Ocena formacji - Formation evaluation

W badaniach i rozwoju ropy naftowej ocena złoża służy do określenia zdolności otworu wiertniczego do produkcji ropy naftowej . Zasadniczo jest to proces „rozpoznawania komercyjnej studni podczas jej wiercenia”.

Współczesne wiercenie obrotowe zwykle wykorzystuje ciężki muł jako środek smarny i jako środek do wytworzenia ograniczającego ciśnienia na czoło formacji w otworze, co zapobiega wydmuchiwaniu. Tylko w rzadkich i katastrofalnych przypadkach odwierty naftowe i gazowe pojawiają się z fontanną wytryskującej ropy. W prawdziwym życiu jest to wybuch - a zwykle także katastrofa finansowa i środowiskowa. Jednak kontrolowanie wydmuchiwania ma wady - filtrat szlamowy wsiąka w formację wokół odwiertu, a placek błota przylepia boki otworu. Czynniki te przesłaniają możliwą obecność ropy lub gazu nawet w bardzo porowatych formach. Dodatkowym utrudnieniem jest powszechne występowanie niewielkich ilości ropy naftowej w skałach wielu prowincji osadowych . W rzeczywistości, jeśli osadowa prowincja jest całkowicie pozbawiona śladów ropy naftowej, kontynuowanie tam wierceń jest niewykonalne.

Problem ewaluacji formacji polega na odpowiedzi na dwa pytania:

1. Jakie są dolne limity porowatości, przepuszczalności i górne limity nasycenia wodą, które pozwalają na opłacalną produkcję z określonej formacji lub strefy płatnej; na określonym obszarze geograficznym; w określonym klimacie gospodarczym.
2. Czy którakolwiek z formacji w rozważanej studni przekracza te dolne granice.

Utrudnia to niemożność bezpośredniego zbadania formacji. Krótko mówiąc, jest to problem pośredniego spojrzenia na formację .

Narzędzia oceny formacji

Narzędzia do wykrywania ropy i gazu ewoluują od ponad wieku. Najprostszym i najbardziej bezpośrednim narzędziem jest badanie sadzonek . Niektórzy starsi nafciarze miażdżą sadzonki między zębami i próbują sprawdzić, czy jest obecna ropa naftowa. Obecnie geolog odwiertów lub błotnik używa stereoskopowego mikroskopu o małej mocy do określenia litologii wierconej formacji oraz oszacowania porowatości i ewentualnego zabrudzenia olejem. Do badania sadzonek pod kątem fluorescencji używana jest przenośna komora światła ultrafioletowego lub „Spook Box” . Fluorescencja może wskazywać na zabarwienie ropy naftowej lub obecność minerałów fluorescencyjnych. Można je rozróżnić, umieszczając sadzonki w naczyniu zegarkowym lub naczyniu z wgłębieniem wypełnionym rozpuszczalnikiem. Rozpuszczalnikiem jest zwykle czterochloroetan węgla . Ropa naftowa rozpuszcza się, a następnie osadza się ponownie jako pierścień fluorescencyjny, gdy rozpuszczalnik wyparowuje. Zapis wykresów paskowych tych badań nazywany jest dziennikiem próbnym lub dziennikiem błotnym.

