Интерпретация

Если !:J.Тск и !:J.Тж известны, kп (в долях единицы) может быть

получен из уравнения (73):

(75)

Величина !:J.Tск зависит от минерального состава скелета и ха­

рактеризуется значениями, приведеиными в табл. 26 для наибо­ лее распространенных породообразующих минералов.

Эти значения соответствуют условиям распространения вол­

ны в монолитном· массиве при атмосферных условиях. В реаль­ ных осадочных породах отсутствует идеальный акустический контакт между зернами скелета, поэтому значения !:J.Tск выше приведеиных в табл. 26. Хороший контакт существует лишь при

регенерационном цементе в кварцевых песчаниках, в перекри­

сталлизованных известняках и доломитах.

Акустический контакт ухудшается с уменьшением диаметра

зерен скелета и степени уплотнения породы (уменьшение эф­ фективного давления), а также с увеличением содержания гли­

нистого материала в терригеиных породах и перастворимого ос­

татка в карбонатных. В связи с этим для песчаников !:J.Тск изме­ няется от 170 до 180 мксjм, а для известняков - от 150 до 160 мксjм.

С ухудшением акустического контакта отмечается заметная

потеря энергии упругой волны, уменьшение ее амплитуды. В

связи с этим рыхлые, глинистые и сильно трещиноватые породы

имеют наиболее высокие значения параметра а.

Величина !:J.TФЛ зависит от состава флюидов, заполняющих по­

ры, и термобарических условий. При полном насыщении пор водой значение !:J.TФЛ• равное !:J.T8 , определяется по номограмме

(рис. 83) для заданных суммарной минерализации С8, эффектив­

ного давления РэФ и температуры t в условиях естественного за-

Таблица 26

ЗначеНИJI АТск для некоторых минералов [14)

	Минерал	!:J.Тск, мкс/м	Минерал	!:J.Тск, мксjм
	Кварц	164	Доломит	143
	Полевой шпат	170	Ангидрит	164
	Слюда	178	Гипс	172
	Кальцит	155	Каменная соль	208
	Ортоклаэ	150	Альбит	166
	Микроклин	163	Мусковит	170

200

легания. С достаточной для практики точностью 11Т. можно оце­

нить по формуле [13]

	I1T =	710(1-1,2·10-3р)	(76)
	в	(1 + 2,2 ·10-3 -1,65 ·10-5 t 2)(1 + 5,5 ·10-4С1)'

где р, t и с. - соответственно давление в МПа, температура в ос

и минерализация в кгjм3.

При наличии в зоне исследования акустическим методом на­

ряду с водой нефти и газа величина 11ТФЛ зависит от количества

их в поровом пространстве (kв(r) = 1 - k.):	.
11ТФЛ = k.I1T. + (1 - k.)I:!.Tв<r>•	(77)

где 11Тв(r) - интервальное время в нефти данного состава или газе при термобарических условиях пласта~

~еличина I:!.Тв для нефтей составлЯет 715-770 мксjм, для

газа - от значений, близких к I:!.Тв (при Рпл > 60	МПа), до
2100 мкс/м (метан) при атмосферных условиях.
~~	~
1900.-------------'------т----~.......	,~ мкс/м

1800

	650
	700
о 20 40 60 80 100 120 140 160 180 о	20 40 60 80 100
t,°C	р,.,мпа

Рис. 83. Номограмма дm1 oпpeдeлeJDIJI IUIТepвaJJЪиoro вpeмeiDI АТ..", СIСорости v.." при аадiiНИЬIХ МIDiералиаации с. (в кr/М'), дaВJieИIDI РОФ и температуре t

(раствор NaCl) (по данным Герхард-Оуэн).

