密度测井仪（共8篇）
密度测井仪 篇1
摘要：岩性密度测井仪器内供给光电倍增管的高压不稳定的故障可能是由于很多方面的原因(高压部分,脉冲计数部分等)造成的,文章从高压产生以及稳定的原理方面进行了全面分析,针对性的解决高压不稳的故障。
关键词：测井,岩性密度测井仪,高压,窗口,计数率
530岩性密度测井仪由装在液压推靠器的密度探头和电子线路NEC组成。经过一段时间的总结,仪器最常见的故障是提供给井下光电倍增管的高压稳不住,即长道或短道高压值一直搜寻高压,高压标志位始终为零,或者经常“0”、“1”两个状态位之间跳变。此时无法进行正常测井。
1 仪器测量原理
测井时仪器探头段紧贴井壁地层,仪器中的1.5居里的铯137伽马源向地层发出伽马射线,伽马射线与地层物质发生康普顿散射,经历复杂的过程后,方向改变,能量降低。当能量低于100 ke V以下时,发生强烈的光电吸收。仪器有长、短两个不同源距的探测器测量到达其位置的伽马射线,其中含有有关地层的信息。仪器有长、短两个不同源距的探测器测量到达其位置的伽马射线,其中含有有关地层的信息。从放射源发出662k e V的伽马射线,而探测到的是0~662 k e V的复杂能谱。在实际仪器中,对不同的谱段采取设置窗口的办法。长源距测量用于获得求取密度、岩性所需数据,短源距测量主要用于泥饼补偿。测井示意图如图1。
2 设置稳谱窗口
为了知道加到光电倍增管上的高压是否正确,在紧靠晶体端面的地方,放了一个单一能量为662 ke V的铯源。由于紧靠晶体,探测到的脉冲高度基本不受地层等环境的影响,把这个脉冲高度和已知能量的伽马输出进行比较,通过改变加到相应光电倍增管的高压可以调节输出脉冲的高度,直到它与基准脉冲高度吻合。在实际情况下,单一能量的伽马射线并不产生单一高度的脉冲,由于ke V到电压轮换中的统计起伏变化,脉冲高度聚集在一个中心平均值周围,符合高斯分布,脉冲高度的平均值应该和基准电压吻合。理论上设置的稳谱窗口为图2的稳谱窗口所示只需要两个。为了排除本底计数的影响,设置了四个稳谱窗口,分别为:N1的能量从538 ke V~600 ke V,N2的能量从600 ke V~662 ke V,N3的能量从662 ke V~724 ke V,N4的能量从724 ke V~786 ke V。N1,N2,N3,N4分别为四个稳谱窗口的计数。
3 稳压过程
岩性密度测井仪器的高压部分由高压控制部分和高压产生部分组成。高压控制电路接收高压控制指令经D/A变换后的电压信号和高压反馈信号,输出高压控制信号,送入探的高压电路来实时的控制高压从而实现稳谱。长道的高压信号HV LS DC,短道的高压控制信号是HV SS DC。我们知道,高压电源是为光电倍增管提供高压的,高压电源的输入输出关系为(以长源距为例):-HV=1700+230*LSOUT
如果由于温度或者其它原因使光电倍增管的放大倍数上升或是下降→N2-(N1-N4)/3≠N3→HV LS DC变化→LS OUT变化→HV降低或是升高→∣HV∣增大或是减小→光电倍增管的放大倍数上升或是下降。
由以上两种情况可知,地面系统的软件中判断等式:N2-(N1-N4)/3=N3是否成立,来调整光电倍增管的放大倍数,使仪器实现自动稳谱。如果达不到这个条件,高压就稳不住,地面的标志位为0,这时候的是无法进行测井的。
4 仪器维修实例
4.1 长道高压稳不住
检查发现,长道高压LSHV稳不住且无计数,通过调换仪器探头,确定问题出现在探头部分,拆卸探头检查,长道光电倍增管无输出,更换后正常。
4.2 测井时井时短道高压稳不住,时好时坏
查仪器在故障时短道各窗口计数跳变严重,经更换仪器发现故障发生在NEC上,根据电路图查看NEC的A2板模块,确定A2板窗口模块坏,更换后正常。
4.3 长短道高压均不稳
查长短道各窗口计数均为0,无信号上传。高压标志位一直为零,高压从低往高不停的循环往复的搜索,通过测井探头高压处实际高压为零,检查为高压电路出现故障,高压输出的滤波电容被击穿,导致高压短路无输出,使得实际没有高压加到光电倍增管上。
4.4 测井时长短道高压均稳不住
长道高压值从低到高循环变化,不能稳定。观察长道四个通道的值,只有在高压达到很高时,LITH窗口才有少量脉冲信号,说明井下高压达不到预定值。查探头部分振荡管正常,变压器正常。把振荡器输出和长短道的倍压电路对调,依然是长道高压值低。判断是长道倍压电路故障。更换高压总成后仪器工作正常。
5 结论
从以上仪器的产生故障可以看出,很多故障都可能表现为高压不稳,测井过程中的井下高压故障,可能是由于仪器的一个或者多个电路出现故障造成的,若出现高压稳不住的情况,应考虑以下几个方面的情况:
(1)首先用替换法确定是电子线路部分、探头部分(液压推靠器和岩性密度探头)出现故障。