Badanie sadzonek jest umiejętnością wyuczoną. Podczas wiercenia wióry skalne, zwykle o średnicy mniejszej niż około 1/8 cala (6 mm), są wycinane z dna otworu wiertłem. Błoto, tryskające pod wysokim ciśnieniem z otworów w wędzidle, zmywa ścinki i wypłukuje otwór. Podczas wypływania na powierzchnię mogą krążyć wokół obracającej się rury wiertniczej, mieszać z opadającymi zrąbami opadającymi do otworu, mieszać się z fragmentami zawałami ze ścian otworu i mieszać się z sadzonkami poruszającymi się szybciej i wolniej w tym samym kierunku do góry. Następnie są odgradzane od błotnego strumienia przez wytrząsarkę łupków i spadają na stos u podstawy. Określenie rodzaju skały, która jest wiercona w dowolnym momencie, polega na znajomości `` czasu opóźnienia '' między przecięciem wióra przez wiertło a momentem dotarcia do powierzchni, gdzie jest następnie badany przez geologa z odwiertu (lub błotnika, gdy oni są czasami nazywane). Próbka sadzonek pobrana we właściwym czasie będzie zawierała aktualne sadzonki w mieszaninie wcześniej wywierconego materiału. Rozpoznanie ich może być czasami bardzo trudne, na przykład po „potknięciu się o wiertło”, gdy kilka mil rury wiertniczej zostało wyciągniętych i zawróconych do otworu w celu wymiany tępego wiertła. W tym czasie następuje zalew obcego materiału wybijany ze ścian otworu (wgłębienia), co jeszcze bardziej utrudnia zadanie błotnikom.

Coring

Jednym ze sposobów uzyskania bardziej szczegółowych próbek formacji jest rdzeń. Dwie powszechnie stosowane obecnie techniki. Pierwszym jest „cały rdzeń”, cylinder skalny, zwykle o średnicy od 3 do 4 cali i długości od 50 stóp (15 m) do 60 stóp (18 m). Jest cięty za pomocą "rdzeniówki", wydrążonej rury zakończonej diamentowym wiertłem w kształcie pierścienia, nabijanym wiórami, który może przeciąć korek i wynieść go na powierzchnię. Często korek pęka podczas wiercenia, zwykle w łupkach lub pęknięciach, a rdzeń się zacina, powoli mieląc skały przed nim na proszek. To sygnalizuje wiertarce, aby zrezygnowała z uzyskania pełnego rdzenia i podciągnęła rurę.

Pobieranie pełnego rdzenia jest kosztowną operacją, która zwykle zatrzymuje lub spowalnia wiercenie przynajmniej na większą część dnia. Pełny rdzeń może być nieoceniony do późniejszej oceny zbiornika. Po wykonaniu odwiertu nie ma oczywiście możliwości wykonania rdzenia bez wiercenia kolejnej studni.

Inną, tańszą techniką pobierania próbek formacji jest „ Sidewall Coring ”. Jednym z rodzajów rdzeni ścian bocznych są rdzenie udarowe. W tej metodzie stalowy cylinder - działo rdzeniowe - ma stalowe kule z wydrążonymi końcami zamontowane po bokach i przymocowane do działa krótkimi stalowymi linkami. Pistolet rdzeniowy opuszcza się na dno przedziału będącego przedmiotem zainteresowania, a kule są wystrzeliwane indywidualnie, gdy pistolet jest wyciągany w górę otworu. Liny cumownicze idealnie odciągają wydrążone kule i dołączony korek formacji luźno, a pistolet przenosi je na powierzchnię. Zaletami tej techniki są niski koszt i możliwość próbkowania formacji po jej wykonaniu. Wadą jest możliwość braku możliwości odzyskania z powodu utraconych lub niewypuszczonych pocisków oraz niewielkiej niepewności co do głębokości próbki. Rdzenie ścian bocznych są często wystrzeliwane „w biegu” bez zatrzymywania się w każdym punkcie rdzenia ze względu na niebezpieczeństwo sklejania się mechanizmu różnicowego. Większość pracowników firm usługowych ma wystarczające umiejętności, aby zminimalizować ten problem, ale może to być istotne, jeśli ważna jest dokładność głębokości.

Drugą metodą rdzeniowania ścian bocznych są obrotowe rdzenie ścian bocznych. W tej metodzie zespół piły tarczowej jest obniżany do strefy zainteresowania na linii przewodowej, a rdzeń jest wycinany. W jednym przebiegu można w ten sposób pobrać dziesiątki rdzeni. Ta metoda jest około 20 razy droższa niż rdzenie udarowe, ale daje znacznie lepszą próbkę.