Ilример использования: а, а', 6- исходные данные; в, г- перемещение по номо­

грамме, д и д' - искомые значения АТ4>JI и V4>Ji

201

В глинистых породах уравнение среднего времени имеет бо­

лее сложный вид. Для пород с рассеянной глинистостью полага­

ют, что

!!Т= kп.эф !!Тфл + krл..a 11Тrл..а + (1	- kп.эф - kп.rл.)11Тсю	(78)
где kп.эф - эффективная пористость; krл..a - объемное		содержание
агрегатов рассеянной глины	(с их внутренней пористостью) в
породе; 11Тrл..а - интервальное	время агрегатов глинистого цемен­

та. Пористость глинистого цемента, а следовательно, и интер­

вальное время 11Тrл..а существенно выше kп и 11Тrл. в глинах, вме­

щающих глинистый коллектор, поэтому в уравнении (78) нельзя

использовать в качестве 11Тrл..а величину I:!.Trл для вмещающих

глин.

Для слоистых глинистых коллекторов, содержащих глини­ стый материал в виде прослоев, чередующихся со слоями кол­

лектора, величина I:!.T определяется выражением

(79)

где I:!.T0 , I:!.Trл. - интервальные времена прослоев песчаника и гли­

ны; Хrл. - относительное по толщине содержание глинистых про­

слоев в пачке. В этом случае величина I:!.Trл. близка к интерваль­

ному времени вмещающих пачку глин.

Наиболее вероятные значения 11Тrл. для различной глубины

залегания приведеныв табл. 27. Она составлена на основе эмпи­ рического закона уплотнения глины с глубиной. Интервал изме­ нения kп.rл. и 11Тrл. для каждой фиксированной глубины обуслов­

лен изменчивостью минерального состава глин: минимальные значения соответствуют каолинитовым, максимальные - монтмо-

Таблица 27

ЗначеИИJI Ь.Т,. и kn.rn для различной rлубины залеrаИИJI rлин [14]

	Глубина, м	k..... %						f.T,.,	МКС/М
		интервал				среднее		интервал		среднее
	300	40-60				50		450-550		500
	1000	25-35				30		360-430		400
	2000	12-18				15		290-360		330
	3000	8-12				10		260-330		290
	4000	6-8				7		250-310		270
	5000	4-8				5		230-290		260

202

риллонитовым глинам. Для агрегатов глинистого цемента, не уп­

лотненного воздействием горного давления, kп.rл > 30 %, а l!.Trл.a = = 400+550 мкс/м. Для глинистых прослоев в слоистом песчано­

глинистом коллекторе l!.Tr11 соответствует величине параметра во

вмещающих глинах, характерной для глубины их залегания.

В трещинном коллекторе с системой трещин, разделяющих

блоки с межзерновой пористостью, величина !!.Т породы цракти­ чески равна интервальному времени блоков !!.Т(т, если упругие

волны распространяются вдоль трещин, и меньше !!.Т6J1, если на­

правление пробега волн перпендикулярно к плоскостям трещин.

При этом чем больше густота и раскрытость поперечных трещин,

тем больше снижение !!.Т по сравнению с !!..Тбл· В кавернозно­

карстовой породе с вторичными полостями величина !!.Т изменя­ ется в пределах !!.То6ш. > !!.Т > !!.Тмэ· Здесь !!.То6ш.• !!.Тмэ - интерваль­

ные времена, вычисленные по уравнению (73) для данной поро­ ды (известняк, доломит) с учетом характерного значения !!.Тсх

для ~оэффициентов пористости, равных соответственно общей

пористости породы (kп = kп.вт + kп.мэ) и пористости межзерновой

матрицы kп.мэ· Чем полости крупнее и больше удалены друг от

друга, тем ближе интервальное время породы !!.Т к интервально­ му времени матрицы !!.Тмэ·

В трещинно-кавернозном коллекторе при отсутствии в нем крупных полостей, хаотическом распределении трещин и не­

больших каверн расчет по формуле (75) дает значение общей

пористости:

kп = kп.мз + (kп.тр + kп.к)(1 - kп.мз).

ИIП'ЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ АКУСТИЧЕСКОГО МЕТОДА

Кривая интервального времени регистрируется в линейном

масштабе так, что величина !!.Т растет слева направо. Кривая за­

тухания а регистрируется в линейном либо логарифмическом

масштабе. Таким образu:м, породы с высокой пористостью и по­ вышенным ослаблением энергии волн отмечаются на фоне вме­

щающих пород максимумами на кривых !!.Т и а. Аномалии ука­

занных параметров симметричны относительно середины пласта.