(2)如果是探头部分出现故障,一般为高压电路本身出现故障,逐一检查高压部分各测试点即可。如果高压正常,还需继续检查脉冲输出放大部分电路。
(3)如果NEC线路部分出现故障,主要是A2板能谱窗口或者计数部分出现故障,对照各测试点测量,推荐使用电路板替换法确定故障所在电路板。
参考文献
[1]北京环鼎科技有限公司.岩性密度测井仪530数控测井,仪器使用维修手册.2007(资料)
[2]北京环鼎科技有限公司.共用电子线路段一530数控测井仪器使用维修手册.2007(资料)
密度测井仪 篇2
MAK-II声波和СГДТ-НВ水泥密度-套管壁厚度（简称伽马密度）组合测井仪是从俄罗斯引进的。
MAK-II声波和伽马密度固井质量评价系统是针对俄罗斯MAK-II声波和伽马密度测井仪编制的，集数据采集、数据处理、解释评价为一体的测井解释评价系统。其中包括测井、格式转换、数据查看、校深、波形校正、解释评价、原始数据及解释成果打印等。输出成果为一、二界面的水泥胶结情况的评价结果以及套管与地层间环空中充填介质的密度、套管壁的厚度、套管偏心率等。
该评价系统的运行环境是：硬件－586以上的IBM-PC兼容机、彩色显示器；软件－MS-DOS6.0以上版本操作系统，中文操作系统
MAK-II声波测井仪采用单发双收声系，发射探头是磁致伸缩探头，接收探头是压电陶瓷探头。耐温可达120 ℃，耐压80 MPa，外径有73mm和100mm两种，测速为1000m/h。该仪器一次下井可同时记录变密度、首波到达R1的时间、波到达R2的时间、首波时差、R1记录的首波衰减、R2记录的首波衰减、首波的衰减系数等曲线。通过解释分析，可以评价一、二界面胶结情况。
СГДТ-НВ伽马密度测井仪的发射探头选用137Cs伽玛源，源强为240毫居里。密度探头由沿周向排列的6个小探头构成。其耐温可达120 ℃，耐压60 MPa，外径100mm，测速600m/h。适用于在套管壁厚度小于15 mm，固井用水泥密度在1.0~2.0 g/cm3之间的井中测量。
测井时，仪器在套管内居中，伽玛源向周围介质发射0.662Mev的伽玛射线，射线与套管内介质、套管、水泥环以及地层中的物质发生康普顿散射、瑞利散射和光电吸收等作用，各接收探头接收经过散射的能量下降的射线，从而可得到套管壁厚计数曲线、6条密度计数曲线、综合密度计数曲线及自然伽玛计数等曲线。再通过计算，可以得到充填介质平均密度、套管壁厚度及套管偏心率曲线。
通常，在利用MAK-II声波评价固井质量的基础上，参照伽马密度处理结果来给出固井质量及管柱技术状况的综合评价结果。这样可以很好的解决常规固井检查方法中在界面胶结不好的情况下不能判别井下固井情况的问题。该套仪器主要功能及优点如下： •评价水泥胶结质量。
•可以确定自由套管、水泥返高及混浆带。•确定环空充填介质的密度。•区分水泥缺失与微间隙。
•确定套管壁厚度并以此作为套管原始档案，为今后套管腐蚀检测提供依据。
密度测井仪 篇3
由于仪器老化, 所测量的资料不能精确的反应井下的各种信息, 为保证测井资料质量, 为用户提供优质、安全、高效、环保的测井服务, 该仪器已被停用。通过分析, 该仪器主要存在地层波强弱不明显、变密度曲线和地层对应性不好、M0B模块缺乏且稳定性差、自然伽马重复性能差的问题。
1.1 地层波强弱不明显
造成此问题的原因包括: (1) 逻辑电路中的方波发生器采用多谐振荡器, 性能不稳定, 温度性能差, 易造成同步出错; (2) 发射电路能量低, 为了加大强度, 两个发射晶体采用并联方式, 由于两个发射晶体与接收晶体的距离不同, 接收晶体不能得到最大能量。 (3) 仪器供电采用直流供电, 经过振荡、整流、滤波、稳压, 供电电路复杂且供电电路低压稳压效果不好, 纹波大, 温度性能差。
1.2 变密度曲线和地层对应性不好
造成此问题的原因为接收晶体采集的变密度信号太弱, 为了增加变密度信号的幅度, 信号接收电路的放大倍数被设置的太大, 造成变密度曲线饱和失真, 与声幅曲线、地层对应性差。
1.3 M0B模块稳定性差且备用模块缺乏
造成此问题的原因包括: (1) 测井过程中用示波器探头测量波形时, 易造成M0B模块元器件损坏; (2) 变密度刻度时, 声波同步不稳定, 首峰信号窜, 长短源距经常颠倒; (3) M0B模块不能与M05声波模块同时插在机箱中, 使用不便; (4) 变密度信号不稳定, 声波信号太强, 最低档饱和, 更换下井仪器时需重新调节同步信号; (5) GR测量数值高, 且时常断信号; (6) 测井过程中, 伽马数值易突变或无数值, 输入指令CBLG, 不能改变放大倍数。
1.4 自然伽马重复性能差
造成此问题的原因包括: (1) 电路原理设计有缺陷, 低压+24v稳压效果不好; (2) 伽马电路高压采用倍压整流电路, 高压不稳定; (3) 伽马供电倍增管采用GDB40, 平区窄, 温度性能差。