Poważnym problemem związanym z rdzeniami jest zmiana, jaką przechodzą, gdy wychodzą na powierzchnię. Mogłoby się wydawać, że sadzonki i rdzenie są bardzo bezpośrednimi próbkami, ale problem polega na tym, czy formacja na głębokości będzie produkować ropę lub gaz. Rdzenie ścian bocznych są zdeformowane, zagęszczone i pęknięte w wyniku uderzenia kuli. Większość pełnych rdzeni z każdej znaczącej głębokości rozszerza się i pęka, gdy są wyniesione na powierzchnię i wyjmowane z rdzeniówki. Oba typy rdzenia mogą zostać zaatakowane lub nawet wypłukane przez błoto, co utrudnia ocenę płynów formacyjnych. Analityk formacji musi pamiętać, że wszystkie narzędzia podają dane pośrednie.

Rejestrowanie błota

Rejestrowanie błota (lub geologia studni) to proces rejestrowania otworów wiertniczych, w którym płuczka wiertnicza i zwierciadła wiertnicze z formacji są oceniane podczas wiercenia, a ich właściwości są rejestrowane na wykresie paskowym jako wizualne narzędzie analityczne i stratygraficzne przedstawienie przekroju odwiertu. Płuczki wiertniczej , która jest analizowana za węglowodorów gazów przez stosowanie chromatografii gazowej zawiera wiertło sadzonek, które są oceniane wizualnie przez mudlogger i opisane w dzienniku błotnej. Całkowity gaz, zapis z chromatografu, próbka litologiczna, ciśnienie porowe, gęstość łupków, wykładnik D, itp. (Wszystkie parametry opóźnione, ponieważ krążą po powierzchni z wiertła) są wykreślane wraz z parametrami powierzchni, takimi jak szybkość penetracji ( ROP), Weight On Bit (WOB), obroty na minutę itp. Na błotniku, które służą jako narzędzie dla błotnika , inżynierów wiertniczych, inżynierów płuczki i innego personelu serwisowego zajmującego się wierceniem i produkcją studni.

Rejestrowanie przewodowe

W przemyśle naftowym i gazowym wykorzystuje się rejestrację przewodową, aby uzyskać ciągły zapis właściwości skały formacji. Rejestrowanie przewodowe można zdefiniować jako „Pozyskiwanie i analizę danych geofizycznych wykonywanych w funkcji głębokości odwiertu, wraz ze świadczeniem powiązanych usług”. Należy zauważyć, że „rejestracja przewodowa” i „rejestracja błota” to nie to samo, ale są ściśle powiązane poprzez integrację zbiorów danych. Pomiary są dokonywane w odniesieniu do „TAH” - rzeczywistej głębokości wzdłuż otworu: te i związana z nimi analiza może być następnie wykorzystana do wnioskowania o dalszych właściwościach, takich jak nasycenie węglowodorami i ciśnienie formacji, oraz do podejmowania dalszych decyzji dotyczących wiercenia i produkcji.

Rejestracja przewodowa polega na opuszczeniu „narzędzia rejestrującego” - lub szeregu jednego lub więcej instrumentów - na końcu linii przewodowej do odwiertu naftowego (lub odwiertu) i zarejestrowanie właściwości petrofizycznych przy użyciu różnych czujników. Opracowane przez lata narzędzia rejestrujące mierzą naturalny promień gamma, elektryczną, akustyczną, stymulowaną odpowiedź radioaktywną, elektromagnetyczny, jądrowy rezonans magnetyczny, ciśnienie i inne właściwości skał i zawartych w nich płynów. W tym artykule są one ogólnie podzielone według głównej właściwości, na którą odpowiadają.