Границы его при любом соотношении размера зонда L и толщи­

ны пласта h находят по точкам, смещенным на L/2 от основания

аномалии к середине пласта (рис. 84).

Определение пористости по диаГраммам !!.Т состоит из не­

скольких операций.

Оценка качества Оиагра.м.м. Диаграммы !!.Т, пригодные для

интерпретации, должны удовлетворять следующим условиям.

203

расстояние между приемпиками (база зонда)

													А.Т, мкс/м
150 250 350 . 150 250 350							150 250 350				150 250 350
					h=AL				h=0,8AL				h=0,2AL

Рис. 84. Теоретические формы аномалий и опреде.пеJШе rрающ JIJiacтoв по

диаграммам акустическоrо зонда:

!J.L. =L2 - Lt -

1.Кривые Т1, Т2 короткого и длинного двухэлементных зондов

вобщих чертах повторяют друг друга.

2.Значения I:!T = Т2 .- Т1 в эталонных средах соответствуют

характерным для них значениям (табл. 28).

3: Повторные кривые Т1 и Т2 отличаются от первоначальных не более чем на 1,5 %, а кривые !!.Т - не более чем на 3 %.

Таблица 28

Характерные значения !!.Т в опорных средах (14)

	Среда	!J.Т, мкс/м	Примечанне
	Каверна большого диаметра	580-600	Максимальные показания
	Плотные известияки (k. < 1 %)	155-160	Минимальные показания
	Плотные доломиты (k. < 1 %)	140-145	Тоже
	Незацементированная обсадная колонна	185	•

204

Кривые Т1, Т2, д.Т, не удовлетворяющие одному из перечис­

ленных требований, являются браком и интерпретации не под­ лежат. Наиболее серьезный недостаток кривой д.Т - наличие ложных аномалий ( •бросков•), иногда выходящих за пределы

интервала д.Tmin+д.Tmax· Эти аномалии, вызванные проскальзыва­

нием циклов, обычно соответствуют интервалам повышенного

затухания. и положительной аномалии на кривой Т2 при отсутст­

вии аномалии на кривой Т1• Определение границ пластов. Эта операция выполняется в

соответствии с изложенным выше правилом для объектов, отме­

чаемых максимумом д.Т.

Отсчет д.Т в пределах аномалии проводят для· участков разре­

за, отмечаемых номинальным диаметром dв или dc < da на кавер­

нограмме; пласты, где dc > d8 , не интерпретируются. Поскольку во внимание не принимаются пласты толщиной h < L, влияние

вмещающих пород на д.Т не учитывают. Влиянием скорости подъема зонда v и постоянной t интегрирующей ячейки на д.Т

пренебрегают при v < 1000 мjч, t < 0,5 с.

Разделение пластов на группы по затуханию а. Все ин­

тервалы разреза, выбранные для интерпретации, делят на три

группы - с низкими, средними и высокими значениями а. Пер­

вая группа представлена терригеиными и карбонатными поро­

дами с межзерновой пористостью и низкой глинистостью; вто­ рая - породами со средней глинистостью, умеренной трещи­

новатостью и газонасыщенными коллекторами; третья - поро­

дами с высокой глинистостью, с интенсивной трещиноватостью

по нормали к оси скважины, высокопористыми рьrхлыми кол­

лекторами.

Определение пористости. Для слабоглинистых межзерно­ вых терригеиных и карбонатных коллекторов, залегающих на глубине от 1,5 до 3,5 км, величину kп рассчитывают по формуле

(75). Значение д.Т определяют по диаграмме д.Т, д.ТФЛ - по но­ мограмме (см. рис. 83), д.Тск выбирают в соответствии с извест­

ным минеральным составом скелета пород в исследуемом интер­

вале.

Если выбор ~!!Тек затруднителен ввиду недостатка сведений о

минеральном составе скелета, сопоставляют величины д.Т и р~0•5

по диаграмме экранированного зонда для различных пластов,

охватывающих диапазон изменения этих параметров в разрезе.

Строят график, усредняющий полученные точки до пересечения с осью д.Т, и находят значение д.Тсю соответствующее породе с Рк ~ оо, имеющей нулевую пористость.