2 仪器的改进
通过对该仪器存在的问题分析, 研究采取了最佳的问题解决措施 (表1) 。
⑴将仪器改为由电缆1#和3#接收逻辑信号;供电方式由直流供电改为交流供电;低压稳压采用高性能的42094-15和42095-15三端稳压器。
利用protel软件重新设计绘制逻辑、发射PCB板, 设计后的发射逻辑电路提供0us和17us两个发射信号, 控制发射晶体相差17us工作, 使发射能量叠加为最大;发射晶体改为两个大能量晶体。设计完成后, 依照电路图, 焊制P C B板, 对仪器进行布线, 并进行了加温试验, 性能良好。
⑵利用protel软件重新设计接收和换挡模块电路原理;由7#缆芯上传声波信号;对接收和换挡电路的参数合理的选择;调整声波变密度和声幅信号的幅度。设计完成后, 重新焊制PCB板, 布线试验, 效果理想。
⑶将仪器通讯方式改为由M05模块下发逻辑协调仪器工作;由7#缆芯上传声波信号, 进入M05模块进行处理, 经M0D高速A/D进行数字化;数字量在主机的控制下进入M09模块。
⑷伽马高压改为由高压模块提供, 950V左右, 进入R980光电倍增管, 由探头来的信号首先进入射级跟随器进行阻抗匹配, 再经过门槛调节器, 去掉无用脉冲, 进入F/V转换, 由驱动电路送往地面。低压稳压电路改用稳压效果更好的42094-24。
3 改进后应用
仪器改进完成后, 通过车间刻度、试验井校验, 并上井进行了测井资料对比, 仪器的技术指标完全符合测井仪器“三性一化”的标准。变密度曲线灰度区分明显, 与地层对应性良好, 曲线重复误差小, 刻度线性良好, 变密度信号稳定, 仪器性能有了明显改善。投入应用后, 测井资料优等品率达到90%以上。
目前购买一支新的声波变密度测井仪器价格昂贵, 而通过仪器改进, 成本仅几千元, 通过对十几套仪器进行改进应用, 将节约大量的成本, 同时缓解测井任务多与测井仪器少之间的矛盾, 投入到测井生产中还可以不断创造可观的经济效益。
4 结束语
通过对S L1418仪器的改进, 实现了预期的目标, 使得该仪器电子线路集成化程度高, 提高了仪器的可靠性, 且维修方便。在仪器改进、调试、应用过程中, 仪器改造人员总结了一定的经验, 提高了自身的技术水平。随着新技术的发展, 需要在今后的工作中进行更具体、更深入地研究, 不断改进、挖掘老仪器的潜力。
参考文献
[1]楚泽涵.声波测井原理.石油工业出版社.1992 (7) .
密度测井仪 篇4
通常, 通过密度测井计算孔隙度, 即使用孔隙度方程:100%的基岩密度值与测井读值之间的差值除以100%基岩密度值与地层水密度值的差值进行计算。基岩密度可从岩心或能谱测井中获得。
储层流体的密度假定为1.0g/cm3, 或者是淡水。但是, 如果密度仪器所探测到的储层中的流体不是水, 而是一些泥浆滤液、水和原油或天然气的混合物呢?这可能会导致对孔隙度的错误估算。例如, 在一个用油基泥浆 (OBM) 钻井的30%孔隙度的砂岩中, 流体密度每0.1g/cm3的误差可导致1.5%孔隙度的孔隙度误差。按储层的规模, 误差很容易超过1×106bbl (1 bbl=0.159 m3) 。
对近井眼流体影响密度孔隙度的计算进行补偿并不是一个新问题。1962年, Gaymard和Poupon提出了一种方法, 假定基岩密度已知, 油气均匀分布在整个仪器的探测空间里。近20年后, Suau指出, 近井眼流体浓度可以径向变化, 在尝试更准确地计算总孔隙度时, 要考虑到密度和中子仪器的不同探测深度。
2 突破性技术
核磁共振 (NMR) 仪器的发展使岩石物理学家第一次有机会不用依赖于基质岩石而进行孔隙流体的测量。1998年Freedman和他的同事们提出了一项技术, 命名为密度磁共振 (DMR) , 以测量和补偿近井眼流体的影响。然而, DMR技术有一个重大缺陷。他认为, 所有传感器测到的是相同的流体。但是, 那时候的NMR仪器只有很浅的探测深度 (大约1in, 1 in=25.4 mm) , 而补偿中子测井仪 (CNL) 可测量深入地层1ft (1 ft=30.48 cm) 。密度仪器处于二者之间。
三维核磁共振仪器测量横向弛豫时间 (T2) 、纵向弛豫时间 (T1) 和依靠天线的焦点所探测到的准确深度的扩散系数 (D) 。通过被测量流体的精确定位, 可以绘出关于T1、T2和D的二维图, 描述出单一流体的体积和饱和度, 因此, 可估算出总孔隙度。但是, 这些仪器对于宏观孔隙度的估算是不切实际的, 因为其测速慢和垂直分辨率不足。