Same dane są zapisywane na powierzchni (tryb czasu rzeczywistego) lub w otworze (tryb pamięci) do elektronicznego formatu danych, a następnie klient otrzymuje wydrukowany zapis lub prezentację elektroniczną zwaną „dziennikiem studni”, wraz z z elektroniczną kopią surowych danych. Operacje pozyskiwania drewna mogą być wykonywane podczas procesu wiercenia (patrz Rejestrowanie podczas wiercenia), w celu uzyskania informacji w czasie rzeczywistym o formacjach penetrowanych przez odwiert, lub po osiągnięciu przez odwiert całkowitej głębokości i całkowitej głębokości odwiertu. zalogowany.

Dane w czasie rzeczywistym są rejestrowane bezpośrednio na podstawie zmierzonej głębokości kabla. Dane pamięci są rejestrowane w funkcji czasu, a następnie dane dotyczące głębokości są jednocześnie mierzone w funkcji czasu. Dwa zestawy danych są następnie łączone przy użyciu wspólnej podstawy czasu w celu stworzenia odpowiedzi instrumentu w funkcji dziennika głębokości. Głębokość zapisaną w pamięci można również korygować dokładnie w taki sam sposób, jak dokonywane są poprawki w czasie rzeczywistym, więc nie powinno być różnicy w osiągalnej dokładności TAH.

Zmierzoną głębokość kabla można wyprowadzić z szeregu różnych pomiarów, ale zwykle jest ona rejestrowana na podstawie skalibrowanego licznika koła lub (dokładniej) za pomocą znaczników magnetycznych, które zapewniają skalibrowane przyrosty długości kabla. Wykonane pomiary należy następnie skorygować pod kątem rozciągliwości elastycznej i temperatury. [1]

Istnieje wiele rodzajów dzienników przewodowych i można je podzielić na kategorie według funkcji lub technologii, z której korzystają. „Kłody z otwartymi otworami” są uruchamiane zanim odwiert naftowy lub gazowy zostanie wyłożony rurą lub obudowany. „Okryte kłody otworów” są uruchamiane po wyłożeniu odwiertu rurą osłonową lub rurą produkcyjną. [2]

Dzienniki połączeń przewodowych można podzielić na szerokie kategorie w oparciu o zmierzone właściwości fizyczne.

Kłody elektryczne

W 1928 roku bracia Schlumberger we Francji opracowali wół roboczy wszystkich narzędzi oceny formacji: dziennik elektryczny. Od tego czasu kłody elektryczne zostały ulepszone do wysokiego stopnia precyzji i wyrafinowania, ale podstawowa zasada nie uległa zmianie. Większość formacji podziemnych zawiera w swoich porach wodę, często wodę słoną . Odporność na prąd elektryczny całej formacji - skały i płynów - wokół odwiertu jest proporcjonalna do sumy objętościowych proporcji ziaren minerałów i przewodzącej, wypełnionej wodą przestrzeni porowej. Jeśli pory są częściowo wypełnione gazem lub olejem, które są odporne na przepływ prądu elektrycznego, opór tworzenia się masy jest wyższy niż w przypadku porów wypełnionych wodą. W celu wygodnego porównania między pomiarem a pomiarem, elektryczne narzędzia rejestrujące mierzą opór metra sześciennego formacji. Ten pomiar nazywa się rezystywnością .

Nowoczesne narzędzia do rejestrowania oporności dzielą się na dwie kategorie, Laterolog i Induction, o różnych nazwach handlowych, w zależności od firmy świadczącej usługi logowania.

Narzędzia Laterolog przesyłają prąd elektryczny z elektrody na sondzie bezpośrednio do formacji. Elektrody neutralne są umieszczone na powierzchni lub na samej sondzie. Złożone układy elektrod na sondzie (elektrody ochronne) skupiają prąd w formacji i zapobiegają rozchodzeniu się lub przepływowi przewodów prądowych bezpośrednio do elektrody powrotnej przez płyn w odwiercie. Większość narzędzi zmienia napięcie na elektrodzie głównej w celu utrzymania stałego natężenia prądu. To napięcie jest zatem proporcjonalne do rezystywności formacji. Ponieważ prąd musi przepływać od sondy do formacji, narzędzia te działają tylko z przewodzącym płynem wiertniczym. W rzeczywistości, ponieważ rezystywność szlamu jest mierzona szeregowo z rezystywnością formacji, narzędzia laterolog dają najlepsze wyniki, gdy rezystywność szlamu jest niska w stosunku do rezystywności formacji, tj. W szlamie solnym.