В глинистом коллекторе с рассеянной глинистостью исправ­

ленное значение kп рассчитывают по формуле

205

ku "" ku.ф/(2 - асп),

где kп.Ф - пористость, вычисленная по формуле (75) и для глини­

стого nласта являющаяся фиктивной. Можно восnользоваться

формулой В.Г. Фоменко:

(80)

где а, Ь и с - константы, оnределяемые для конкретного объекта.

В частности, для nродуктивного nласта I01 Бахиловекого нефтя­

ного месторождения, расnоложенного на Нартовеком своде

(Среднее Приобье), это уравнение имеет вид:

kn = ~(I:!.T -170)(асп -О,05) /(0, 2асп +О,043).

В слоистом глинистом коллекторе рассчитывают I:!.Tu, решая

уравнение (79), nосле чего вычисляют ku nесчаных nрослоев по

формуле (75), nодставляя в нее I:!.T = I:!.Tu.

В мономинеральной карбонатной nороде расчет коэффициен­

та nористости по формуле (75) дает значение ku = ku.мэ = ku.общ в

межзерновом коллекторе. В трещинно-межзерновом коллекторе с nродольной ориентацией трещин nолученное ku "" ku.мэ• а с поnе­

речными трещинами - ku < ku.мз· В трещинно-кавернозно­

межзерновом коллекторе k" лежит в nределах между ku.общ и ku.бn.·

При изменении глубины и, следовательно, термабарических

условий залегания nород в широком диаnазоне для изучаемых

объектов рекомендуется оnределять ku по диаграммам I:!.T с ис­ nользованием эксnериментальных зависимостей I:!.T = /(ku) с уче­

том темnературы и давления.

В nродуктивных nластах в значения k0 , установленные опи­ санными выше сnособами, рекомендуется вводить nоnравку J,

учитывающую влияние на I:!.TФЛ частичного нефтегазонасыщения

коллектора в зоне исследования акустическим методом [3].

Исправленное значение nористости

k~ = fkn,

где/nриннмается равным 0,9 в нефтеносных и 0,7-0,8 в газонос­ ных коллекторах. Более правильно учитывать влияние углеводо­

родов nри оnределении пористости по I:!.T, исnользуя в формуле (74) величины I:!.ТФЛ, вычисляемые по формуле (77).

Оnределение nористости по данным акустического метода не­

целесообразно в разрезах с высокой пористостью (ku > 30 %) и

глинистостью, в разуnлотненных рыхлых отложениях, а также в

низкоnористых nородах с интенсивной трещиноватостью.

206

При.мер 48. Определить kп в интервале 2812-2816 м разреза (рис. 85), представленного доломитизированными известняками,

если известно, что РэФ = 15 МПа, t = 100 °С, !!.Тек = 148 мксjм,

220 АТ, мкс/м

2820

26

Рис. 85. Диаrраммы, получениые с помощью микрозондироваиия и акустиче­

ского метода по участку карбонатного разреза

207

с. = 120 кгjм3, СФ = 20 кгjм3	• В указанном интервале !!..Т =
= 179 мксjм. Поскольку порода	является неколлектором, нахо­
дим !!..ТФ по номограмме, представленной на рис. 83, исходя из
условий с. = 120 кг/м: f!..ТФ = 610 мкс/м. Подставляя значения
!!..Т, f!..Тсю f!..ТФ в формулу (75), рассчитываем k0 = 6,7 %.

Пршеер 49. Определить k0 в интервале 2836-2842 м того же

разреза (см. рис. 85) при тех же пластовЬ1х условиях, значениях f!..Тсю с., СФ, что и в примере 48. В указанном интервале !!..Т - 253 мксjм. Учитывая, что в зоне исследования акустическим ме­

тодом порода, которая является коллектором, насыщена смесью

фильтрата и пластовой воды, принимаем с.Ф = 40 кг/м3, находим

по палетке на рис. 83 f!..ТФ =630 мкс/м. Подставляя !!..Т, !!..Тек, f!..ТФ

в формулу (75), рассчитываем ko = 22 %.