新型四维磁共振扫描仪器增加了一个大幅改进的径向维数 (第四维) , 它能在6个、称为“shells”的不连续的探测深度进行连续测量, 类似于同心的45°弧线。在轴向上扩大到6in和18in之间。计算和测量一般选自“shells”中距离探测器表面1.5in、2.7in和4in处 (图1) 。
通过对所有的“shells”中的数据进行同时处理, 可以描述出流体参数的径向分布。这个想法采用三维核磁共振在多种深度的探测, 估算变化的混合流体的密度, 然后在密度孔隙度的计算中进行使用 (假设基岩的密度已知) 。由于NMR的测量不受基岩密度的影响, 这是一个稳定的计算连续孔隙度的方式, 该孔隙度是对垂向大井段流体密度变化的补偿。
地层密度仪器的几何响应可以从到井壁界面的径向距离的双曲正切函数近似得到, 因此近似响应能够在所选择的3个不连续的探测深度得以确定。包括零点、井壁上的密度读值在内, 源自仪器数值的随后数据拟合给出了流体密度合理、准确的分布关系。当外推到6in时, 全部的响应可在4%以内估计。
3 现场应用
在西非, 一口使用油基泥浆的井钻遇了有极好的孔隙度和渗透率的疏松砂岩层。通过岩心分析可以确定基岩的密度为2.56g/cm3。包含有高分辨率的一维核磁共振T2成像的裸眼井测井曲线如图2所示。通过分析传统的密度/中子曲线的“沙漏”剖面 (第二道的黄色部分) 可以确定油气层段。在大约从500ft到700ft井段, 气体的影响范围在30%和40%之间, 这就使得要精确地得到地层的真孔隙度成了问题。
由于缺乏地层实际流体密度的测量手段, 于是解释人员选择一个常数0.9g/cm3用于计算。这其实是一个中间值, 试图解释是因为有油基泥浆滤液的侵入作用才在近井眼的区域有油气的存在。在进行精细解释时, 对于水层、油层、气层和页岩段, 岩石物理学家可以选择不同的值, 但所选的值往往是不客观的, 这与解释人员个人的技术和该地区的相关经验值有关。
在这种情况下, 使用新仪器再次测量了这口井, 测井曲线如图3所示。前三道分别显示的是1.5in数据组的T1、T2和D的分布情况, 1.5in和2.7in数据组的流体体积分别显示在4道和5道。位于480 ft处气层的A点、510ft处油层的B点和525ft处水层的C点显示了流体密度如何影响孔隙度的计算值 (黑色曲线) , 使之随流体体积分布的不同而连续改变。
4 讨论
观察两种探测深度的流体密度曲线和6.0in外推曲线, 可以看出泥浆滤液的侵入对含气砂岩的影响很大 (图4) 。流体密度变化范围从含气砂岩的0.45g/cm3到页岩处的1.0g/cm3。任何基于流体密度为常数的孔隙度计算方法都会出现很大的误差。
结果如图5所示。在详细剖面图中, 有3个部分被突出显示:大约480ft处的气层 (A) 、其下的510ft处的油层 (B) 和下面525ft处的水层 (C) 。
每个区域中对于1.5in和2.7in两种探测深度的流体径向分布图显示在右边。这是T1-D的对数交汇图。由于非均匀油基泥浆的侵入所引起的变化可以从不同的探测深度上显现出来。
同样的情形也曾在一些油井中出现过。通过西非一口使用油基泥浆钻井所测得的资料, 可以观察到在具有很好的孔隙度和渗透性的页状砂岩层中的结果。但是由于粒度和泥质含量变化引起了渗透率的变化, 这种变化又反过来产生了泥浆滤液侵入深度的变化。如果没有一种有效测量原地流体密度的方法, 那么由于流体成分的巨大差别, 要精确地确定孔隙度将成为一个难题。
正如所预料的一样, 油基泥浆滤液侵入的体积随着探测深度的增加而减少。外推的6in侵入深度曲线显示了砂岩中流体的平均密度 (0.83g/cm3) , 远远小于密度测井时用于推导孔隙度的通常假定的1.0g/cm3。事实上, 由密度推导出的孔隙度与由MR推导的孔隙度值相差3.0%。
在测井曲线图中有3个区域被标识出来:729m处的X区域, 显示了反相关 (镜像反应) 后的密度/中子值的分离很大;755m处的Y区域, 也显示了未进行镜像反应后的密度/中子值的分离;768m处的Z区域, 显示了同样经过反相关后的密度/中子值的分离 (图6) 。第一道显示了密度 (红) 、中子 (蓝) 、高分辨率核磁共振 (绿) 与不同的流体密度 (黑) 技术之间孔隙度的比较。
对于每个区域, 所有3个核磁共振参数 (T1、T2和D) 对探测深度的交汇图都被绘制出来, 如右所示。细小的差别表现得很明显。在Y区, 油层可以很容易地和油基泥浆滤液区别开来;在X区和Z区, 对于不同的探测深度, 图上都显示为一致的单种流体, 经解释为受少量油基泥浆侵入影响的储层油。
在这种情况下, 无论密度还是中子曲线都具有同样的油气反应。但是在Y区, 中子曲线反应了一种与密度曲线不同的流体 (由于没有镜像效应) 。这意味着中子测井受油气影响比密度测井大得多, 任何对这两种测井技术使用标准的油气校正方法来计算总孔隙度的尝试都不会得到积极的结果。
分析声波变密度测井技术的应用 篇5
