18. Волновые процессы в нефтегазовых пластах; параметры, влияющие на эффективность передачи волновой энергии.

Под влиянием вибраторов, работающих в скважине, в пласте распространяются продольные и поперечные упругие волны. Первый вид волн характеризуется про­дольным распространением в несцементированной породе и жидкой среде дефор­мации попеременно объемного сжатия и растяжения. В твердых телах вибраторы вызывают поперечные деформации сдвига - в виде поперечных упругих волн.

Несцементированные пески обладают слабым внутренним трением и оказывают небольшое сопротивление сдвиговым усилиям. Поэтому в них, как и в жидкой среде, возникают только продольные волны. Скорость распространения упругих волн практически не зависит от их частоты. С ростом модуля Юнга Е скорости продольных и поперечных волн увеличиваются. Возрастание коэффициента Пуассона сопровождается ростом скорости продольных волн и уменьшением скорости поперечных. Поэтому скорость упругих волн в порис­тых породах значительно меньше, чем в плотных. Интенсивность упругих волн по мере их распространения в пласте уменьшается вследствие рассеивания их энергии в разных направлениях в зонах неоднородного строения и расхода на преодоление сил трения частиц в процессе деформации пород.

Амплитуда упругих колебаний А=А₀е^-Θх, где А-текущая амплитуда колебаний, А₀-начальная амплитуда колебаний, Θ-коэффициент поглощения, расстояние от источника излучения.

Коэффициент поглощения зависит от упругих характеристик породы и частоты колебаний. С увеличением пористости пород Θ возрастает.

Произведение плотности пород на скорость упругой волны принято называть удельным волновым сопротивлением z = ρν (удельным акусти­ческим импедансом). Эта величина связана со способностью материала горных пород отражать и преломлять упругие волны.

Отражение и преломление волн при воз­буждении колебательных процессов в скважинах наблюдаются при переходе упругой волны из жидкой среды, заполняющей скважину, в пласт и далее на границах пористых сред с различными акустическими свойствами. Коэффициентом отражения принято называть отношение Кот≈ Эо/Эп, где Эп и Э₀ - соответственно энергия падающей и отраженной волн. С увеличением разницы в волновых сопротивлениях двух сред z₁ и z₂ возрастает в коэффициент отражения

Кот={(z₁-z₂)/(z₁+z₂)}2

Волновые свойства нефтегазовых пластов.

Упругие колебания – процесс распространения в породе знакопеременных упругих деформаций.

v₂₂U=₂U/t₂,

где v – скорость распространения упругих колебаний,

U – упругое смещение.

По частоте упругие колебания подразделяются на:

• инфразвуковые до 20Гц;

• гиперзвуковые > 1010Гц;

• звуковые от 20 до 20000 Гц;

• ультразвуковые >20000Гц;

Эти колебания, как и сейсмический диапазон частот, используются в нефтегазовом деле.

Сейсмические колебания быстро затухают, но распространяются на длительное расстояние от центра.

Деформации бывают продольные поперечные и сдвиговые, в соответствии с этим, волны делятся на:

продольные – характеризуются продольными деформациями попеременного сжатия и растяжения (свойственны газу, воде, нефти и др.)

поперечные – связаны с деформацией сдвига (характерны для твёрдой фазы, т.к. для жидкостей и газов сопротивления сдвигу не существует).

Оба типа волн распространяются по всему объёму пласта и поэтому называются объёмными.

Кроме объёмных волн, существуют волны, связанные с поверхностями раздела – это поверхностные волны. В них движения частиц происходят неравномерно и по разным направлениям.

Если движение происходит в горизонтальной плоскости, то образуются волны, именуемые волнами Лява. Эти поверхностные волны присущи только для твёрдых тел.

Для горных пород, если известны коэффициенты, такие как модуль Юнга и коэффициент Пуассона: v_р=3(1-)/((1+)) - (продольные)

где  - коэффициент сжимаемости,

 - плотность

v_S=3(1-2)/(2(1+))=G/ - (поперечные)

где G – модуль сдвига,  - плотность.

Скорость распространения волны зависит от упругих ссвойств пласта.

Параметры зависимости скорости распространения упругих волн:

Коэффициент пористости (посмотреть через зависимость упругих свойств от пористости)

Зависимость от минерального состава

На скорости в таких породах, как песчаник, известняк и т.п., оказывает влияние пористость, а не минералы.

Интервальное время – время, в течение которого волна проходит определённый интервал. Оно выражается следующим образом:

=1/v

Важным обстоятельством является то, что скорость распространения волны не зависит от частоты. Но от частоты зависят затухания волны (амплитуда со временем затухает по мере удаления от источника).

Затухание обусловлено:

• Поглощением части волновой энергии породой и трансформацией этой энергии в тепло;

• Рассеянием акустической энергии на элементах фрагментарности (границах зёрен, порах) в различных направлениях.

Для продольных и поперечных волн зависимости от характера насыщения различны и претерпевают инверсию.

Это происходит по следующим причинам:

• Проникновение продольных и поперечных волн в пласт различно;

• Содержание глины в пласте оказывает существенную роль;

• С ростом коэффициента глинистости растёт коэффициент поглощения.

• Влияет трещиноватость.

Вывод: поперечные волны более чувствительны к неоднородности пласта.

Слоистое строение нефтегазового пласта приводит к различию скоростей упругих волн при прохождении вдоль и поперёк пласта, причём vII>v .

Также оказывают влияние такие факторы как:

Размер зёрен (чем больше объём, тем выше соотношение d60/d10, тем ниже скорость; для тонкозернистых пород скорость выше)

Рыхлые породы практически слабо оказывают сопротивление сдвигу vр>vs.

Вид пористости: гранулярные, трещинные или трещинно-кавернозные.

Пласт, на который производят воздействие имеет собственные частоты, которые имеют минимальные коэффициенты поглощения.

На частотах w: 7, 12, 15, 25 Гц – возникает эффективная энергия воздействия на пласт. Эта энергия передаётся на километры.

Если энергия передаётся с поверхности, то, подбирая коэффициенты поглощения (w), можно подобрать минимальную потерю энергии.