de abajo hacia arriba, la posición de la interfaz petróleo-agua se puede determinar antes de colocar el revestimiento en el pozo de petróleo, como se muestra en la Figura 3-5.

Figura 3-5 Curva de resistividad aparente

3) Los principales usos de la curva de resistividad aparente Los principales usos de la curva de resistividad aparente son:

(1 ) Estudiar la permeabilidad, la porosidad y el contenido de petróleo del yacimiento; (2) clasificar las capas de petróleo, gas y agua (3) realizar comparaciones estratigráficas (4) determinar la litología;

3. Registro de inducción El método de registro de resistividad discutido anteriormente requiere líquido conductor en el pozo, por lo que solo puede usarse en fluidos de perforación con buena conductividad. Sin embargo, durante la exploración de campos petroleros, para obtener la saturación de petróleo original de la formación, es necesario utilizar fluidos de perforación a base de petróleo en pozos individuales. En este caso, no hay medio conductor en el pozo y el método de corriente continua no se puede utilizar para el registro del pozo. La investigación con este propósito dio como resultado el registro por inducción. El registro por inducción se puede utilizar no sólo en pozos con fluidos de perforación a base de petróleo, sino también en pozos con fluidos de perforación de agua dulce. Es el principal método de registro para formaciones de resistencia media y baja. Bajo ciertas condiciones, el registro por inducción es superior al registro por resistividad, por lo que ha sido ampliamente utilizado.

El registro de inducción utiliza el principio de inducción electromagnética para comprender las propiedades conductoras de la formación. La curva de variación medida de la conductividad aparente con la profundidad del pozo se llama curva logarítmica de inducción. El uso principal de los registros de inducción es similar al de los registros de resistividad.

2. El registro sónico es un método de registro que utiliza las diferencias en la capacidad de absorción y la velocidad de propagación de ondas sonoras de diferentes rocas para estudiar capas de roca subterránea, capas de petróleo, capas de gas, capas de agua y verificar la cementación. calidad. Se llama registro sónico.

1. La relación entre las propiedades acústicas de las rocas y su litología. La velocidad de las ondas sonoras que atraviesan la piedra caliza es rápida, la velocidad a través de la arenisca es media y la velocidad a través de la lutita es pequeña. Cuanto más densa es la roca, más rápido pueden atravesarla las ondas sonoras. Por tanto, cuanto mayor sea la porosidad del yacimiento, menor será la velocidad del sonido y viceversa; En áreas de arena y lutita, la velocidad del sonido se puede utilizar para calcular la porosidad del yacimiento. Cuando la litología y porosidad del yacimiento son las mismas, la velocidad del sonido está relacionada con las propiedades del fluido contenido en el yacimiento, especialmente en la capa que contiene gas, la velocidad del sonido se reduce significativamente. Además, la velocidad del sonido también está relacionada con la estructura de la roca. Las rocas con grietas desarrolladas provocarán una reducción significativa en la velocidad del sonido. Las propiedades acústicas de varias sustancias comunes se muestran en la Tabla 3-3.

Características acústicas de varios materiales comunes

2. Principio de medición La Figura 3-6 muestra el diagrama principal del registro del tiempo de tránsito acústico. Cuando el generador de sonido emite un pulso de sonido, la onda de sonido se propaga en todas direcciones. Dado que la formación rocosa es más densa que el fluido de perforación, la pared del pozo se convierte en una superficie de reflexión y refracción de las ondas sonoras. Las ondas sonoras se reflejan y refractan cuando viajan hacia las paredes del pozo. Entre ellos, hay un haz de ondas refractadas (también llamadas ondas deslizantes) que se propaga en la dirección de la pared del pozo y genera ondas que se transmiten al receptor, permitiéndole recibir el pulso acústico. Bajo la condición de que la trayectoria de la onda sonora permanezca sin cambios, el tiempo de propagación t a lo largo de este viaje está relacionado con las propiedades acústicas del fluido de perforación y de la roca.

Figura 3-6 Principio del registro acústico del tiempo de tránsito

Para eliminar la influencia del fluido de perforación, a menudo se utilizan instrumentos de doble receptor en el registro de pozos reales para el registro acústico del tiempo de tránsito. (Figura 3-6). Cuando el diámetro del pozo permanece sin cambios, la diferencia de tiempo de la primera onda Δt recibida por dos receptores espaciados Z solo está relacionada con las características acústicas de la formación rocosa. Por lo tanto, cuando la herramienta de registro se mueve de abajo hacia arriba a lo largo del pozo, se puede medir la curva de cambio de la diferencia de tiempo acústico con la profundidad del pozo. Esta curva se denomina curva de registro de diferencia de tiempo sónico y sus usos principales son:

(1) Determinar y clasificar la litología; (2) Determinar la porosidad del yacimiento y clasificar las capas de permeabilidad fracturadas; (3) Clasificar las capas de petróleo, las capas de gas y las capas de agua (4) Verificar la calidad de la cementación.