声波变密度测井技术由三大部分组成, 分别是磁定位、自然伽马仪以及声波变密度仪, 该技术可以帮助操作人员下一次井就能够将这三大部分的数据检测出来, 并绘制成组合曲线。而声波发射器将声音通过泥浆传入到套管, 从而形成了套管波。而套管波就会利用最短路径来传播, 并再次射入到泥浆中。负责接收声波的接收器会将第一波声波的幅度经过电子线路将其转化为电压值记录下来。在井下的时候可以通过超声成像测井仪把井内的情况直接成像出来, 操作人员就可以很直观的了解到哪里有裂缝, 哪里有溶洞等等, 还能够对一些套管进行检测, 查看它们是否被腐蚀, 被变形。该仪器在实际测井应用中取得了非常大的成功, 各项测井数据资料都被有效收集。
我国有远探测声波反射成像测井技术, 该技术在我国得到广泛应用, 它是将井外地层中的辐射波作为入射波, 对井旁的裂缝以及小构造通过声波来进行了解。再利用探测仪器将所有的声波信号接收到, 这样就让操作人员仿佛有了千里眼、顺风耳一样, 各种数据统统了解。因此远探测声波反射成像测井技术具备了方便、快速、时效性高、性能卓越等特征。目前我国较为多见的测井系统有5700测井系统, 该系统可以和远探测声波反射成像测井技术一起使用, 这样就可以将原本的测井深度从短短的3米扩大到10米, 而源距离则可以不改变, 这是其他测井方法所无法相提并论的。远探测声波反射成像测井技术在我国首次被使用是在2009年, 是对塔里木中的油田进行检测, 利用该技术发现井壁储层在没有发育的情况下形成了井旁裂缝性储层, 而发现的该油被高度认可并使用在高产工业中。这次测井的应用取得很好的成果, 因此在之后的应用多被多次使用, 同样也取得很好成果, 发现很多优质油, 受到广大油田用户的喜爱与信任。
2 分析应用声波变密度测井技术的重要意义
通过以上概述, 对声波变密度测井技术应该有了一定的认识, 了解到该技术在石油天然气开采中应用广泛, 它可以帮助企业对地层中存在的各项数据进行随时收集分析, 还能够将所收集到的数据进行分析后应用到实际开采当中, 比如钻头工作时的运行轨迹, 及时调整以确保其顺着目标方向进行钻进, 该技术可以在十分复杂的油井下获得井内的全部资料, 还能够对油田下的油进行评断, 看其价值如何。由此可见, 声波变密度测井技术在油田开采中十分重要, 意义重大。
3 声波变密度测井的应用
3.1 检查固井质量
3.1.1 套管外无水泥的情况。
套管处于这种情况的时候, 对声波的反射能力特别的好, 而且由于地波比较弱甚至是没有, 所以带来的影响很少, 变密度的相线基本上没有什么差别, 分布很平均, 而得出的数据中固井声幅是高幅值且套管的接箍显著。
3.1.2 水泥、套管与地层胶结不错的情况。
出现这种情况主要是由于套管与水泥之间的区别不大, 声波传播到地层后, 造成套管波的波幅比较弱, 而地层波则较强的情形, 得出的固井声幅与上述相比为低幅值。
3.1.3 第三种情况与第二种是呈现相反的结果, 但是最终的固井声幅却与第二种情况得出的结果一样是低幅值。
该情况产生的声波不是从套管界面中反射出去, 而是从水泥环中进入, 而水泥环会给声波带来很大影响, 将声波能量降低, 因此传播到地层时的声波能量就比较小, 造成套管波和地层波一样的弱。
3.1.4 水泥和套管胶结的结果一般。
处于这种情况的套管会把绝大部分的声波给重新反射回去, 最终只有一小部分的声波能力能够传播到地层, 给套管波和地层波都带来一定的幅度。
3.2 提高试油质量与施工效率, 从而提升对油田的开发程度。
窜槽现象会影响最终的试油结果, 因此在对试油、射孔制定层段时要有效规避该现象, 减少其带来的影响造成的经济损失, 特别是油田生产上的损失。并且收集到的资料数据中明确了解地层中储层的性质, 根据各项数据对储层性质做出科学合理的评价, 这样对未来油田开发能够起到积极有效的作用。经过不断的尝试与研究, 声波变密度测井技术已经被广泛应用在各种井中, 比如生产井、侧钻井、水平井等等。
4 经济效益分析
研发声波变密度测井技术从根本上讲的目标就是希望能够提高经济效益。而该技术所富含的技术水平十分高, 对各种出现的问题能够有效解决, 所以解决问题的能力十分高。另外, 使用该技术还能够促进施工效率的提升, 将原本较长的施工周期在一定程度上缩短, 让投资方能够在较短时间内看到投资效果。而被被投资方的施工单位来说, 施工效率提升就将劳动强度减弱, 从而令劳动成本降低, 让经济效益变得更加显著。
参考文献
[1]夏播.声波变密度测井技术的应用探析[J].技术研究.
[2]付冰.声波变密度测井技术的应用研究[J].中国新技术新产品, 2012, (21) :18.
[3]邱广军.声波变密度测井技术及其应用[J].内蒙古石油化工, 2010.8 (1) :102-103.