Dzienniki indukcyjne wykorzystują cewkę elektryczną w sondzie do generowania pętli prądu przemiennego w formacji przez indukcję. Jest to ta sama zasada fizyczna, która jest stosowana w transformatorach elektrycznych. Z kolei pętla prądu przemiennego indukuje prąd w cewce odbiorczej znajdującej się w innym miejscu sondy. Ilość prądu w cewce odbiorczej jest proporcjonalna do natężenia pętli prądowej, a więc do przewodności (odwrotności rezystywności) formacji. Wiele cewek nadawczo-odbiorczych służy do ogniskowania pętli prądowych tworzących się zarówno promieniowo (głębokość badania), jak i osiowo (rozdzielczość pionowa). Aż do późnych lat 80-tych koniem roboczym do rejestracji indukcyjnej była sonda 6FF40, która składa się z sześciu cewek o nominalnym rozstawie 1000 mm (40 cali). Od lat 90-tych wszystkie największe firmy zajmujące się pozyskiwaniem drewna używają tak zwanych narzędzi do indukcji macierzy. Obejmują one pojedynczą cewkę nadawczą i dużą liczbę cewek odbiorczych. Ogniskowanie promieniowe i osiowe jest wykonywane przez oprogramowanie, a nie przez fizyczny układ cewek. Ponieważ prąd formacji płynie w okrągłych pętlach wokół narzędzia rejestrującego, rezystywność błota jest mierzona równolegle z rezystywnością formacji. Dlatego narzędzia indukcyjne dają najlepsze wyniki, gdy rezystywność szlamu jest wysoka w stosunku do rezystywności formowania, tj. Świeży szlam lub nieprzewodzący płyn. W błocie na bazie oleju, który nie przewodzi prądu, jedyną dostępną opcją jest rejestracja indukcyjna.

Aż do późnych lat pięćdziesiątych XX wieku bale elektryczne, błotne i próbki stanowiły większość uzbrojenia nafciarza. W tym czasie zaczęto stosować narzędzia rejestrujące do pomiaru porowatości i przepuszczalności. Pierwszym był microlog. Był to miniaturowy dziennik elektryczny z dwoma zestawami elektrod. Jeden zmierzył opór właściwy formacji na głębokość około 1/2 cala, a drugi na głębokość około 1 "-2". Celem tego pozornie bezcelowego pomiaru było wykrycie przepuszczalności. Na przepuszczalnych odcinkach ściany otworu podczas wiercenia powstaje gruba warstwa mułu. Błoto ciecze, zwane filtratem, wsiąkają w formację, pozostawiając cząstki szlamu z tyłu, aby - po stronie wewnętrznej - uszczelnić ścianę i zatrzymać „inwazję” lub nasiąkanie przesączu. Elektroda o małej głębokości w mikrologu widzi błoto w przepuszczalnych odcinkach. Głębsza elektroda 1 " widzi zaatakowaną formację filtratu. W sekcjach nieprzepuszczalnych oba narzędzia czytają podobnie, a ślady leżą jedna na drugiej na dzienniku wykresu paskowego. W sekcjach przepuszczalnych rozdzielają się.

Również w późnych latach pięćdziesiątych opracowywano logi pomiarowe porowatości. Dwa główne typy to: logi porowatości jądrowej i logi dźwiękowe.

Kłody porowatości

Dwa główne logi porowatości jądrowej to gęstość i dziennik neutronów.

