Акустические методы исследования скважин

Государственный комитет Российской Федерации по высшему ооразованию

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА­ им. ахад. И.МSУБКИНА

КАФЕДРА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИНФОРМАЦИОННЫХ СИСТЕМ

Г. М. ЗОЛОЕВА

АКУСТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВА~

Утверждено Ученым Советом РГУ НГ им. акад. И.М.Губкина в качестве учебного пособия

Моспа.2004

УДК

550.83

Г.М.Золоева.

Акустические методы исследования скважин.

Учебное пособие, М., РГУ НГ им. акад. И.М.Губкина,

Учебное

скважин»

пособие

«Акустические

nредназначено

специальности

080500

дт1

методы

С'I)'дентов,

«Геология

нефти

2004,- 85 с.

исследованЮJ

no 080900

обучающихся

и

газа>>

и

«Геофизические методы исследованЮJ скважию>. Издание может

представлить интерес для работников интерпретационных служб nроизводственных и научно-исследовательских организаций.

В

учебном

пособии

рассмотрены

физические

основы

акустических методов исследования нефтяных и газовых скважин, методика измерений nри АМ, интерпретация данных стандартного и

волнового

АМ,

скважинного

акустического

телевизора

резу ль татов вертикального сейсмического nрофилирования.

Рецензенты:

к.г.-м.н., доц. кафедры ГИС

А.В.Городнов

к.r.-м.н. Н.Л.Позина (УИЦ РГУ НГ им. акад. И.М.Губкина

@

Российский Государственный Университет

Н(фти и газа

IJM.

акад. И.М.Губкина,

2004

и

ВВЕДЕНИЕ Акустичесхис методw JIВJUUOТCЯ одними из основных методов nри изучении разре:юв нефтяных и газовых с.,.важин. С самого на­ чала своего .иедренюt в nромышnенность (50-е годы ХХ века) эти методы получили широкую поддержку геофизиков и геологов, за­ нимающихся вопрос~ разведки коллекторов, определения под­

счетных параметров и хар~ насыщенЮI пород, при осуществ­

лении контроля за техничесхим состоJIНием. сцажин и за разработ­ кой продуктивных залежей. Акустические методы исследованц скважин основаны на измерении nарам.етро• уnругого волнового поu в скважине в зву­

ковом. (0,~

- 20 кГц) и ультразвуковом (25

кГц- 2 МГц) дИапазонах

частот. Характеристики акустических сигналов, зарегистрирован­ ных в необсаженных скважинах, функционально сuзаны с физико­ механическими и коллекторсхими свойствами горных nород, с их

структурными особеннОС"Рiми и характером насыщеНИJI. В обса­ женных скважинах акустические nараметры зависят также и от ус­

ловий передачи упругих напрuсеннй и деформаций на границах цементного камня с колонной и nородой.

К настоящем.у времени накоплен значительный теоретиче­ ский и экспериментальный материал по изучению физики распро­ странения волн в скважинах, исследованию акустических ларамет­

ров образцов горных пород в условиях, лриближающихся к nласто­ вым. Изучены связи скоростей распространения упругих продоль­ ных и nоперечных волн с пористостью, трещиноватостью и кавер­ нозностью горных nород, характером их насыщения.

Разработано несколько видов аппаратуры акустических ме­

тодов, основными из которых ЯВJUIIOТCI ЛАК (ВНИИГеофизика,

ВИРГ), АСКУ (ВИТР), СПАК (ВНИИГИС, ОКБ П1

W

УССР),

Звук, АКН (ВНИИЯIТ, ОКБ П1 МГ УССР). Дл.11 изученИJI техниче­

ского СОСТОЯИЮI скважин разработана аnпаратура АКЦ (ВНИИГИС, ОКБ ГП МГ УССР).

