Влияние сопротивления бурового раствора на разности фаз и относительные разности амплитуд ВИКИЗ

УДК 550.832.75 В.С. Игнатов

ИНГГ СО РАН, Новосибирск

ВЛИЯНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА НА РАЗНОСТИ ФАЗ И ОТНОСИТЕЛЬНЫЕ РАЗНОСТИ АМПЛИТУД ВИКИЗ

ВИКИЗ - метод высокочастотных индукционных каротажных зондирований - предназначен для определения удельного электрического сопротивления пород в нефтегазовых скважинах. ВИКИЗ обеспечивает измерение разностей фаз пятью трехкатушечными зондами различной глубинности. Поскольку все зонды обладают различной глубинностью исследования, метод позволяет проводить оценку изменения УЭС от скважины к неизмененной части пласта (так называемое радиальное зондирование).

При исследовании скважин, заполненных глинистым буровым раствором с характерным сопротивлением около 2 Ом-м, влияние скважины на показания зондов незначительно. В то же время использование ВИКИЗ в скважинах с сильнопроводящими биополимерными буровыми растворами выявило повышенное влияние скважины на показания зондов, а так же возникновение отрицательных разностей фаз, не имеющих трансформации в кажущиеся УЭС по однородной среде. Целью настоящей работы является анализ разности фаз и относительной разности амплитуд ВИКИЗ по синтетическим диаграммам при различных сопротивлениях буровых растворов.

В области высоких частот, используемых в методе ВИКИЗ, аналога теории геометрического фактора не существует. Это связано с тем, что токи, текущие в различных частях среды, взаимодействуют между собой. В этом случае нельзя ввести понятие «вклад части среды» из-за того, что сигналы от токов, текущих в отдельных областях, могут частично взаимокомпенсироваться. Это приводит к тому, что сигнал, обусловленный токами во всем пространстве, может быть меньше, чем сигнал от токов его части.

Для определения влияния бурового раствора на показания зондов ВИКИЗ был проведен расчет синтетических данных в цилиндрических моделях «скважина-пласт». При расчете использовалась программа DPcylHighAcc (Эпов М. И., Институт геофизики СО РАН). Расчет проводился для пластов с сопротивлением Rn равным 10 и 100 Ом-м, сопротивление скважины Rc изменялось от 0.01 до 2 Ом-м. Радиус скважины был принят равным 0.108 м. Прибор располагается на оси скважины.

На рис. 1 представлены результаты расчета разностей фаз. В диапазоне изменения сопротивления скважины от 0.3 до 2 Ом-м наличие скважины приводит к увеличению измеренного сигнала для зонда 0.5 м и незначительному уменьшению сигналов для остальных зондов. Так при Rc=2 Ом-м относительное влияние скважины на показания короткого зонда при

Яп=10 Ом-м составляет 1.8%, а при Яп=100 Ом-м - 10%. Такое увеличение измеренного сигнала приводит к занижению кажущегося сопротивления Кк по короткому зонду на 3.7% и 12.6% (до 9.63 и 87.4 Ом-м) соответственно. Наибольшее увеличение сигнала короткого зонда наблюдается при Яс=0.4 и 0.6 Ом-м для пластов 10 и 100 Ом-м соответственно и составляет 7.4% и 21.8% (при этом Б1к=8.8 и 77.6 Ом-м).

Расчет для пласта 10 Ом-м

Расчет для пласта 100 Ом-м

_0

О

СО

С!

СО

СО

-&

о

0

1

со

со

о.

3

2

1

0

-1

-2

-3

0,01

Сопротивление скважины, Ом*м

Рис. 1. Зависимость разности фаз от сопротивления скважины

В диапазоне сопротивлений скважины от 0.3 до 0.01 Ом-м наличие скважины приводит сначала к уменьшению, а затем к увеличению сигнала для всех зондов. Наиболее сильное уменьшение сигнала наблюдается для более коротких зондов. Минимальные показания зондов меньшей длины соответствуют большим сопротивлениям скважины.

При проведении каротажа скважинный прибор, не имеющий центраторов, находится на стенке скважины и при изучении влияния скважины на показания прибора необходимо это учитывать. Кроме того, необходимо учитывать влияние корпуса прибора, вытесняющего часть проводящего бурового раствора.

На рис. 2 приведено сравнение разностей фаз для зонда 0.5 м, рассчитанных по программам DPcylHighAcc (без учёта влияния корпуса) и Hamer (Нечаев О.В. Шурина Э.П., НГТУ) с учетом влияния корпуса и смещения зонда. Видно, что влияние корпуса проявляется при Rc ниже 0.04 Ом-м и приводит к увеличению сигналов. Влияние эксцентриситета проявляется при Rc менее 1 и 10 Ом-м для Rn=10 и 100 Ом-м соответственно и приводит к увеличению сигналов при Rc выше 0.04 Ом-м и уменьшению сигналов при более низких сопротивлениях.

