Principio del método de registro de imágenes basado en tecnología de imágenes
El registro de imágenes es uno de los logros importantes en el desarrollo de la tecnología de registro en el mundo actual y es un símbolo destacado de la tecnología de registro moderna. Tiene la ventaja de poder mostrar de forma intuitiva y clara las características geológicas espaciales bidimensionales de la pared del pozo y el interior de la formación, lo que permite que la interpretación de registros dé un salto de curvas digitales a imágenes digitales y proporciona un nuevo método para resolver muchos problemas geológicos complejos o difíciles por medios eficaces. En la actualidad, existen más de diez tipos de registros de imágenes, que se pueden dividir a grandes rasgos en registros de imágenes eléctricas, registros de imágenes acústicas y registros de imágenes nucleares. La siguiente es una breve introducción a los principales tipos de registro de imágenes.
13.6.1 Registro de imágenes eléctricas
13.6.1.1 Registro de imágenes de escaneo de microresistividad
En registro estratigráfico de inmersión de formación de alta resolución (SHDT), formación registro de imágenes de escaneo de microresistividad (FMS) y registro de imágenes de microresistividad de formación de diámetro total (FMI), que se han desarrollado rápidamente sobre la base de Utiliza una matriz de electrodos de botón en una placa de electrodos unida a la pared del pozo para registrar cientos de curvas de microresistividad (o conductividad). Estas curvas reflejan las características de cambio relativo de la conductividad de la parte de la formación de la pared del pozo que se encuentra en la placa de electrodos. barridos Resolución vertical extremadamente alta (aproximadamente 0,5 cm).
El procesamiento especial y la obtención de imágenes de los datos registrados pueden convertir esas curvas de conductividad en imágenes escaladas por color de píxel o escala de grises, es decir, imágenes de escaneo de microresistividad (FMI). Cuando se realiza este tipo de escala, las características estratigráficas que son mayores que la resolución del instrumento (la capacidad de la microconductividad para mapear características estratigráficas) generalmente se expresan como varios píxeles de unidad de resolución, mientras que las características estratigráficas que son más pequeñas que la resolución del instrumento se expresan como una resolución. unidad. La resolución del instrumento está relacionada con la estructura geométrica de las hebillas de la placa de electrodos, como el tamaño de las hebillas, el espacio entre las hebillas, el espaciado entre filas y el tamaño de la matriz, etc., que determinan la claridad de la imagen escaneada. . En la imagen de escaneo de microresistividad, diferentes colores o escalas de grises representan la resistividad de la formación cerca de la pared del pozo. Cuanto más oscuro es el color, menor es la resistividad y viceversa. Por lo tanto, utilizando imágenes de escaneo de microresistividad, se pueden describir claramente cambios sutiles en los estratos del pozo, como diversas características estratigráficas, características sedimentológicas, así como agujeros, fracturas y su aparición y orientación, como si se observaran imágenes de núcleos.
Actualmente, existen muchos tipos de herramientas de registro de imágenes en el mercado. Los ejemplos típicos incluyen la herramienta de registro de imágenes de escaneo de microresistividad (FMS) de Schlumberger y la herramienta de registro de imágenes de conductividad de diámetro total. herramienta (FMI), herramienta de registro de imágenes de microconductividad Western Atlas (1022XA) y herramienta de registro de imágenes electrónicas Halliburton (EMI), etc. Sus principales indicadores técnicos se muestran en la tabla Como se muestra en 13-2.
Tabla 13-2 Principales características técnicas de varias herramientas de registro de imágenes de escaneo de microresistividad
13.6.1.2 Registro de imágenes por inducción de matrices
Usos del registro de pozos de imágenes por inducción de matrices una herramienta de registro de inducción de matriz compuesta por múltiples bobinas receptoras. A través del procesamiento de señales de los resultados de medición de diferentes profundidades de detección, se pueden generar curvas de inducción de matriz con diferentes resoluciones longitudinales y diferentes profundidades de detección radial. Estas curvas se pueden usar para producir además dos. -Imagen dimensional de la resistividad de la formación o saturación de petróleo.
La herramienta de registro de imágenes por inducción (AIT) actualmente más madura utiliza una bobina transmisora, 8 conjuntos de pares de bobinas receptoras y los circuitos electrónicos correspondientes, como se muestra en la Figura 13-24. La bobina transmisora funciona a frecuencias de 20 kHz y 40 kHz. Ocho grupos de bobinas utilizan la misma frecuencia y seis grupos de bobinas también utilizan otra frecuencia más alta. De esta manera, los 8 grupos de sistemas de bobinas tienen en realidad 14 espaciamientos de profundidades de detección. Cada grupo de sistemas de bobinas mide la señal en fase R y la señal X desfasada 90°, y se miden un total de 28 señales originales. . Estas señales sin procesar se procesan mediante corrección de pozo y "enfoque de software" para obtener tres resoluciones longitudinales de 1 pie (30,5 cm), 2 pies (61 cm) y 4 pies (122 cm). Cada resolución tiene cinco profundidades de detección radial de 10 pulgadas (25,4 cm). Los arreglos de 20 pulgadas (50,8 cm), 30 pulgadas (76,2 cm), 60 pulgadas (152,4 cm) y 90 pulgadas (228,6 cm) deben registrar bien las curvas.
