SU717686A1 - Способ акустического каротажа - Google Patents
Способ акустического каротажа Download PDFInfo
- Publication number
- SU717686A1 SU717686A1 SU782575082A SU2575082A SU717686A1 SU 717686 A1 SU717686 A1 SU 717686A1 SU 782575082 A SU782575082 A SU 782575082A SU 2575082 A SU2575082 A SU 2575082A SU 717686 A1 SU717686 A1 SU 717686A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- well
- signal
- hydrophone
- acoustic
- frequency
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Description
(54) СПОСОБ АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА
геофизических исследований нефт ных JI .г-азовых скважин.
Известен также способ акустического каротажа, который основан на просушивании акустич.еского фона скважин 2 , Этот способ заключаетс в еледующем . В скважину опускаетс гидрофон , который регистрирует акустические шумы и преобразует их в электрический сигнал, который, в свою оче1эедь , передаетс по; кабелю в назем п ную аппаратуру, где измер етс его уровень. Наличие в скважине перетоков жйдкостй вызйвает увеличение интенсивности акустических шумов. .
Недостатками способа вл ютс следующие. Интенсивность акустического шумового фона в скважине зависит одновременно от мноГих факторов, напри .мер. От перетока флюида в затрубном
пространстве, от межпластового перетока флюида, от поглощени или прито- 20 ка изпродуктивных зон и т.д., --поэтоN ty однозначное решение какой-либо одной задачи крайне затруднено. Прослушивание шХмового фона скзажины не поsBojiHeT выделить интервалы поглоще- . 25 НИН или притока в функции глубины скважины. При отсутствии других мeшaV Ю1ЦИХ факторов интенсивность акустического iiiyMa незначительно измен етс при изменении скорости потока ЗО
в реальных скважинах.
Эти недостатки позвол ют использОвать известный способ акустического каротажа только дл качественного контрол за состо нием действую- 35 щей скважины и не позвол ют использовать его дл установлени интервалов поглощени бурового раствора притоков пластового флюида, вы влени газоносных пластов в разведочных и .,„ действующих скважинах, а такжепри рпределении относительной скорости течёни флюида из продуктивных пластов и перфорированных зон.
Цель предлагаемого изобретени - повышение эффективности промыслово- 45 геофизических исследований нефт ных
и тазовых скважин при установлении интервалов поглощени бурового раст-вора и притока пластового флюида вы вленйи газоносных пластов в раз- 50 ведочных и эксплуатационных скважиЕ€ах , а также при определении относительной скорости течени флюида из продуктивных пластов и перфорированных , зон и построении профил потока 55 в скважине. .
Дл этого дополнительно измер ют скорость движени гидрофона, например , по магнитным меткам каротажного кабел , преобразовывают ее в величи- 60 ну пропорциональную частоте вышеуказанного электрического сигнала,
вычисл ют абсолютнуювеличину приращений частоты, как разности частот
сигналов по каналам измерени , реги- 65
стрируют ее с учетом знака на каротажной диаграмме в функции глубины скважины и пО полученным данным суд т о наличии и величине зон поглощени бурового раствора или притока плас.трвого флюида, а также определ ют относительную скорость течени флюида и профиль потока в скважине.
Физическа сущность предлагаемого изобретени , заключаетс в следующем ,
При обтекании гипрофона потокам жидкости или при его движении в неподвижной жидкости, чартота регистрируемого акустического сигнала пр мо пропорциональна скорости потока (или движени гидрофона), нормированной дл данного акустического преобразовател .
. При этом приращение частоты акустического сигнала по абсолютной величине при движении гидрофона вдоль скважины пропорционально абсолютному приращению скорости потока за счет поглощени или притока жидкости в скважине, азнак изменени частоты указывает на на.личие встречного или параллельного lioTOKa скважинной жидкости с движением гидрофона. Таким образом, с учетом направлени движени гидрофона вдоль ствола скважины (сверху вниз или снизу вверх), по знаку и величине производной tf|t h, где h - глубина скважины, за одну спуско-подъемную операцию можно выделить интервалы притока флюида и по: ломени бурового раствора, а, по Абсолютной величине Af - определить относительную скорость течени флюида из продуктивных пластов или перфорированных зон .
Физическа сущность выделени -газоносного интелэвала по разрезу скважины заключаетс в следующем. При посзтуплении -газовых пузырьков в буровой раствор происходит их расширение которое вызывает быстрозатухающую пульсацию йузырькбв различных размеров на их резонансных частотах.