密度测井仪 篇6
密度测井仪器主要由探头 (目前测井仪器大都含有长源探头和短源探头) 及源组成。地层遭受一特殊源 (60Co或137Cs) 发出的伽马射线辐射作用, 密度测井仪探头在离源固定距离处测量散射伽马射线强度。当电子密度越大时, 光子经历的碰撞次数越多, 其强度越小。
2 密度测井曲线校正模型的建立
2.1几何因子理论[1]
对于放射性测井, 如伽马测井, 在厚度小于探测“球体”直径的地层中, 伽马曲线就不能达到正确的数值。测井读数将是球体内一系列薄地层信号贡献的体积加权平均值。根据哈伦伯格在1973年的资料, 可以把放射性测井读数用下面式近似表达。
式中Vi为第i个小层的体积;Di为第i个小层放射性测井读数。
2.2密度测井曲线校正模型
密度测井仪器的源和探头紧贴在井壁上, 反映的是一个半径为R的球体内的地层信息, 如图1所示。
设薄层厚度为h, l为采样间隔。与薄层上界面距离小于R的上围岩、与薄层下界面距离小于R的下围岩以及薄层内采样点的测井读数都不能反映地层的真实情况, 设此范围内共有N个采样点, 即undefined。与薄层上界面距离大于R的上围岩、与薄层下界面距离大于R的下围岩的密度测井不再受到薄层的影响, 因而是准确的。
设R长的井段内含有k个采样点。定义算子L:ρb (i) →ρ′b (i) i=-k+1, -k+2, …, -2, -1, 0, 1, 2, …, N, N+1, N+2, …, N+k。即原密度测井曲线ρb经过校正得到新的密度测井曲线ρ′b。当i=-k+1, -k+2, …, -2, -1, 0, N+1, N+2, …, N+k时ρb (i) =ρ′b (i) 。根据几何因子理论有:
Vρb (i) =Vkρ′b (i-k) +Vk-1ρ′b (i-k+1) +Vk-2ρ′b (i-k+2) +…+V1ρ′b (i-1) +V0ρ′b (i) +V1ρ′b (i+1) +…+Vk-1ρ′b (i+k-1) +Vkρ′b (i+k) i=1, 2, …, N。
解上面含N个未知量N个方程的方程组。求得ρ′b (i) , i=1, 2, …, N。
式中V为半径为R的球体体积, Vj为球心上部第j个采样点所在的球台的体积, V0为球心所在球台的体积, Vk为球体顶部的球缺的体积。
undefined
解上面含N个未知量N个方程的线性方程组。求得ρ′b (i) , i=1, 2, …, N。
3 权重的确定方法
由于球体中心的测井记录值受到多方面的影响[2,3], 如球内所含各记录点所在球台体积的影响、各点到球心的距离因素影响等。球体中心点的记录值是球体内多个数据点的信息的加权平均。因此几何因子模型的实质就是给球体内各个小层赋以不同的权重, 使之符合地层的物理模型和地质模型。
设随着地层中的点与探测源的距离x的不断变化, 相应的对球心处伽马射线强度的贡献率y成正态分布[6], 如图2所示。
以球体半径R为参数, 由半径R的大小, 可确定出相应的正态分布的参数σ。因为p (-r
根据几何因子理论有以下N个方程
ρb (i) =p (-l
解上面含N个未知量N个方程的线性方程组, 求得ρ′b (i) , i=1, 2, …, N。调整参数R的大小, 可以得到不同的校正曲线, 通过与相应的岩心参数做比较, 确定一个合适的半径。
4 实例分析
图3和图4是应用上述校正方法对某区块的密度测井曲线进行校正前后的对比情况以及和岩心的对比情况。表1表示密度测井曲线经过校正前后与误差情况。
5 结论
通过以上实例分析可见, 基于几何因子理论的薄层测井密度校正, 克服了围岩对薄层密度的影响。这种方法简单, 有效, 在密度测井曲线的处理过程中可以得到很好的应用。
摘要：从密度测井的基本原理出发, 基于几何因子理论建立了密度测井校正模型。主要思路是将球形探测区域进行划分和优化各部分的权重。实际应用表明, 处理后的测井曲线基本消除了围岩对薄层测井曲线的影响, 相对于原曲线能更清晰地反映地层情况。
关键词：密度测井,薄层,几何因子,校正模型,权重
参考文献
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[2]王天波, 李玉玲, 董春旭, 等.薄层测井高分辨率处理技术.河南石油, 1999;13 (3) :9—13
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用声波变密度测井识别微环的影响 篇7
关键词：声波密度测井,微环,影响
1 微环简介
微环是指套管外壁与水泥之间存在极其微小的环形空间, 一般直径在0.1mm左右。但微环之间是不连通的, 它与串槽一定要区别开来, 微环不影响固井质量和采油生产, 而串槽则影响采油和注水工作。微环形成的原因有:固井时注入水泥的压力不均;水泥凝固时套管热膨胀;固井后钻水泥塞、通井等作业撞击套管使水泥环受到震动;套管外壁上的涂漆或油脂等造成水泥脱落;固井前后井内静液柱的压力等。
2 解决办法
固井资料解释工作中对于存在微间隙影响的确认与评价方法。