Значительный вклад в раэработку теории, аппаратуры и ин-

3

терпретации данных акустических методов исследования скважин

внесли ученые: Е.В.Карус, О.Л.Кузнецов, Г.В.Дахнов, А.А.Перель­ ман,

А.А.Бояройц,

Н.Н.Деев,

Н.И.Халевин,

В.В.БеспЭМJiтнов,

И.П.Дзебань, П.А.Прямов, Д.В.Белоконь, М.В.Цалюк, Н.Н.Лебедь, В.М.Ованесов,

А.П.Осадчий,

Б.Е.Векслер,

Ю.М.Болычевский,

Л.З.LI.лав, Б.Н.Ивакин и др. В зависимости от частоты излучаемого имnульса различают

высокочастотный (ультразвуковой) и низкочастотный (волновой, широкополосный) акустические методы. По типу регистрируемых nараметров рассматривают акустические методы по скорости и за1)'Ханию, основанные на изучении кинематических и динамических

хараt.-rеристик упругих волн. Волновой акустический метод позво­ ляет также осуществлять регистрацию волновых картин (ВК) и фа­

зокорреляционных диаграмм (ФКД). Акустические методы по скорости и зсnуханию упругих про­ дольных волн, реализуемые одновременно с помощью высокочас­

тотной аппарсnуры, составляют стандартную модификацию ш.-у­ стическоrо каротажа.

Гсофизической службой России и стран СНГ накоплен боль­ шой опыт в проведении и интерпретации данных стандартного н

волнового акустических методов. В данном учебном nособии по­ следовательно изложены наиболее важные вопросы, nосвященные теории АМ, методике измерений и интерnретации nолучаемых ре­ зультатов.

При подготовке рукописи к изданию большую помощь ока­ зали канд. техн. наук В.И.РЬDЬ."КОВ, Н.П.Зверева, инженер кафедры

ГИС РГУ НГ Н.Ю.Журавлева. Всем этим лицам автор nриносит искреннюю благодарность.

4

1. ФИЗИЧЕСКИЕ

ОСНОВЫ АКУСТИЧЕСКИХ

МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

1.1. Упругие свойства горных пород Горные породы в условиях естественного залегания можно рассматривать как упругие тела.

Упm'гость

-

свойство веществ сопротивляться изменению

объема и формы под воздействием внешних механических напря­ жений, что обусловлено возрастанием внутренней энергии вещест­ ва.

Деформации, возникающие в веществе под действием возбу­ ждающей силы, называют упругими (или обрати.мЫАfи), ссnи после

снятия напряжения вещество восстанавливает свои форму и объем. При превышении предела упругости в твердых телах после снrrия напряжения остаются остаточные, или необратимые деформации.

Различают деформации объема (растяжения, сжатия) и формы (сдвига).

Горные породы в общем случае представляют собой доволь­ но сложные образования. С позиций теории упругости породообра­ зующие минералы, изверженные породы различных типов, некото­

рые низколористые

(Kn < 5%) осадочные

карбонатные, хемогенные

и терригеиные nороды можно рассматривать как идеально упругие

тела. Большинство же пористых сред являются дифференциально­ уnругими. Отдельные комnоненты nоследних можно порознь уnо­

добить упругим телам и применять к ним зависимости из теории уnругости сnлошных сред в дифференциальной форме.

Для характеристики физико-механических свойств идеально уnругих однородных и изотроnных сред nользуются спедуЮЩЮIИ уnругими константами:

Модvль упругости Юнга Е - коэффициент пропорционаnьно­ сти между продольным (сжимающим или растягивающим) напрl­

жением Р и соответствующей ему ontocитenьнoii линейной дефор­ мацией Б/:

s

Р=Е·Б/ Это выражение называют часто законом Гука дм линейных де­ формаций.

Коэффициент Пуассона

v-

отношение относительной ли­

нейной деформации тела бlс в направлении, поперечном дейетрию

напряженИJI к относительной линейной деформации Бl в продоль­ ном направлении:

б!с

v=б/

Для случая всестороннего равномерного сжатия твердого те­

ла связь между относительной объемной деформацией личиной

напряженИJI

выражается

через MoQyJ!Ь

6.VN и ве­

§Сестоооннего

сжатия К или сжимаемости 8 идеально упругой среды:

P=-K6.'{=_l~V

v

р у

С учетом упругих модулей среды выражение

(1.1)

( 1.1) принимает

ВИд:

р

=

~- -~

Е

--- -

6.V ~- -

3(1-2v) V Модvль сдвига

G -

устанавливает пропорциональность меж­

ду касательным напряжением т, действующим изолированно, и со­ ответствующей деформацией

't

Модуль сдвига

= G·O/

~

G находится в С'1едующем соотношении с Е

иv:

1 Е G=-·-2 (l+v) Модули Е, К и

G имеют

размерность напр~&жеиu. Единица­

ми их юмеренu в системе СИ IIВJIJIIOТCI Н/м2 или Па; коэффициекr v - безразмерный. 6

Величины модулей упругости (Е,

Gи

К) важнейших породо­

образующих минералов осадочных, магматичесkИХ и метаморфиче­

ских пород варьируют 1 широких пределах: Е= (O,t-10)·10 11 Па, G

= (0,1-4)·10 11 Па, К:::: {0,2S+2,5)·10 11 Па. В меньшей степени от 0,08 {дml кварца) до 0,34-0,35 (дт1 циркона, гипса, сфалерита) из­ меняется коэффицие!П Пуассона v. Чаще всего ero величина со­ ставляет 0,24-0,26. Упругие модулм минералов зависят от температуры и давле­

ния. Так, например, 'Коэффициент сжимаемости главных породооб­ разующих минералов увепичиваетса с давлеинем и уменьwаетса с

темпера1)'рой.

1.2. Виды упругих колебаний. КинематичесiСИе и динамические параметры упругих волн

Акустические методы изучают закономерности распросrра­ нения nолей упругих волн в горных породах, жидкостях и газах. заполняющих их пустотное пространство, а тахже находящихса в

стволе скважины.

Если элементарный объем породы в определенный момент времени будет находиться под воздействием внешней возбуждаю­ щей силы, это приведет к смещению частиц, находящихся в непо­ средственной близости от него и, в дальнейшем, вызовет сдвиг дру­

гих, более удаленных. Если возбуждающие силы знакопеременны или кратховременны, то под их влиянием в nороде возникнут упру­

гие колебания (деформации). Периодический процесс, возникаю­ щий в среде при передаче в ней упругих колебаний от точки к точ­ ке, называется упругой волной. Распространение упругих колебаний происходит с конечной скоростью, называемой скоростью распро­

странения воnны, которая зависит от свойств среды. Особенностыо упругих волн малой амплитуды, используемых в акустических ме­ тодах, являетси то, что при их распространении в породе осуществ­

ляется перенос энергии без переноса вещества. Рассмотрим некото­ рые харuтеристики волнового ПOJIJI.

7

Важной характеристикой колебательного nроцесса яВJUiется

длина волны Л, которая nредставляет собой nространствеииый nе­

риод колебаний и оnределяется через скорость волны

Л=V2tt

=V

f·

(1)

где

f ==

1 т

-

V и частоту:

частота колебаний в Гц, величина обратная периоду ко­

лебаний волны;

ro = 2ttf -

Длина волны

-

круговая частота в рад/с.

расстояние между точками, колеблющимися в

одинаковой фазе. Под фазой волны · nадающими, от­ раженными и преломленными волнами оценивается с помощью со­

ответствующих коэффициентов отражения и преяомления.

Скорость обобщенных монотиnных волн зависит от соотно­ шения Л./

h

и волновых соnротивлений контw.-rирующих споев.

10

Связи скоростей распространения упругих волн с упругими константами среды в классической теории уnругости сnлошных

сред описываются следующими формулами:

•

скорость nродольных волн

(1.2) где

on - nлотность сnлошной среды; • (1.3)

•

отношение скоростей:

~:- = ,f дL)

границам соответствуют точки, где отклонения

регистрируемых nараметров от значений во вмещающих породах

соответствуют половине максимальной амплитуды.

Максимальные значения t1,

t2.

дt (или А 1 , А 2 , а) против сере­

дины пласта соответствуют истинным величинам, если

пластах малой толщины

(h .AL и dc ::= dд .At соответствует ero

При

скорость определяют по уравнению

где

измеренному значению. Дммастов

h < .AL

интервальное время .Аtизм исправnяется за ВЛНJiние вме­

щающих пород по номограмме (рнс.6) или по формуле:

.Аt=.Аtвм +(tизм -.Аtвм)· .AL h

3.5. Литологическое расчленение разрезов скважин Определение литологического состава пород основано на

существенном различии параметров упругих волн

(V, .At)

в основ­

ных группах изверженных и осадочных горных пород (табл.2). Раз­ ница в скороспх распространения упругих волн опредеru~ется ве­

личиной Уск

(.Atcx) в мниеральном

скелете породы (при Кп-

0).