пласт 10 Ом*м

сопротивление скважины, Ом*м

пласт 100 Ом*м

сопротивление скважины, Ом*м

Рис. 2. Зависимость разности фаз для зонда 0.5 м от сопротивления скважины. 1 - расчет без учета корпуса прибора, зонд на оси скважины, 2 -

расчет с учетом корпуса прибора, зонд на оси скважины, 3 - расчет с учетом корпуса прибора, зонд на стенке скважины

Наименьшие значения сигналов для короткого зонда соответствуют Кс=0.1 и 0.02 Ом-м при положении зонда на оси и на стенке скважины соответственно и составляют 7.2° и 5.4° при Б1п=10 Ом-м и -1.9° и -3.9° при Яп=100 Ом-м. При Яс<0.3 Ом-м погрешность определения сопротивления пласта с сопротивлением 100 Ом-м может быть сколь угодно большой, а при отрицательных значениях разности фаз расчет Як по однородной среде невозможен. При максимальном занижении показаний (5.4°) Як пласта с истинным сопротивлением 10 Ом-м завышается практически в 3 раза (до 28.5 Ом-м). Наибольшие значения сигналов соответствуют сопротивлениям скважины 0.02 и 0.2 Ом-м. При максимальном завышении показаний погрешность в определении УЭС пласта достигает 33% (Кк=6.7 Ом-м) для пласта сопротивлением 10 Ом-м и 38% (Як=62 Ом-м) для пласта сопротивлением 100 Ом-м.

Как показано в [1], влияние эксцентриситета существенно только для трёх коротких зондов. Поэтому для более точной оценки сопротивления пласта можно использовать показания длинного зонда. Так во всем диапазоне изменения сопротивления скважины то 0.01 до 2 Ом-м кажущиеся сопротивления по длинному зонду могут быть завышены не более чем на 8.2% и 45% для пластов 10 и 100 Ом-м соответственно.

На рис. 3 представлены результаты расчета относительной разности амплитуд ВИКИЗ по программе ОРсуИ-^ИАсс. В диапазоне изменения Я с от 0.15 до 2 Ом-м наличие скважины приводит к незначительному уменьшению измеренного сигнала для всех зондов кроме короткого. Показания короткого зонда при Я с выше 1 Ом-м незначительно занижены, а при уменьшении сопротивления от 1 до 0.2 Ом-м значительно возрастают. При Яс=2 Ом-м относительное влияние скважины на показания короткого зонда в пласте с УЭС 10 Ом-м составляет 3.2%, а в пласте с УЭС 100 Ом-м - 21%. Такое уменьшение измеренного сигнала приводит к завышению кажущегося сопротивления по короткому зонду на 2.6% и 22% соответственно. Наибольший сигнал короткого зонда наблюдается при Яс=0.2 Ом-м. При этом в пласте с УЭС 10 Ом-м сигнал увеличивается в 1.3 раза, а в пласте 100 Ом-м в 4.3 раза. Такое увеличение сигнала приводит к уменьшению кажущегося сопротивления по сравнению с истинным в 1.4 и 3.7 раза (до 7 и 27 Ом-м) соответственно.

Уменьшение сопротивления скважины от 0.15 до 0.01 Ом-м приводит к уменьшению сигнала для всех зондов. Наибольшее уменьшение сигнала наблюдается для более коротких зондов. Для пласта с сопротивлением 100 Ом-м показания всех зондов при уменьшении Я с становятся отрицательными. Таким образом, погрешность определения сопротивления пласта с сопротивлением 100 Ом-м может быть сколь угодно большой, а при

отрицательных значениях расчет кажущихся сопротивлений по однородной среде невозможен. Для пласта с сопротивлением 10 Ом-м при сопротивлении скважины 0.01 Ом-м показания короткого зонда занижены в 3.7 раза, а длинного 1.14 раза, что приводит к увеличению сопротивления в 4 и 1.15 раза соответственно.

В работе показано, что при низких сопротивлениях бурового раствора и в породах высокого сопротивления влияние скважины и эксцентриситета зонда значительно возрастает. В настоящее время всё большее количество скважин бурится с применением сильнопроводящих биополимерных растворов и в высокоомных карбонатных разрезах. В таких скважинах необходимо учитывать влияния скважины и смещения зонда, что позволит проводить более точные оценки сопротивлений пласта и зоны проникновения, а значит получать более точные сведенья о коллекторских свойствах пластов.

Расчет для пласта 10 Ом*м

Расчет для пласта 100 Ом*м

Рис. 3. Зависимость относительной разности амплитуд от сопротивления

скважины

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ. Методическое руководство / Ред. Эпов М. И., Антонов Ю. Н. Новосибирск: НИЦ ОИГГМ СО РАН, Издательство СО РАН, 2000, 121 с.

© В.С. Игнатов, 2006