Рис. 128. Связь между Рξ и Pа при постоянных значениях θ (шифр кривых) и Fo . 1—Fо = 0,2; 2 Fо = 2

На геотермограммах повышенными значениями геотермического градиента Г отмечаются глины, глинистые сланцы, аргиллиты и углистые породы. Намного ниже величины Г в песчаных отложениях. Еще меньше геотермический градиент в карбонатных породах. Минимальные значения Г характерны для гидрохимических осадков и магматических пород.

Из этого правила могут быть исключения. Так, например, низкими значениями Г отмечаются глины, залегающие ниже мощных песчаных толщ, по которым происходит интенсивная циркуляция пластовых вод из глубокозалегающих синклинальных областей.

На термограммах искусственного теплового поля, зарегистрированных в скважинах при tп < tр положительные аномалии наблюдаются в глинах и глинистых сланцах, закарстованных карбонатных породах, ископаемых углях и газоносных коллекторах. Песчаники характеризуются отрицательными аномалиями ∆t, тем большими, чем интенсивнее циркуляция вод в этих отложениях. Отрицательные аномалии ∆t характерны для плотных карбонатных и магматических пород, а также гидрохимических осадков, не образующих каверн. При tр< tп знак аномалии ∆t противоположен указанному знаку.

§ 72. ИСКАЖЕНИЯ ТЕРМОГРАММ

На термограммах могут наблюдаться аномалии, не зависящие от особенностей геологического разреза скважины; они могут быть обусловлены: 1) влиянием обсадной колонны; 2) проникновением глинистого раствора и цемента в породы); 3) затрубной циркуляцией вод; 4) влиянием забоя и промывки скважины; 5) конвекцией и тепловой инерцией термометра; 6) рядом технических причин, о некоторых из которых говорилось выше.

Влияние обсадной колонны. На месторождениях с высоким геотермическим градиентом обсадная колонна может создать незначительное уменьшение температуры в нижней части скважины и увеличение в ее верхней части в связи с переносом тепла по

184

колонне.

Проникновение глинистого раствора и цемента в породы, вызывает искажение термограмм, аналогичное наблюдаемым при увеличении диаметра скважины. На термограммах неустановившегося теплового режима проницаемые породы отмечаются аномалиями повышенных температур при проникновении раствора и цемента, имеющих более высокую температуру tр, чем температура tп пород, и аномалиями пониженных температур в случае tр<tп.

Затрубная циркуляция вод проявляется на термограммах аномалиями повышенных температур при температуре tв циркулирующих вод более высокой, чем температура раствора tр и аномалиями пониженных температур в обратном случае; при этом наблюдается снижение величины dt/dz в пределах интервала циркуляции. При неустановившемся тепловом режиме изменение температуры раствора сначала наблюдается против коллектораобводнителя; затем оно расространяется к поглотителю.

Влияние забоя и промывки скважины. Оно выражается в возрастании температур в призабойной части, что объясняется меньшим временем охлаждения пород и выделением тепла в процессе их разрушения. Интенсивная циркуляция глинистого раствора приводит к тому, что в верхней части скважины (выше точки равенства tp и tп) температура, измеряемая в скважине, превышает температуру пород. Ниже этой точки вследствие охлаждающегося влияния промывки скважины глинистым раствором tp< tп. C течением времени тепловой режим в скважине устанавливается и кривая температур асимптотически приближается к геотермограмме.

Конвекция и тепловая инерция термометра. Конвекция обусловливает смещение тепловых аномалий кверху тем более, чем выше градиент теплового поля и меньше вязкость глинистого раствора. Смещение аномалий на термограммах за счет тепловой инерции термометра может быть весьма значительным при высоких скоростях регистрации температур термометрами с большой тепловой инерцией.

Искажения термограмм могут также возникать вследствие неточности их регистрации и градуировки термометра, непостоянства нуль-пункта регистрирующего прибора, резких изменений скорости регистрации и других причин, о которых более подробно изложено в работах [2, 35].

185

Глава IX

АКУСТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ.