Широкий диапазон изменения. акустических параметров в

осадочных горных породах объясняется их значительной зависимо­ стью от объема и структуры парового пространства. типа цемента и степени цементации, характера распределения глинистого материа­

ла, характера насыщающего флюида и степени насыщенности пор жидкостью или газом, эффективного давления, температуры и ряда других факторов. Определение литолоrии пород можно проводить по парамет­ РУ .Аtлит (табл.З) с учетом пористости, глинистости и глубины зале­

гания

[17]:

.Аtлит = {.At-.AtглKrn -.At.b· К 0.им)/(1- Кrл -Ь · К 0.им) 30

O,f

QJ o.s,_o/"~0.9

11 ~ ~ w

//~ ~

·r,

а,25 f!.~

l6

.

~

rJR

---.; 1-- 14!l > ::>

УШ.

Рис.

-.

-Ам

>

~

~ 'l.

1~

!~ Jr

~~~~~

н ·- ·~

·~

'1 Jl,-

;.·: ..

• . !...~

•

!F:

• _+.

:.")

?

7

Интерлретационная схема для выделения карбонатных

1

11

коллекторов и учета мешающих факторов.

I-

плотная, монолитная порода;

П

lll-

коллектор с межзерновой пористостью;

IV -

межзерново-трещинный коме~СЮр;

V-

межзерново-кавернозный комектор;

низкопористый трещинный коллектор;

VI - межзерноао-кавернозио-трещинный кОJШектор; VII - размыrwй rлинис:тwй nласт; VIII - переспаивание ИЗвес'ПdКОВ и rлии. 49

-гм

-11r~

Ар

А$

~

Рис.8 Пример выделения мсжзерtювоrо газонасыщенного коллс.ктора

на Оренбургском ГКМ

(по И.П.Дзебаню)

•к•

вк

vo

Рис.9 Пример выделения межзерново-трещинного коллектора (заштрихован) на Лесной площади (по И.Л.Дзебаню) В rрафе Кл локазаны интервалы притоJСа мастоаоii аоды с дебитом, м3/суr:

t - 4,6; 2 - 8,2; 3 • 4.4; 5 - 3,0.

превышением значений Кn.ам над Кn.им· Кавернозно-трещинный

и

межзерново-кавернозно-

трещинный коллекторы на диаграммах волнового АМ характе­ ризуются

одинаковыми

признаками:

времени, уменьшением амплитуд Р-,

увеличением

S-

интервального

и L-волн, сильным скаже­

нием фазовых линий, вплоть до их исчезновения на ФКД (рис.lО)

[16].

Отличить кавернозно-трещинный коллектор от межзерново­

кавернозно-трещинного можно, nривпекая данные других методов

ГИС (НГМ, ГГМ, ми11.-рокаверномер, коркомер). В зависимости от проuентного содержания трещин и каверн

в данных коллекторах значения Кп.нrм и Кп.ам либо совnадают,

либо Кп.нгм > Кп.ам· Выделение в разрезе коллекторов с интенсивно развитыми вторичными пустотами возможно также по кинематическим и ди­

намическим параметрам только продольных волн. Для них харак­ терно повышенное затухание продольных волн, превышение коэф­ фициента порисrости, определенного по данным методов радио­

метрии (НГМ), над Кп.ам· Однако и в этом случае для однозначной ·идентификации пород следует привпекать комплекс методов ГИС,

чтобы исключить мешающие факторы, о которых говорилось вы­ ше.

4.2. Определение

коэффициентов трещинной

и каверновой порнетости

Коэффициент сжимаемости пор nороды

uo UQ

uo ZDD 14/J

lf(J

' /lfJ llfl

ZIO lZD

,., 110 1ID

Рис.12. Сопоставление t 0 кривыми t 0

= f(Кп.rис)

с теоретическими

= f(K 0 , Кт. KIWI) В.М.Добрwннна [ 19]

Зависимости Тп

• f{Kn)

.ма межэерноаwх nород. вc~o.-pwrwx на

растворах: МЗ РНО -на нефnаной осно11е, МЗ РВО- на водноА основе, скважины: а- 4; б- 8

58

Наряду с описанным способом на nparrикe широко исполь­ зуют следующее выражение дм оценки хаверновой пористости по­ род:

Кп.к

=(Ко - Кn.aw)l( 1 - Кп.ааJ

(4.6)

гдеКа-общая пористость породы, onpcдcmreмu по данным ней­ тронных или гамма-гамма плотностного методов. Выражение

(4.6)

сnраведливо, когда расстwrние между uвсриами сравнимо с дпи­

ной волны или больше нес, то есть когда каверны расположены в nороде редко. В этом случае yпpyraJI волна оrибает каверны и рас­ nространяется