Narzędzia do rejestracji gęstości zawierają źródło promieniowania gamma cezu-137, które naświetla formację promieniami gamma 662  keV . Te promienie gamma oddziałują z elektronami w formacji poprzez rozpraszanie Comptona i tracą energię. Gdy energia promienia gamma spadnie poniżej 100 keV, dominuje absorpcja fotoelektryczna: promienie gamma są ostatecznie pochłaniane przez formację. Ilość energii utraconej przez rozpraszanie Comptona jest związana z liczbą elektronów na jednostkę objętości formacji. Ponieważ dla większości interesujących nas pierwiastków (poniżej Z = 20) stosunek masy atomowej A do liczby atomowej Z jest bliski 2, utrata energii promieniowania gamma jest związana z ilością materii na jednostkę objętości, tj. Gęstością formacji .

Detektor promieniowania gamma znajdujący się w pewnej odległości od źródła, wykrywa pozostałe promienie gamma i sortuje je w kilka okien energetycznych. Liczba wysokoenergetycznych promieni gamma jest kontrolowana przez rozpraszanie Comptona, a więc przez gęstość formacji. Liczba niskoenergetycznych promieni gamma jest kontrolowana przez absorpcję fotoelektryczną, która jest bezpośrednio związana ze średnią liczbą atomową Z formacji, a więc z litologią . Nowoczesne narzędzia do rejestrowania gęstości obejmują dwa lub trzy detektory, które umożliwiają kompensację niektórych efektów odwiertu, w szczególności obecności osadu szlamowego między narzędziem a formacją.

Ponieważ istnieje duży kontrast między gęstością minerałów w formacji a gęstością płynów porowych, porowatość można łatwo wyliczyć ze zmierzonej gęstości nasypowej formacji, jeśli znane są zarówno gęstości minerałów, jak i płynów.

Neutronowe narzędzia rejestrowania porowatość zawierać ameryk - berylu neutronów źródła, które promieniuje powstawaniu neutronami. Te neutrony tracą energię przez elastyczne zderzenia z jądrem w formacji. Gdy ich energia spadnie do poziomu termicznego, rozpraszają się losowo od źródła i ostatecznie są wchłaniane przez jądro. Atomy wodoru mają zasadniczo taką samą masę jak neutron; dlatego wodór jest głównym czynnikiem spowolnienia neutronów. Detektor w pewnej odległości od źródła rejestruje liczbę neutronów osiągających ten punkt. Neutrony, które zostały spowolnione do poziomu termicznego, mają duże prawdopodobieństwo, że zostaną pochłonięte przez formację, zanim dotrą do detektora. Szybkość zliczania neutronów jest zatem odwrotnie proporcjonalna do ilości wodoru w formacji. Ponieważ wodór występuje głównie w płynach porowych (woda, węglowodory), szybkość zliczania można przekształcić w pozorną porowatość. Nowoczesne narzędzia do rejestrowania neutronów zwykle obejmują dwa detektory kompensujące niektóre efekty odwiertu. Porowatość jest wyprowadzana ze stosunku szybkości zliczeń na tych dwóch detektorach, a nie ze współczynnika zliczania na jednym detektorze.

Połączenie logów neutronów i gęstości wykorzystuje fakt, że litologia ma przeciwny wpływ na te dwa pomiary porowatości. Średnia wartości porowatości neutronów i gęstości jest zwykle zbliżona do rzeczywistej porowatości, niezależnie od litologii. Kolejną zaletą tego połączenia jest „efekt gazu”. Gaz, który jest mniej gęsty niż ciecze, przekłada się na zbyt dużą porowatość wynikającą z gęstości. Z drugiej strony gaz zawiera znacznie mniej wodoru na jednostkę objętości niż ciecze: porowatość pochodząca od neutronów, oparta na ilości wodoru, jest zbyt mała. Jeśli oba dzienniki są wyświetlane na kompatybilnych wagach, nakładają się na siebie w czystych formacjach wypełnionych płynem i są szeroko oddzielone w formacjach wypełnionych gazem.