Задачи

91. Построить диаграмму акустического метода (!!..Т) для сле­

дующего разреза: глина размытая, глина неразмытая, песчаник

кварцевый чистый (ko = 20+25 %), песчаник с рассеянной глини­ стостью (krл = 10+15 %), песчаник кварцевый со слоистой глини­

стостью (Хrл = 10+25 %). Глубина залегания пород 3500 м; РэФ = = 18 МПа; с.= 240 кг/м3; РФ = 0,5 Ом·м; t = 80+90 °С. Показать

пределы изменения f!..T в коллекторах, если их коэффициент по­ ристости изменяется от 15 до 25 %.

· 92. Определить пределы изменения f!..T на диаграмме акусти­

ческого метода для карбонатного разреза, где встречаются плот­ ные разности и коллекторы с межзерновой пористостью: kп плот­ ных пород 1-6 %; ko коллекторов 8-20 %. Глубина залегания по­

род 1000-2000 м; глинистые растворы пресные, p!!l = 1+1,5 Ом·м; РФ = 10 МПа; пластовые воды содержат 250 кг/м солей; темпе­ ратура в пластовых условиях 20-40 °С. Как изменятся показания против коллекторов, если разрез вскрывать на соленой воде,

близкой по свойствам к пластовой?

93. Рассчитать значения коэффициента пористости в интерва­

ле коллекторов разреза, представленного на рис. 85, приняв РЭФ =

= 15,5 МПа, t = 102 ос, а значения f!..Тк и с.Ф те же, что в приме­

ре 49.

ИIПЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ ШИРОКОПОЛОСНОЙ МОДИФИКАЦИИ

АКУСТИЧЕСКОГО МЕТОДА (6, 9, 13]

В широкополосной модификации акустического метода

(АКШ) предусмотрено использование более широкого диапазона

частот (1-22 кГц) импульсов, генерируемых излучателями. Это

208

Таблица 29

Характеристика аппаратуры АКШ, испоJJЬэуемой в настощее время

	Прибор	Число монопольных из-	Число приеминков
		лучателей
	АКМ-200	2	16
	АКМ-60	2	7
	АКМБ	2	11
	АКД-8	1	8
	МАК	1	16

позволяет повысить в 2-3 раза (при использовании низких час­

тот 4-10 кГц) глубинность метода и обеспечивает изучение раз­

резов обсаженных скважин при условии качественного цементи­

рования колонны. Главное преимущества АКШ - возможность

получения значительно большего объема информации, чем при

стандартных акустических исследованиях.

Широкополосные приборы имеют гораздо большее число приемников, чем узкополосные. В табл. 29 приведены современ­

ная отечественная аппаратура АКШ и ее характеристики.

Отечественный прибор с дипольными преобразователями -

АВАК-7. Он имеет два монопольных излучателя с различными

частотами (20, 12, 8 и 2,5 кГц) и два приемника. Прибор поз­

воляет регистрировать Р-волну на высоких частотах, S-волну

на частоте 8 кГц дипольным зондом, волну Лэмба на частоте

2,5 кГц.

Аппаратура ВАК-8 имеет монопольные и дипольные излуча­

тели и приемники. Частота регулируется и изменяется в диапа­ зоне 2,5-22 кГц.

Фирма ~вaker Atlas~ разработала аппаратуру ХМАС, которая

является наиболее совершенным типом современных акустиче­

ских приборов. С ее помощью можно регистрировать все типы

волн и, кроме того, изучать азимутальную анизотропию свойств

исследуемых пород.

При исследованиях методом АКШ получают: а) фазакорреля­

ционную диаграмму (ФКД); б) аналоговые кривые кинематиче­

ских (l!Tp, l!Ts и l!TL- интервальное время волны Лэмба•>) иди­

намических (ар, as и aL - коэффициент логлощения волны Лэм­

ба) параметров упругой волны (рис. 86); в) видеоизображение

волновой картины, фиксируемое кинорегистратором в отдельных

"'Волна Лэмба распространяется по столбу буровоrо раствора, имеет длину волны порядка диаметра скважины, харахтериэуется более низкой частотой коле­ баний и скоростью, чем волна S. При отсутствии влияния трещиноватости обычно

AL>As>Ap.

209