преимущественно

по

высокоскороспюму

Во всех остальных случаи получасмое по уравнению

скелету.

(4.6) значе­

ние кавернавой пористости характеризует лишь минимально воз­ можную величину.

В связи с тем, что сжимаемость трещин существенно выше, а сжимаемость каверн ниже сжимаемости пор матрицы nороды, тре­

щиноватость увеличивает коэффициент сжимаемости пор породы,

а кавернозность уменьшает его. Поэтому могут возникнуть усло­ вия, когда эти два фактора "уравновесят" друг друга. Зто условие

"акустической nрозрачности" можно записать в виде [б]:

~п.т- Рп.мз"" Рп.мз- Pn.ua Таким образом, одновременное наличие в пласте кавернозно­ сти

и

трещиноватости

при

определенных

соотношениях

может

быть не замечено интерпретатором. Уменьшить эту неоднознач­

ность можно, используя при интерпретации коэффициент затуха­ ния продольных волн.

4.3. Определение проннцаемос:ти

~еоллекторов.

Решение даин9й задачи на качествеином уровне по данным волнового АМ осуществ.rwот в настоащес врема с использованием

динамических параметров лэмбовских воли

эффициента затухаиИJ1 кривых

At

и

CXt

-

амплитуды

At

и ко­

CXt· С этой цenwo на днасраммах аналоговых

JыдеJWОТ интер8&11Ы, xapuтeptiЗYIOIIUieCI повы­

шенным затуханием н снижением IМIШIJ'IYд IIOJIJI Лэмба относи­

тельно плоntых непроницаемwх yчacntoa разреза. Зэ:rем выделен59

ные аномалии исправляют за влияние мешающих факторов (изме­

нение диаметра скважины, наличие глинистых прослоев). По вели­ чине аномалий

AL и aL, оставшихся после исправления кривых, су­

дят о nроницаемости коллеl\-тора.

Существует реальная

возможность

оценки

коэффициента

проницаемости пород-коллеl\-торов по данным волнового АМ. В на­ стоящее время в стадии разработки находЯТСя методы определения

knp по величине динамических nараметров nоперечных волн и волн Лэмба. В основе их лежит nовышенная чувствительность парамет­

ров As(as) и AL(aL) к увеличению фильтрационной сnособности горных пород, особенно в интервалах с вторичной пористостью и _в первую очередь в трещиноватых коллекторах.

Так, например, для nораво-трещинных коллеl\-торов Орен­ бургского газаконденсатнога месторождения получена корреляци­

онная

as =

зависимость между nараметрами а 5 и Knp [12]: 5,61 + 0,975Кпр с коэффициентом корреляции, близким к 0,8. Изучая изменение динамических параметров S- и L-волн во

времени, можно контролировать изменение проницаемости коллек­

торов в nроцессе разработки залежи. По результатам сравнения

As( as), полученным до и после обсадки скважины, можно оnреде­ лить изменение проницаемости вследствие проникновения в nоро­

вое nространство цементного раствора и изменение раскрытости пор за счет перераспределения горного давления.

4.4. Оценка

прен~tущественной ор11ентащш трещаtн.

В основу интерnретационной схемы для оценки nреимущест­ венной ориентировки трещин по отношению к оси скважины nоло­ жены следующие особенности уnругих воли

•

{15, 16]:

обменные волны образуются только на наклонных, а от-

раженные на горизонтальных трещинах и при хаотической трещи­ новатости;

•

вертикальные трещины слабо влиают на кинематические

и динамические параметры nродольных и поперечных волн;

60

•

волны Лэмба при наличии проницаемости практически

одинаково за'I)'хают на трещинах р8ЗJIИЧНой ориентировки.

При решении данной задачи следует учитывать таюке харu­ тер искажения фазовых линий и местоположение искаженных уча­ стков по оси времен ФКД. Так, например, при хаотической трещи­

новатости обменные волны на ФКД nрисутствуют во всех CJI)'ЧUX.

При преимущественной ориентировке трещин в горизонтальном или вертикальном направлениях обменные волны выражены слабо.