Из возможных способов изучения горных пород, основанных на законах распространения и поглощения упругих волн при геофизических исследованиях скважин, практическое применение получил ультразвуковой метод, неточно называемый обобщающим термином — акустический.

§ 73. УПРУГИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Изучение горных пород ультразвуковым методом осуществляют по данным интервального времени ∆τп — величины, обратной скорости υр распространения продольных упругих волн (РрРпРр), и по коэффициенту αп их поглощения в породе. Методы исследования разрезов скважин по поперечным волнам РрSпРр и рефрагированным волнам находятся в стадии разработки.

В однородной квазиупругой изотропной среде интервальное время (в мкс/м)

Определяется плотностью δп (в кг/м3) породы, коэффициентом µп Пуассона и модулем Е (в Па) Юнга или коэффициентом βп (в Па-1) объемного сжатия.

Наименьшее время ∆τп (менее 125 мкс/м) характерно для магматических и некоторых метаморфических пород с исчезающе низкой пористостью и высокой плотностью. С ростом пористости и глинистости, сопровождающимся ростом βп и µп, увеличивается ∆τп. Вследствие этого интервальное время у однотипных пород изменяется в широких пределах. Интервальное время находится в обратной зависимости от глубины залегания породы.

Из большого числа зависимостей, определяющих связь между интервальным временем, пористостью и глинистостью, приведем следующие:

(уравнение среднего времени Вилли);

(степенное уравнение автора; mп и mгл — структурные показатели, близкие к единице и возрастающие с увеличением цементации породы [44]);

(кубическое уравнение Вахгольца; b, с, d — постоянные коэффициенты для пород заданных минерального состава, структуры и напряженного состояния).

Интервальное время ∆τск определяется минеральным составом скелета породы (см. табл. 1) и в породах с высокоразвитой вторичной пористостью уменьшается с увеличением последней; ∆τгл определяется степенью уплотнения глин и в нарушенных породах обычно варьирует от 300 до 400 мкс/м; ∆τз зависит от состава жидкостей и газов, заполняющих поровое пространство.

Для воды (в мкс/м)

В формуле (256) ар = 1,2*10-3 МПа-1; коэффициенты at и bt убывают с возрастанием концентрации С солей, растворенных в воде; ас убывает с возрастанием температуры. В большинстве случае можно пользоваться следующими наиболее вероятными средними значениями коэффициентов at = 2,2*10-3 °С-1, bt = 1,4*10-5 °С-2 и ас = 5,5*10-4 °С-1.

Для нефти ∆τн варьирует в пределах от 700 до 800 мкс/м, возрастая с увеличением газового фактора. Для газов (в мкс/м)

где М — масса киломоля газа, кг; R — универсальная газовая постоянная # = 8314 Дж/кмоль

186

°С; Т — температура, К; γ - отношение теплоемкостей cр /cv при постоянных давлении и объеме. Для метана при t = 20 °С ∆τг = 2260 мкс/м.

Коэффициент поглощения αп продольной волны в горных породах определяет закон потери ее энергии в изучаемой среде.

На расстоянии R от источника упругих волн их амплитуда

где с — коэффициент, зависящий от волновых сопротивлений глинистого раствора и породы; А0 — амплитуда излучаемой волны; n — показатель степени, близкой к единице.

§ 74. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ ИНТЕРВАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ

При пересечении однородных пластов кривые интервального времени ∆τ симметричны относительно середины пласта (рис. 129). В пластах мощностью h > lб оптимальное значение ∆τопт сохраняется в пределах интервала L1 = h — lб. Общая протяженность аномалии у ее основания L2 = h + lб, и, следовательно, мощность пласта h = L1+ lб = L2 - lб.

Рис.129. Кривые интервального времени для трехэлементного ультразвукового зонда при пересечении пластов различных мощностей.