Figura 13-24 Herramienta de registro de imágenes por inducción de matrices
Entre la rica información de registro proporcionada por el registro de inducción de matrices, las curvas de registro de alta resolución son muy superiores en la interpretación de capas delgadas en comparación con los métodos convencionales. , se pueden distinguir estratos delgados con un espesor de 0,3 m. Las curvas de registro de cinco profundidades de detección se pueden invertir utilizando modelos de cuatro parámetros para obtener la resistividad verdadera de la formación Rt, la resistividad de la zona de transición (zona de lavado) Rxo y el diámetro interior de la zona de transición (radio de la zona de lavado) r1 y el diámetro exterior r2. Además, a través del procesamiento de imágenes de las curvas de registro de inducción del conjunto, se pueden obtener imágenes intuitivas bidimensionales (axial del pozo Z y radial r) de la resistividad de la formación, la resistividad aparente del agua de la formación y la saturación de petróleo y gas.
13.6.1.3 Registro de imágenes laterales en azimut
El registro de imágenes de resistividad aximétrica (ARI) es un nuevo tipo de registro de imágenes laterales que evolucionó a partir del método de registro lateral dual convencional. Agrega una matriz de electrodos de azimut que consta de 12 electrodos a 30° entre sí en el medio del electrodo de blindaje A2 lateral doble para medir los valores de resistividad direccional en 12 direcciones alrededor del pozo.
Los 12 electrodos cubren la formación dentro de un rango de azimut de 360° alrededor del pozo. El valor de resistividad calculado por cada electrodo es equivalente a la corriente de alimentación que pasa a través de cada electrodo dentro de un rango controlado por un ángulo de apertura de. 30°. La resistividad del medio a lo largo del camino. Por tanto, es un verdadero método de registro tridimensional.
La suma de las corrientes de suministro de energía de 12 electrodos de azimut también puede proporcionar un registro lateral de alta resolución (LLHR). En este momento, el electrodo de registro lateral de 12 acimutes puede ser equivalente a un electrodo cilíndrico de cierta altura, y la resistividad medida es equivalente a la resistividad promedio del medio alrededor del pozo. La resolución longitudinal de LLHR es de 8 pulgadas (20,3 cm), que es significativamente mayor que la de la tala lateral profunda y poco profunda.
El registro de imágenes laterales en azimut también retiene mediciones laterales profundas y poco profundas, y puede proporcionar simultáneamente tres tipos de curvas de registro lateral: LLD, LLS y LLHR. Además, mediante el procesamiento de imágenes de 12 curvas de resistividad azimutales, se puede obtener una imagen ARI escalada por conductividad, lo cual es de gran importancia para analizar la heterogeneidad y las fracturas de la formación alrededor del pozo.
13.6.2 Registro de imágenes acústicas
13.6.2.1 Registro de imágenes acústicas de peripozo
Registro de imágenes acústicas de peripozo (CBIL) o registro de imágenes ultrasónico de ojo de pozo (UBI) utiliza un transductor tanto para transmitir como para recibir. El transductor emite pulsos ultrasónicos de 2MHz verticalmente a la pared del pozo a una determinada frecuencia de transmisión (2000-4200/s) y gira a una cierta velocidad para escanear alrededor del pozo.
Las ondas reflejadas reflejadas desde la pared del pozo se registran durante el intervalo de tiempo entre los pulsos transmitidos. La energía de esta onda reflejada depende de la diferencia de impedancia acústica entre el fluido del pozo y el medio de la pared del pozo (roca). Dado que la impedancia acústica del fluido en el pozo puede considerarse constante en el mismo pozo, la energía de onda reflejada registrada puede reflejar cambios en la impedancia acústica del medio de la pared del pozo. Obviamente, para un medio con gran impedancia acústica, el coeficiente de reflexión de la interfaz es grande y la energía de onda reflejada es fuerte. Por el contrario, la energía de onda reflejada es débil.
La amplitud de la onda reflejada registrada se muestra de acuerdo con la orientación de 360° del pozo. Al realizar imágenes de alta resolución de toda la pared del pozo, se puede obtener una vista ampliada que refleja las condiciones físicas del medio de la pared del pozo. Esto es útil para detectar fracturas, analizar su aparición y comprender la heterogeneidad de las rocas.