Зато участки разреза, где преобладают горизонтальные трещины, выделяются на ФКД более сильным затуханием поперечных волн.

Более полную информацию об углах наклона трещин можно получить, рассматривu в комплексе данных широкополосного АМ

и инклинометрии. Сведения об ориентировке крупных трещин РаС­ крытостью 2 мм можно получить по снимкам стенок скважин с по­ мощью скважинного акустического телевизора в комплексе с дан·

ными ФКД и ВК.

S. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕННОСfИ КОЛЛЕКТОРОВ, УСТАНОВЛЕНИЕ ВНК И ГЖК, ВЫЯВЛЕНИЕ ИHTEPBAJJOB ОБВОДНЕНИЯ

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В ПРОЦЕССЕ ИХЭКСILЛУАТАЦИИ

Определение характера насыщенности коллекторов по дан­

ным АМ основано на следующих физических предпосылках:

•

высокая чувствительность динамических параметров уп-

ругих волн к насыщению пород водой, нефтью или газом, особенно в случае сложного состава заполнителя порового пространства;

•

зависимость радиуса исслсдованИJt АМ от частоты И3JJY·

чення, что позволяет использовать низкочасrотный вариант АМ

дпJ1 изучения свойств маета в радиальном наnравлении

UIC

в обса­

женных, 1'81\ и в необсажеиных скважинах;

•

оmосИТСJJЬно слабаа зависимость JCIIIIeМirПiчetiiiX П8р1- .

метров Р- и

8-80JJJI or ~насыщенности кОJUIСКТОРО8. 61·

Влияние

насыщенности

на динамические параметры

nро­

дольных и nоnеречных волн особенно nроявлsется при высокой

пористости коллекторов. С увеличением пористости возрастают nотери

энерrии

упруrих

волн

за

счет

термического

и

мзко­

инерционного nоглощения. Это приводит к тому, что в высокопо­ ристых породах наблюдается следующее распределение коэффици­ ентов логлощения nродольных и nоnеречных волн в зависимости

от характера насыщенности: ар вп

< ар нп < ар rn, as вп > as нп > as rn

(вп, нп, гп- соответственно водо-, нефте- и газонасыщенный nла­ t:ты). Дифференциация пород, насыщенных разными флюидами, по

параметрам ар и as nревышает коллекторах

40%,

достигая в высокоnористых

300-400%.

Высокочастотная модификация АМ

-

эффективное средство

выделения nродуктивных коллекторов при неглубоких зонах nро­ никиовекия

в

сочетании

с

электрическими

или

радиоактивными

методами ГИС. Здесь следует рассмотреть следующие основные

способы.

1.

Графический сnособ основан на комплексной интерnрета­

ции данных электрометрии и акустического метода. При построе­

нии графика масштаб оси ординат выбирают в виде функции р0 " 112 • По оси ординат откладывают значения р 0 , nолученные в результате

интерnретации БЭЗ, ИМ или БМ, а по оси абсцисс

тервального времени Рн

6.tn-

-

Используя зависимости

величины ин­

6.t0 =

f(Кп) и

= f(K 8 ), строят линии равной водонасыщенности, которые nере­

секаются в точке с координатами Рп = оо

и

Atn =

6.tт 8 , . После на­

несения на график точек, соответствующих nластам исследуемой скважины,

можно определить как характер, так

и степень насы­

щенности nласта нефтью или газом.

2.

Сопоставление значений коэффициентов пористости, опре­

деленных по данным электрических (БЭЗ, ИМ, БМ), радиоактив­

ных (НГМ, ГГМ) и акустического методов. Пористость, оnределяе­ мая

no АМ, в коллекторах разных типов отражает межзерновую, межзерново-трещинную или общую nористость породы. Значение Kn.p в

nродуктивных коллеiСТОрах в значительной стеnени заниже­ но. Следовательно,_ в нефтеrазонасыщенных nластах аыдерживает-

62

ся

соотношение

Kn.p < Кп.ам·

В

водонасьпценных

породах

Кп.р:::: Кn.ам· Некоторое превышение Kn.p над Кп.ам возможно в трещиноватых коллекторах, nри насыщении трещин водами высо­

кой минерализации.