工作中常见的微间隙有下面的情况: (1) 下面通过对发FX井进行两次变密度测井, 并将两次测井资料进行对比, 清楚地发现微环对变密度测井值的影响是不可忽视的。
该井第一次 (试压前) 声波变密度测井图如图1所示, 第二次 (试压后) 声波变密度测井图如图2所示。第二次测井, 测井资料显示:声波幅度值在100%左右;固井段 (与上次相同井段) 声波幅度值大大降低到10%左右, 地层波清楚, 且与完井声波时差曲线和第一次声波变密度测井资料有良好的对应关系。试压前后这两次测井图对比表明, 试压前显示固井质量差, 试压后显示固井质量比较好, 两次测井资料异常, 其原因完全是微环的影响。由此看来用声波变密度测井来识别微环的影响是一种可行的方法。
(2) 老井工程存在微间隙。随着油田生产进入中后期, 老井挖潜工作的需要势必需要经常对老井进行固井质量复查。这类测井资料中经常遇到在已经投产的井段以前固井质量好, 新的资料中却没有明显的地层波。遇有这种情况, 如果单纯就眼前的资料显示进行分析或者解释软件分析都会评价为固井质量差。而当我们参考老井固井资料, 通过对比分析, 就可以确定是否为井眼各种施工工艺造成的微间隙导致了新资料中地层波的缺失、甚至套管波严重, 进而给出更契合实际的评价解释结论。
(3) 存在微间隙的新井。在一些新井的固井资料中也会经常遇到微间隙的影响。但是由于没有老资料可以参考, 在实际工作中, 我们常常会与相关施工部门进行确认, 如果在固井施工中没有遇到固井水泥的漏失, 而且保证了可计算的固井水泥量的前提下出现了固井质量差的资料显示, 对于重要井段我们建议加测水泥密度资料对变密度分析结论加以认证, 以求避免变密度评价结果与实际情况不符, 造成工程上时间和成本的浪费。
图3中可见在2210米上下和2230-2240米井段变密度波形和声幅结论都是中等偏差, 后加测水泥密度结果显示, 这两段的水泥密度值都高于2220米处, 可见是由于微间隙影响了声波变密度的测井结果。该井段固井质量要评价为好。 (该井平均水泥密度1.88g/cm3)
3 经验总结
(1) “微环空”的存在明显增大了套管与水泥环之间的声阻抗, 造成测井与纯泥浆或胶结不好的响应一致。影响了固井质量解释。
(2) 微小间隙, 它使胶结好井段的套管波幅度显示为中等, 地层波显示为胶结不好或中等。微间隙使套管波幅度变大, 地层波强度变弱, 表现为水泥环胶结不好。
终上所述, 微环对声波变密度测井的影响如此之大, 需要我们在声波变密度测井解释中, 把微环的影响因素考虑进去, 对于无资料对比的情形建议用户加测水泥密度来甄别, 客观地综合评价固井质量, 使我们在生产中少走弯路。
参考文献
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[2]常子恒.石油勘探开发技术[M].北京:石油工业出版社, 2001.
密度测井仪 篇8
1 双孔隙度的确定
1.1 核磁孔隙度
根据核磁共振测井原理可知, 核磁共振测井可以提供与岩性基本无关的孔隙度, 储层所含流体为油和水时, 其含氢指数基本相同, 核磁共振测井确定储层有效孔隙度采用常用的方法是:
φNMR=PA+P2A+…+P10A (1)
式 (1) 中, PA , P2A…, P10A—A组4, 8, 16, 32, 64, 128, 256, 512, 1 024, 2 048ms的孔隙度, φNMR—核磁孔隙度, f。
当储层内所含流体为天然气时, 测得的各布点的孔隙度幅值偏低。这是因为: (1) 气体的含氢指数低, (2) 气体未完全极化。因此确定的核磁孔隙度小于储层真实孔隙度。
1.2 密度孔隙度的确定
密度测井计算储层有效孔隙度的体积模型为:
undefined (2)
式 (2) 中 φDEN—密度孔隙度, f;
ρb—密度测井值, g/cm3;
ρma—骨架密度, g/cm3;
ρf—流体密度, g/cm3。
以往岩石骨架值是通过统计分析的方法确定的, 在单井中应用不变的骨架参数。由于火山岩的特殊性, 即使相同的岩性, 其骨架参数也有可能不同, 因此采用固定岩石骨架值计算的火山岩储层孔隙度误差较大。一般来说岩石的骨架物理参数由两个因素决定, 一是岩石矿物成分的密度, 二是岩石的矿物成分的含量, 也就是各种元素的化学含量。这里我们引用ECS (斯仑贝谢公司) 测得的岩石元素含量确定岩石骨架密度, 岩石骨架密度是随岩石成分的不同而变化的。
2 双孔隙度差值识别气水层
常规测井资料识别气水层主要是应用中子-密度孔隙度交汇的方法。依据是储层含气时, 使密度孔隙度偏大;而中子孔隙度偏小, 在气层, 中子-密度孔隙度曲线有明显交汇特征, 而在水层, 两孔隙度曲线是重合的, 以此来识别气水层。中子测井不仅受孔隙流体含氢指数的影响, 还受骨架矿物含氢指数的影响, 甚至在火山岩储层, 骨架对中子测井的影响超过了流体的影响。在纯水层, 中子-密度曲线也出现交汇, 可见应用中子-密度曲线交会识别气水层满足不了生产需要[2]。而核磁共振测井虽然与中子测井一样, 测量的是地层含氢量的多少, 但它主要反映的是孔隙中流体的含氢量, 基本不受岩石骨架含氢量的影响, 因此, 可以利用密度-核磁曲线交会识别气水层。