Cabe señalar que durante el proceso de registro, la sonda girará a medida que se levanta el instrumento, de modo que la trayectoria de escaneo de la señal del pulso acústico tiene forma de hilo. Para determinar la orientación de la imagen de la pared del pozo, la imagen de escaneo así obtenida se puede cortar en el polo norte magnético y expandirse a una imagen acústica de la pared del pozo. Además, la resolución de la imagen acústica se ve afectada por factores como el diámetro del pozo, el lodo en el pozo y la estructura de la superficie de la capa objetivo. La resolución vertical de la imagen está restringida por la velocidad de rotación del escaneo y el registro. velocidad. Estos efectos se pueden reducir hasta cierto punto mediante el uso de transductores enfocados, transductores de baja frecuencia o de gran tamaño y aumentando las tasas de muestreo vertical y lateral.
13.6.2.2 Registro de imágenes de ondas de corte dipolares
Todos los transductores utilizados en el registro sónico convencional se expanden y vibran uniformemente en la dirección radial y se denominan fuentes de sonido monopolo.
Cuando se utiliza esta fuente de sonido, cuando la velocidad de la onda de corte de la formación es menor que la velocidad del sonido del fluido en el pozo (como una formación blanda o una capa de lutita con una velocidad más baja), no se registra ninguna onda de corte porque no hay deslizamiento. Onda de corte generada en la pared del pozo. Para superar esta deficiencia del registro sónico, se desarrolló la tecnología de registro de imágenes de ondas de corte dipolares (DSI).
La fuente de sonido del registro de ondas de corte dipolo consta de dos fuentes de sonido puntuales que están cercanas entre sí, tienen la misma intensidad, pero tienen fases opuestas. La parte del receptor consta de 8 estaciones de medición receptoras separadas 6 pulgadas (15,2 cm) entre sí. Cada estación de medición se compone de cuatro receptores a 90° entre sí, como se muestra en la Figura 13-25. Cuando la fuente de sonido dipolo vibra en el pozo, presuriza un lado de la pared del pozo y despresuriza el otro lado, provocando una ligera desviación de la pared del pozo. De esta manera, por un lado, se excitan ondas longitudinales y transversales en la formación y, por otro lado, esta onda de desviación se propaga a lo largo del eje del pozo en el fluido del pozo, provocando una desviación de la presión en el fluido del pozo. El receptor dipolo calcula las ondas de corte de la formación midiendo las ondas de flexión.
El actual registro de imágenes de ondas de corte dipolo combina de manera flexible un transmisor monopolo y dipolo con 8 receptores monopolo y dipolo para medición, y finalmente genera ondas longitudinales de formación, velocidades de onda transversal y de Stoneley o tiempos de tránsito, relación de Poisson continua. curvas y registros de trenes de onda completa. Estas velocidades de onda longitudinal y de corte o diferencias de tiempo con mayor resolución vertical se pueden utilizar para determinar mejor la porosidad de la formación, calcular los parámetros mecánicos elásticos de la roca y estimar la permeabilidad de la formación; utilizar los cambios de atenuación de la energía de las ondas acústicas para identificar fracturas mediante el procesamiento de imágenes y determinar la fractura; orientación y anisotropía de formación.
Figura 13-25 Descripción general de la herramienta de registro de imágenes de ondas de corte dipolo
13.6.3 Registro de imágenes nucleares
La tecnología de registro de imágenes nucleares es relativamente madura. La primera El método es el registro de imágenes de litología-porosidad de neutrones (APS). Utiliza un generador de neutrones de pulso para emitir neutrones rápidos de 14 MeV y un detector de matriz compuesto por cinco tubos contadores de helio para registrar neutrones epitermales y térmicos. Cinco detectores están protegidos con carburo que contiene boro, tres de los cuales registran neutrones epitermales a una distancia cercana de la fuente, uno registra neutrones epitermales a una distancia lejana de la fuente y el otro registra neutrones térmicos a una distancia lejana de la fuente (se muestra la Figura 13-26). . La resolución longitudinal del instrumento puede alcanzar 16,5 cm (distancia de fuente cercana) y 23 cm (distancia de fuente lejana), respectivamente.
En el registro de pozos reales, se pueden utilizar detectores de neutrones epitermales de distancia de fuente corta y distancia de fuente larga para calcular la porosidad de neutrones de la formación mediante el método de relación de tasa de conteo, como el registro de neutrones compensado. El uso de detectores de neutrones epitermales duales de fuente corta puede realizar un registro de neutrones epitermales de alta resolución y también puede medir la distribución temporal de la tasa de recuento de neutrones epitermales durante el intervalo del pulso de neutrones. Su constante de atenuación es el neutrón rápido. La medida del tiempo de desaceleración es. relacionado con el índice de hidrógeno de formación. Utilizando un detector de neutrones térmicos de larga distancia, se puede registrar la distribución temporal de la tasa de recuento de neutrones térmicos y se puede obtener la sección transversal de captura macroscópica de neutrones térmicos Σ y la vida útil de los neutrones térmicos τ relacionada con la litología.