Незначительное ВЛНIНИе rазоиасыщениости nород на вели­ чину интервального времени Аtп nозвоJJЯет в залежах с газовой

шаnкой по комnлексу АМ и НГМ не только оценить характер на­ сыщенности коллекторов, но и установить в разрезе nоложение

ГНК. В газонасыщенных икrервалах отмечаете• существеиное nре­ вышение Кп.ам над Кп.нгм (рис.8). Доnолнительный признак газо­ насыщенных коллекторов

-

увеличение коэффициента 381}'Х8НИ1

ар.

Разновидность данного способа

-

сравнение нормализован­

ных по пористости кривых АМ, НГМ и одного из электрических

методов. При наличии в разрезе нескольких пнтопоrических пшов пород необходимо nре,цвариrепьно произвести учет пнтопоrни и только после этого решать задачу оценки характера насыщеНИJ.

Дли проrнозироваиИI вероатной проДуiСtИвности коппепора рассчитывают коwппексиый параметр, нахоДJiщийся в прямой зави­

симости от параметра насыщенности и достигающий наибольших

значений в породах, содержащих нефть и газ

At [рп,Аt]= (pn 'Рв { CAt- -

Аtтв

где

[Pn. At] -

[4]

)m /an

условное значение комплексного параметра;

эффициеm пропорциональности в зависимости Если ной

Pn

оценки

параметра

Ct.t- ко­

Kn = C,&t (At /Аtтв).

и а 0 постоянны в данном разрезе, то дп1 качествен­ продуктивности

проводат

коллектора

по

расчет

комплексного

упрощенной

формуле:

[Pn, At) =Pn(C.&tAt /Аf.тв)m. Применеиве NJOкOЧllcmOтнoii моАИфн1С8Ц1111 АМ n0380JIIeт увеличить ра,аиус исслед0118Н111 и' DOIWCJI'I'Ь эффеативносn. опрсде­

лсниа nопожениа ВИК и ГНК. а таае IIIIТCp8IJI08 об8о.1нен1u1 pPOA)'ImtВНWX nластов а о6сажсинwх CDdllllax, · осущестu.u ком-

63

nлексный анализ амплитуд продольных и поперечных волн. Поло­ жение ВНК устанавливают по значительному снижению амплитуд

nродольной волны и увеличению амплитуд попереЧной волны в нефтенасыщенной части разреза скважины по сравнению с показа­

нияма в воданасыщенном коллекторе. Дифференциация показаний на ВИК для продольной волны составляет около речной

-

более

300%.

400%,

а для попе­

Данные волнового АМ в условиях обводне­

ния минерализованными водами по информативности близки к данным ИННМ. Обводнение продуктивных пластов пресными водами приво­ дит к повышению амплитуд продольных волн.

Битумные пласты и водобитумный коитакт выделяют по уве­

личенным показаниям коэффициентов поглощения ар. Высокую эффективность при оценке степени насыщенности коллекторов нефтью или газом имеют также и кинематические ха­

рактеристики упругих волн. В основу методики, разработанной

В.М.Добрыниным, А.В.Городновым и В.Н.Черноглазовым

[9],

по­

ложена модифицированная теория упругих деформаций пористых насыщенных тел (М.Био и Ф.Гассман), которая позволяет связать упругие свойства породы в целом с упругостью ее отдельных ком­

nонент. На базе этой теории авторами разработаны петрофизиче­ ские модели дифференциально упругих пористых сред с многофаз­

ным насыщением (вода, нефть, газ) и методики комплексной ин­ терпретации данных волнового АМ и стандартных методов ГИС. При

определении

нефте-rазонасыщенности

используется

различие ежимаемастей основных компонеmов коллектора

дой фазы, минерального каркаса и флюидов

-

(рис.IЗ ). Используя интервальные времена продольной речной

Llts

-

твер­

нефти, газа и воды

Lltp

и попе­

головных волн, получаемые в результате обработки

данных низкочастотного АМ, а также плотиосrь коллектора о 0 ,

можно рассчитать его упругие nараметры. В частности, динамиче­ ский коэффициеm Пуассона vд

(4.5)

и полную объемную динами­

ческую сжимаемость насыщенного коллектора

64

10000 -··-·-------·---- ····--. . ........ --- -·-· .. --..-- ·--·- ·----·-- -- .. Газ

1000 ~