Logi dźwiękowe używają układu pinger i mikrofonu do pomiaru prędkości dźwięku w formacji od jednego końca sondy do drugiego. Dla danego typu skały prędkość akustyczna zmienia się pośrednio wraz z porowatością. Jeśli prędkość dźwięku przechodzącego przez skałę litą przyjmuje się jako miarę porowatości 0%, wolniejsza prędkość wskazuje na wyższą porowatość, która jest zwykle wypełniona wodą formacyjną o wolniejszej prędkości dźwięku.

Zarówno logi dźwiękowe, jak i neutrony gęstości podają porowatość jako podstawową informację. Logi dźwiękowe odczytywane są dalej od odwiertu, więc są bardziej przydatne w przypadku zagłębień w części odwiertu. Ponieważ czytają głębiej, mają również tendencję do uśredniania większej ilości formacji niż dzienniki neutronów gęstości. Nowoczesne konfiguracje dźwiękowe z pingerami i mikrofonami na obu końcach dziennika, w połączeniu z analizą komputerową, nieco minimalizują uśrednianie. Uśrednianie jest zaletą, gdy formacja jest oceniana pod kątem parametrów sejsmicznych, co stanowi inny obszar oceny formacji. Czasami do tego celu używa się specjalnego dziennika, Long Spaced Sonic. Sygnały sejsmiczne (pojedyncze pofalowanie fali dźwiękowej w ziemi) średnio razem tworzą dziesiątki do setek stóp, więc uśredniony log dźwiękowy jest bardziej bezpośrednio porównywalny z falą sejsmiczną.

Logi neutronów gęstości odczytują formację w odległości około 4-7 cali (178 mm) od ściany otworu. Jest to zaleta w rozwiązywaniu cienkich warstw. Jest to niekorzystne, gdy otwór jest mocno wybity. Poprawki mogą być dokonywane automatycznie, jeśli jaskinia ma nie więcej niż kilka cali głębokości. Ramię suwmiarki sondy mierzy profil odwiertu i oblicza korektę i włącza ją do odczytu porowatości. Jeśli jednak jaskinia ma znacznie więcej niż cztery cale głębokości, dziennik neutronów gęstości odczytuje niewiele więcej niż płuczkę wiertniczą.

Dzienniki litologiczne - SP i promieniowanie gamma

Istnieją dwa inne narzędzia, dziennik SP i dziennik promieniowania gamma, z których jedno lub oba są prawie zawsze używane w rejestrowaniu przewodowym. Ich wydajność jest zwykle prezentowana wraz z opisanymi powyżej logami elektryczności i porowatości. Są niezastąpione jako dodatkowe wskazówki dotyczące charakteru skały wokół odwiertu.

Log SP, nazywany różnie jako „Potencjał spontaniczny”, „Potencjał własny” lub „Potencjał łupków” jest woltomierzowym pomiarem napięcia lub różnicy potencjałów elektrycznych między szlamem w otworze na określonej głębokości a miedzianym kołkiem uziemiającym w powierzchnię ziemi w niewielkiej odległości od odwiertu. Różnica zasolenia między płuczką wiertniczą a wodą z formacji działa jak naturalna bateria i powoduje szereg efektów napięciowych. Ta „bateria” powoduje ruch naładowanych jonów pomiędzy otworem a wodą formacji, gdzie w skale jest wystarczająco dużo przepuszczalności. Najważniejsze napięcie jest ustawione jako przepuszczalna formacja, która umożliwia ruch jonów, zmniejszając napięcie między wodą formacyjną a mułem. Sekcje odwiertu, w których to występuje, mają wtedy różnicę napięcia z innymi nieprzepuszczalnymi odcinkami, w których ruch jonów jest ograniczony. Pionowy ruch jonów w kolumnie szlamu zachodzi znacznie wolniej, ponieważ szlam nie krąży, gdy rura wiertnicza jest poza otworem. Miedziany słupek powierzchniowy stanowi punkt odniesienia, względem którego mierzone jest napięcie SP dla każdej części odwiertu. Może również występować kilka innych mniejszych napięć, na przykład z powodu przedostawania się filtratu błota do formacji pod wpływem niezrównoważonego systemu szlamu. Przepływ ten przenosi jony i jest prądem generującym napięcie. Te inne napięcia mają drugorzędne znaczenie w stosunku do napięcia wynikającego z kontrastu zasolenia między mułem a wodą złożową.