3. Registro radiactivo El registro radiactivo es un método geofísico para estudiar perfiles geológicos de perforación, buscar yacimientos de petróleo y gas y estudiar cuestiones de ingeniería de pozos petroleros basados ​​en las propiedades físicas nucleares de las rocas y los medios. El registro radiactivo se puede dividir en dos categorías según el tipo de rayos de detección, a saber, el registro gamma que detecta rayos gamma y el registro de neutrones que detecta neutrones.

1. Registro gamma Los métodos de registro gamma incluyen el registro gamma natural, el registro gamma-gamma y el registro de isótopos radiactivos. Aquí sólo se introduce el registro gamma natural.

El registro gamma natural es un método de registro radiactivo que mide la intensidad de los rayos gamma naturales en formaciones rocosas para comprender las formaciones rocosas. Los rayos gamma medidos en el pozo mediante registros gamma naturales son emitidos por los núcleos de elementos radiactivos que ocurren naturalmente en la formación rocosa durante el proceso de desintegración.

1) Principios básicos: Los tipos y contenidos de elementos radiactivos en diferentes rocas son diferentes. El contenido de elementos radiactivos de las rocas está relacionado con la litología de las rocas y las condiciones físicas y químicas durante el proceso de formación de las rocas. En términos generales, entre los tres tipos principales de rocas, las rocas ígneas son las más radiactivas, seguidas de las rocas metamórficas y las más débiles son las rocas sedimentarias. Debido a que las partículas de lodo son finas y tienen una gran superficie específica, tienen una mayor capacidad para absorber elementos radiactivos. Y debido a que el tiempo de deposición es largo, hay tiempo suficiente para que los elementos radiactivos se separen de la solución y se asienten junto con las partículas de lodo, por lo que la radiactividad del lodo y la arcilla es relativamente alta.

2) Principio de medición El principio de medición del registro gamma natural se muestra en la Figura 3-7. El dispositivo de medición consta de instrumentos de fondo de pozo e instrumentos de superficie. Los instrumentos de fondo de pozo incluyen detectores (contadores de centelleo), amplificadores, fuentes de alimentación de alto voltaje y otras partes. Los rayos gamma naturales ingresan al detector desde la formación rocosa a través del fluido de perforación y la carcasa del instrumento. El detector convierte los rayos gamma en señales de impulsos eléctricos, que se amplifican mediante amplificadores y se envían a los instrumentos de tierra a través de cables. Los instrumentos terrestres convierten el número de impulsos eléctricos formados por minuto en una diferencia de potencial proporcional para su registro.

Figura 3-7 Principio del registro gamma natural

1—Suministro de energía de alto voltaje; 2—Amplificador; 3—Detector; 4—Cable; Instrumento de superficie y borde del instrumento; A medida que el cuerpo del pozo se mueve de abajo hacia arriba, la curva de intensidad gamma natural de la formación rocosa en el perfil del pozo se registra continuamente, lo que se denomina curva de registro gamma natural.

En la exploración y el desarrollo de campos de petróleo y gas, las curvas de registro gamma natural se utilizan principalmente para clasificar la litología, determinar el contenido de lodo de los yacimientos y realizar correlación estratigráfica.

2. Registro de neutrones El registro de neutrones es un término general para los métodos de registro que utilizan fuentes de neutrones para bombardear rocas. Según las distintas fuentes, se dividen en fuentes químicas y fuentes de neutrones pulsados. Según la información registrada, se puede dividir en registro de neutrones gamma, registro de neutrones térmicos, registro de neutrones epitermales, registro de neutrones pulsados, registro de espectro de neutrones pulsados, etc.

Después de que los neutrones (llamados neutrones rápidos) producidos por la fuente de neutrones se inyectan en la formación a alta velocidad, su velocidad se ralentiza y su energía disminuye debido a las constantes colisiones con los núcleos de varios elementos de la formación. . Cuando su energía se reduce a 0,025 eV, se convierte en un neutrón térmico. Los neutrones térmicos experimentan un movimiento térmico en la formación y eventualmente son capturados por ciertos núcleos atómicos en la formación. Los nuevos núcleos atómicos producidos pueden emitir rayos gamma, que se denominan rayos gamma de neutrones, también llamados rayos gamma capturados o rayos gamma secundarios. Los núcleos atómicos de varios elementos de la formación tienen diferentes efectos de desaceleración y captura de neutrones. La pérdida de energía de los neutrones es función del ángulo de colisión y de la masa relativa del núcleo objetivo. A continuación se utiliza el registro gamma de neutrones como ejemplo para presentar los principios básicos del registro de neutrones.

El registro gamma de neutrones utiliza instrumentos para medir la intensidad de los rayos gamma de neutrones en el pozo. Al registrar, use un cable para colocar el instrumento en el fondo del pozo y mida mientras levanta el instrumento hacia arriba. La fuente de neutrones instalada en la parte inferior del instrumento de fondo de pozo emite neutrones rápidos hacia la formación circundante. El dispositivo que registra los rayos gamma de neutrones está a una distancia de entre 50 y 60 cm de la fuente de neutrones (llamada distancia de la fuente) y ambas están separadas por un blindaje de plomo.