Эти быстрозатухающие пульсации газовых пузырьков различных размеров будут восприниматьс гидрофоном в виде. х&о,тичной мОдул ции частоты регистрируемого сигнала, пропорциональной Скорости потока или движени гидрофона . Таким образом, против интервлов газовыделени .в скважине величина , определ к ца нулевую линию потока скважинной жидкости на каротажной диаграмме, будет хаотично измен тьс за счет модул ции .частоты регистриру мого сигнала.
Сущность способа акустического каротажа дл достижени поста влен.ной цели заключаетс в следующем.
Гидрофон, выполненный, напрш1ер, в виде сферы или цилиндра, и имеющий широкополосную частотную характеристику , перемещают вдоль ствола
Claims (2)
- Формула изобретения1. Способ акустического каротажа, включающий регистрации· акустического сигнала в скважине, движущимся гидрофоном преобразование его в электрический сигнал, который передается по каротажному'кабелю в наземную панель , и измерение параметров этого сигнала, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности исследований,, дополнительно измеряют скорость движения гидрофона, преобразовывают ее в величину, пропорциональную частоте вышеуказанного электрического сигнала, вычисляют абсолютную величину приращения час- Доты как разность частот сигналов,по. каналам измерения, регистрируют ее с учётом знака ‘на каротажной диаграмме в функции глубины скважины.и по полученным данным судят о наличии и величине зон поглощения бурового раствора или притока пластового флюида, а также определяют относительную скорость течения флюида и профиль потока в скважине.
- 2. Способ акустического каротажа по п.1, отличающийся тем, что частоту акустического сигнала и скорость движения гидрофона вдоль стола скважины преобразовывают в пропорциональные величины постоянного напряжения или тока.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU782575082A SU717686A1 (ru) | 1978-02-01 | 1978-02-01 | Способ акустического каротажа |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU782575082A SU717686A1 (ru) | 1978-02-01 | 1978-02-01 | Способ акустического каротажа |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU717686A1 true SU717686A1 (ru) | 1980-02-25 |
Family
ID=20746851
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU782575082A SU717686A1 (ru) | 1978-02-01 | 1978-02-01 | Способ акустического каротажа |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU717686A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4611685A (en) * | 1984-06-07 | 1986-09-16 | Exxon Production Research Co. | Acoustic logging in low velocity formations |
-
1978
- 1978-02-01 SU SU782575082A patent/SU717686A1/ru active
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4611685A (en) * | 1984-06-07 | 1986-09-16 | Exxon Production Research Co. | Acoustic logging in low velocity formations |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4046220A (en) | Method for distinguishing between single-phase gas and single-phase liquid leaks in well casings | |
US5154078A (en) | Kick detection during drilling | |
Naldrett et al. | Production monitoring using next-generation distributed sensing systems | |
US4003017A (en) | Continuous bit positioning system | |
CA2019343C (en) | Evaluating properties of porous formations | |
Paleja et al. | Velocity tracking for flow monitoring and production profiling using distributed acoustic sensing | |
US2379138A (en) | Annular flow measuring device | |
US4954998A (en) | Method for reducing noise in drill string signals | |
US20120298421A1 (en) | Detection of gas influx into a wellbore | |
US2787759A (en) | Apparatus for logging wells | |
MX2010011148A (es) | Metodo para estimar la permeabilidad de formaciones usando mediciones por lapsos de tiempo. | |
US2978634A (en) | Apparatus for logging wells | |
CA1312942C (en) | Method of determining drill string velocity | |
CA1218740A (en) | Method and apparatus for borehole fluid influx detection | |
SU717686A1 (ru) | Способ акустического каротажа | |
AU661741B2 (en) | Method for continuity logging | |
US3235026A (en) | Method for determining formation pressures | |
Unalmis | The use of sound speed in downhole flow monitoring applications | |
Marine | Determination of the Location and Connectivity of Fractures in Metamorphic Rock with In‐Hole Tracers a | |
AU2004283342B2 (en) | Method and system for assessing pore fluid pressure behaviour in a subsurface formation | |
Li et al. | A new approach for early gas kick detection | |
RU218949U1 (ru) | Устройство сейсмоэлектрического каротажа | |
SU966232A1 (ru) | Способ контрол газонефтеводопро влений | |
SU1035549A1 (ru) | Способ скважинной сейсморазведки | |
Lebreton et al. | Logging tests in porous media to evaluate the influence of their permeability on acoustic waveforms |