Nadal badane są niuanse dziennika SP. Teoretycznie prawie wszystkie porowate skały zawierają wodę. Niektóre pory są całkowicie wypełnione wodą. Inne mają cienką warstwę cząsteczek wody zwilżających powierzchnię skały, a resztę porów wypełnia gaz lub olej. W piaskowcach i wapieniach porowatych przez całą formację występuje ciągła warstwa wody. Jeśli jest choćby niewielka przepuszczalność wody, jony mogą przemieszczać się przez skałę i zmniejszać różnicę napięcia z pobliskim mułem. Łupki nie pozwalają na ruch wody ani jonów. Chociaż mogą mieć dużą zawartość wody, jest ona związana z powierzchnią płaskich kryształów gliny, z których składa się łupek. W ten sposób muł naprzeciwko fragmentów łupków utrzymuje swoją różnicę napięcia w stosunku do otaczającej skały. Gdy narzędzie do rejestrowania SP jest wyciągane w otworze, mierzy różnicę napięcia między palikiem odniesienia a mułem znajdującym się po przeciwnej stronie łupków i piaskowców lub wapieni. Powstała krzywa logarytmiczna odzwierciedla przepuszczalność skał, a pośrednio ich litologię. Krzywe SP ulegają degradacji w czasie, gdy jony dyfundują w górę iw dół kolumny mułu. Może również cierpieć na napięcia błądzące spowodowane przez inne narzędzia rejestrujące, które są z nim uruchomione. Z tego powodu starsze, prostsze kłody często mają lepsze krzywe SP niż nowsze. Mając doświadczenie w danym obszarze, dobra krzywa SP może nawet pozwolić wykwalifikowanemu tłumaczowi na wnioskowanie o środowiskach osadowych, takich jak delty, słupki punktowe lub osady pływowe na morzu.

Dziennik promieniowania gamma jest miarą naturalnie występującego promieniowania gamma ze ścian otworu wiertniczego. Piaskowce to zwykle nieradioaktywny kwarc, a wapienie to nieradioaktywny kalcyt. Łupki są jednak naturalnie radioaktywne ze względu na izotopy potasu w glinach oraz zaadsorbowany uran i tor. Zatem obecność lub brak promieni gamma w odwiercie wskazuje na ilość łupków ilastych lub gliny w otaczającej formacji. Dziennik promieniowania gamma jest przydatny w otworach wierconych powietrzem lub szlamami na bazie ropy naftowej, ponieważ te odwierty nie mają napięcia SP. Nawet w szlamach na bazie wody dzienniki promieniowania gamma i SP są często łączone. Obejmują one wzajemną kontrolę i mogą wskazywać na niezwykłe sekcje łupków, które mogą albo nie być radioaktywne, albo mogą mieć nieprawidłowy skład chemiczny jonów. Rejestr promieniowania gamma jest również przydatny do wykrywania pokładów węgla, które w zależności od lokalnej geologii mogą mieć albo niski poziom promieniowania, albo wysoki poziom promieniowania z powodu adsorpcji uranu. Ponadto dziennik promieniowania gamma będzie działał w stalowej obudowie, co czyni go niezbędnym, gdy trzeba ocenić studnię w obudowie.

Interpretacja narzędzi

Bezpośrednie pytania, na które należy odpowiedzieć, decydując się na ukończenie studni lub podłączenie i porzucenie (P&A) to:

• Czy jakieś strefy w studni zawierają możliwe do wydobycia węglowodory?
• Ile?
• Ile, jeśli w ogóle, wody zostanie z nimi wyprodukowane?

Elementarne podejście do odpowiedzi na te pytania wykorzystuje równanie Archiego .

Bibliografia