La intensidad del rayo registrada se convierte en pulsos eléctricos y se envía a través de cables a instrumentos terrestres. Los instrumentos de superficie convierten la señal del pulso en una diferencia de potencial proporcional a la velocidad de conteo, que luego es registrada por un registrador fotográfico en una curva de registro que cambia con la profundidad.

El número de rayos gamma medidos por el detector de neutrones gamma por unidad de tiempo es proporcional a la densidad de neutrones térmicos en la formación. Los neutrones rápidos pierden la mayor cantidad de energía cuando chocan con núcleos de hidrógeno. Cuando el contenido de hidrógeno en la formación es grande, los neutrones rápidos emitidos por la fuente de neutrones se convierten rápidamente en neutrones térmicos cerca de la fuente de neutrones y son rápidamente absorbidos por la formación. Sólo una pequeña parte puede llegar al detector, por lo que la tasa de recuento del registro gamma de neutrones es baja cuando hay menos hidrógeno en la formación, la energía de los neutrones rápidos decae lentamente, lejos de la fuente de neutrones (es decir, cerca del detector), la mayoría; de los neutrones se convierten en neutrones térmicos y se liberan más rayos gamma después de ser capturados, por lo que la tasa de recuento del registro de neutrones gamma es alta. Por lo tanto, el registro gamma de neutrones puede reflejar el contenido de hidrógeno de la formación.

Si el esqueleto de la roca yacimiento no contiene hidrógeno, el contenido de hidrógeno de la roca de formación es el contenido de hidrógeno del espacio poroso. Si el espacio poroso de la formación está lleno de agua o petróleo, entonces el volumen de agua o petróleo es el volumen de poros de la formación y el contenido de hidrógeno de la roca depende sólo de la porosidad. Por lo tanto, la porosidad se puede calcular utilizando registros gamma de neutrones.

4. Interpretación integral de los datos de registro de pozos Para aplicar correctamente los datos de registro de pozos, curvas y otros datos para resolver problemas geológicos, deben interpretarse de manera integral.

Por un lado, se requiere una explicación exhaustiva de los distintos métodos de registro. Esto se debe a que cada método de registro de pozo refleja indirectamente las condiciones de formación a partir de una determinada propiedad física, y las condiciones de formación cambian constantemente. Por lo tanto, para comprender completamente las propiedades de las formaciones de petróleo y gas, la gente suele utilizar varios o incluso docenas de métodos diferentes de medición y análisis exhaustivos en el mismo pozo. La Figura 3-8 muestra las curvas medidas utilizando cinco métodos de registro para dividir las capas de petróleo, gas y agua. Los valores de amplitud de la capa de petróleo, la capa de gas y la capa de agua reflejados en la curva de potencial natural son más altos que los de otras capas de roca. En base a esto, la capa de petróleo, la capa de gas y la capa de agua se pueden encontrar primero. Pero, ¿qué capa es la capa de petróleo, qué capa es la capa de agua y qué capa es la capa de gas? Dado que los potenciales naturales de las capas de petróleo, gas y agua están cerca entre sí, no se pueden analizar ni distinguir basándose únicamente en las curvas de potencial natural. Sin embargo, en las curvas gamma sónica y de neutrones, el valor de la capa de gas es mayor que el de la capa de petróleo y la capa de agua. En base a esto, la capa de gas se puede separar de la capa de petróleo y la capa de agua. Utilizando la propiedad de que la capa de petróleo tiene una resistividad mayor que la capa de agua, la capa de petróleo y la capa de agua se separan mediante curvas de registro de resistividad aparente.

Figura 3-8 Interpretación integral de los datos de registro de pozos para determinar las capas de petróleo, gas y agua

Por otro lado, es necesario analizar datos distintos al registro de pozos (como los datos de perforación, geológicos y de ingeniería del pozo, etc.) para realizar análisis e interpretación integrales para comprender la litología, las propiedades físicas de almacenamiento de petróleo (porosidad y permeabilidad), las propiedades del petróleo (saturación de petróleo, saturación de gas o saturación de agua) del petróleo. capa, capa de gas y capa de agua.

Preguntas para pensar

1. ¿Qué es un campo de petróleo y gas? ¿Qué es una cuenca petrolera?

2. ¿En qué dos etapas se puede dividir la exploración regional y la exploración industrial?

3. ¿Cuáles son los principales métodos de exploración geofísica? Describa brevemente los principios básicos de varios métodos.

4. ¿Cuáles son los principios fundamentales de los métodos de exploración geoquímica? ¿Qué métodos específicos están incluidos?

5. ¿Qué métodos se incluyen en el registro geológico?

6. ¿Cuáles son los principales métodos de registro geofísico? ¿Cuáles son sus principales usos?

7. Describir brevemente los principios básicos del registro sónico.