Пунктирной линией изображен график истинных значений ∆τП и ∆τВМ

При h > l5 границы объекта с ∆τП ≠ ∆τВМ определяются обычно с достаточной точностью глубинными отметками точек со средними значениями

или точками, отстоящими на расстояние lб/2 от точек начала приращения величины ∆τ (см. рис. 129). Однако точное положение границ смещено относительно указанных точек в сторону непарного элемента зонда на расстояние

где lр — кратчайшее расстояние от измерительного элемента зонда до стенки скважины. При отсутствии каверн расстояние ∆z невелико, и этой поправкой обычно не пользуются.

При высоких скоростях регистрации ∆τ возможны также смещения аномалий в направлении движения зонда за счет постоянной времени суммирующей ячейки.

Определение интервального времени в породах. При мощности пласта h > /б

интервальное время ∆τП =∆τ ОПТ. При h< /б и равенстве интервальных времен в подстилающих и покрывающих отложениях

Уравнение справедливо и для случая различных интервальных времен в подстилающих и прикрывающих отложениях при условии, если в интервале базы находятся лишь пласт и подстилающие или покрывающие отложения.

При частом чередовании тонких прослоев с относительными мощностями χа и χв =1— χа с упругими параметрами ∆τа и ∆τв

Формула (261) дает возможность рассчитать долевое участие прослоев с интервальными временами ∆τа.и ∆τв в общей мощности пачки, если ∆τа и ∆τв известны:

187

Из изложенного выше следует, что ультразвуковой метод дает возможность определить непосредственно по диаграммам ∆τ интервальное время и скорость распространения упругих волн в горных породах. Этой особенностью метод выгодно отличается от многих других геофизических способов изучения разрезов скважин. Он позволяет значительно упростить этап геофизической интерпретации диаграмм ∆τ , так как при этом обычно не требуется введения сложных поправок за скважинные условия, за исключением следующих случаев.

1. Газонасыщение глинистого раствора приводит к резкому затуханию волн в растворе и к пропуску первых вступлений (проскальзыванию циклов).

2. Резкое изменение диаметра скважины вызывает на кривой ∆τ локальные аномалии (возрастание ∆τ в кровле и убывание в подошве каверны или наоборот —в зависимости от взаиморасположения парных и непарного элементов зонда), обусловленные различием времен пробега волн от породы к приемникам П (рис. 130, кривая 2) и возможным пропуском первых вступлений для волн пробегающих большой путь по раствору.

Рис. 130. Характер искажения кривых ∆τ, вызванного каверной.

Кривые ∆τ: 1— при отсутствии каверны, 2 — при наличии каверны, профиль которой определен кривой 3

3. Отклонение прибора от положения, параллельного стенке скважины, может увеличивать или уменьшать величину ∆τ.

Интервальное время ∆τопт может не соответствовать ∆τп в породе, находящейся в условиях естественного залегания, также:

а) при сильном уплотнении гематитово-баритовой корки на стенках рыхлого, особенно газонасосного пласта, когда первое вступление обусловлено преломленной волной, проходящей по корке;

б) при изменении структуры пласта в прискважинной зоне из-за значительных различий между пластовым давлением и гидростатическим давлением глинистого раствора и трещиноватостью пород, созданной в процессе их разбуривания.

Рис. 131. Диаграмма ЛАК-3 (лакограмма).

I, II — фазокорреляционные диаграммы (ФКД) времени прихода упругих волн для двухэлементных зондов; Р р Р п Р р— огибающие ФКД соответствующие временам τ1.и t2 прихода продольной волны для этих зондов (по Г.В.Дахнову).

В отличие от аналоговых диаграмм интервального времени фазокорреляционные диаграммы (лакограммы, рис. 131) дают картину изменения по разрезу скважины времен прихода и относительной интенсивности достаточно большого числа положительных полуволн. Времена их прихода и частота колебаний определяются по масштабу т записи лакограммы. На основании регистрации двух фазокорреляционных диаграмм с приемниками, удаленными друг от друга на расстояние lб, выполняется расчет ∆τ. Относительная интенсивность регистрируемых положительных полуволн оценивается интенсивностью почернения линии, соответствующей рассматриваемой полуволне. Запись фазокорреляционных диаграмм с различным усилением позволяет охарактеризовать

188