由于当储层内所含流体为天然气时, 测得的各布点的孔隙度幅值偏低, 使核磁共振测井计算的孔隙度小于地层真实孔隙度。而在火山岩含气储层, 密度测井计算的孔隙度大于地层真实孔隙度。应用40多口井核磁共振测井处理结果与试气结果对比分析, 发现密度-核磁孔隙度差值大小与储层含气饱和度呈正相关 (图1、图2) , 通过上述分析可见, 双孔隙度差值较好地指示了气的存在, 因此提出了密度-核磁孔隙度差值法识别气水层。
Δφ=φDEN-φNMR (3)
式 (3) 中, Δφ:密度-核磁孔隙度差值, %。
应用33层试气资料, 其中气层16层, 气水同层12层, 水层5层, 对比分析后, 优选密度-核磁孔隙度差值 (Δφ) 、深侧向视电阻 (Rt) 建立了气水层识别标准, 图版精度为93.9%。标准为:
气 层:Rt > -434.8ln (Δφ) + 913.5 (4)
气水同层:-434.84ln (Δφ) + 913.5>Rt≥
-140.2ln (Δφ) + 301.2 (5)
水 层:Rt<140.2ln (Δφ) + 301.2 (6)
式中, Rt:目的层的深测向视电阻率, Ω·m。
3 火山岩气层分类标准
储层分类是按储集空间的发育程度、储集性能的好坏将储层进行分类, 通常分为好、中、差三类储层, 不同储层的渗流能力、产液能力差异很大, 合理进行储层分类可以优选试油层位和准确产能预测, 可见它是油气藏描述的重要内容之一, 如何利用测井资料有效区分不同类型储层, 对储量计算、开发方案编制等都是非常必要的。
通常应用孔隙度、渗透率和孔隙结构进行储层分类, 对于孔、渗关系匹配较好的储层, 应用孔隙度和渗透率进行分类效果就较好, 而对于孔、渗关系匹配较差的储层, 必须研究岩石的孔隙结构。储集层的孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系, 而喉道的大小和分布是影响储集岩的储集能力和渗透能力的主要因素。核磁共振测井反映了地层孔隙大小, 可以计算得到连续的毛管压力曲线, 直观反应孔隙结构的变化, 应用核磁共振测井进行储层分类弥补了常规测井的不足[8]。
首先根据大庆火山岩气田开发的需要, 将储层初步分为三类。Ⅰ类储层:不用压裂采气强度在3 500 m3/ (d.m) 以上的储层;Ⅱ类储层:压裂后采气强度在2 000m3/ (d.m) 以上的储层;Ⅲ类储层:压裂后采气强度在2 000 m3/ (d.m) 以下的储层。
应用徐深气田火山岩储层25口井36层试气资料, 将气层按上述标准分为三类 (图3) 。对应分析各类储层测井响应特征, 优选测井参数即密度-核磁孔隙度差值和有效孔隙度参数, 建立了大庆深层火山岩气层分类标准, 具体见表1。
4 应用效果评价
应用上述标准, 对新钻探井和开发井进行处理解释。其中解释探井10口、开发井8口, 已经有23层进行试气, 其中气层6层, 气水同层8层, 水层2层, 差气层7层, 试气结果对比测井解释符合率为91.3%。同时进行了气层分类解释, 可以进行合理的气层产能预测分析, 满足了生产需求。
图 4为徐深##井核磁共振测井综合处理解释成果图, 在4 107—4 261 m井段为火山岩储层, 深侧向视电阻率值为100 Ω.m, 比一般气层的电阻率值低, 常规测井解释参考的气测比值也低 (全烃最高值为0.9) , 一般气层全烃值都在1.0以上, 常规测井解释结论为含气水层。而从徐深28井核磁共振测井综合处理解释成果图可见, 第六道孔径分布图上, 亮色占的比例较大, 表明储层中到大孔隙发育, 储层物性好, 第七道的密度-核磁孔隙度的差值很大, 表明含气显示较好, 应用上述气水层识别标准解释为气层。该气层应用分类标准解释为Ⅰ类储层, 本层试气结果为日产气10.9×104 m3 (MFEII自喷) , 达到了预测结果, 这说明密度-核磁孔隙度法不仅可以识别气层, 还可以较好地评价气层产能。
5 结论
(1) 提出了密度-核磁孔隙度差值法识别火山岩气水层, 弥补了中子孔隙度受岩性、地层水矿化度等影响大的不足, 经试气资料验证可以很好地识别气层。
(2) 在准确识别气层基础上, 应用密度-核磁孔隙度差值等参数与试气资料相结合, 建立了火山岩气层分类标准, 可以合理预测气层产能, 为油田勘探和开发提供技术支持。
摘要：大庆深层火山岩储层岩石矿物成分多样, 储层物性差, 骨架对中子测井的影响甚至超过了流体的影响, 常用的中子-密度孔隙度交会法识别气层效果很差。而核磁共振测井基本不受骨架影响, 而密度-核磁共振孔隙度差值可以较好地反映储层含气饱满程度。提出了应用双孔隙度差值识别气水层。经试气结果证实, 解释符合率提高了5%。以试气资料为基础, 应用密度-核磁孔隙度差值和有效孔隙度等参数建立了气层分类标准, 可以将气层为好、中、差三类, 应用此标准可以合理进行气层产能预测。
关键词：火山岩储层,核磁测井,密度测井,气层识别,气层分类
参考文献
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