Акустический каротаж скважин

Глинистые сланцы  0,54— 1,4

Глины   6,0 —50,0

Пески   6,0 —52,0

Песчаники  3,5 —29,0

Известняки плотные и  доломиты . . . 0,65— 2,5

Известняки нефтеносные  2,0 —33,0

Доломиты нефтеносные  6,0 —33,0

Методом АК можно определить абсолютную пористость. Однако после  привлечения к интерпретации  АК ряда дополнительных сведений и внесения поправок в полученные данные определяют эффективную пористость. Абсолютная пористость без использования данных АК определяется обычно сравнением объема образца пористой породы с объемом частиц, составляющих образец, или взвешиванием сухого и полностью насыщенного водой образца. Чтобы найти эффективную пористость, необходимо определить конфигурацию, форму и полезное сечение пористых каналов, что производится на шлифах.

Не менее важным качеством  является эффективная проницаемость. Только при наличии последней нефть может попасть в породу и образовать залежь. Проницаемостью называется свойство пород пропускать жидкость. Представление о движении вязких жидкостей в пористой среде базируется на линейном законе фильтрации, выражающемся уравнением

 

где — количество жидкости, протекающей в единицу времени; — площадь поперечного сечения потока, см²; — величина напора, ат; l — длина пути потока, см; — абсолютная вязкость жидкости.[2]

Проницаемость измеряется в единицах дарси.

4.1 Определение пористости по данным АК

 

Давно апробированные и внедренные в практику геофизического исследования скважин методы электро- и радиоактивного каротажа для выявления коллекторов нефти и газа и определения их пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности имеют ряд недостатков и ограничений. В некоторых случаях погрешности в определении указанных параметров достигают 50%, а при определенных физических и геологических условиях возможна только качественная интерпретация результатов.

Развитие и внедрение  акустического каротажа в комплекс геофизических методов разведки позволяют значительно улучшить изучение разрезов скважин и особенно продуктивных горизонтов нефтяных и  газовых месторождений.

Как указывалось выше, скорость упругих волн зависит от целого ряда параметров. Однако полевые испытания  показали, что в большинстве случаев величина измеряемой скорости определяется пористостью [2].

        Сопоставление кривой интервального времени с огибающей значений пористости, полученных при анализе соответствующих интервалов керна, подтверждает тесную связь этих величин. В настоящее время предложено множество способов определения по данным АК. Наиболее простой основан на линейном соотношении так называемого уравнения среднего времени. В дальнейшем шли поиски зависимости, более строго отвечающей экспериментальным данным. Рассмотрим некоторые способы определения .

2. Определение Кп по уравнению среднего времени

 

Уравнение среднего времени  в практике промысловой геофизики получило наиболее широкое распространение как в СССР, так и за рубежом.

Из уравнения пористость

 

 

где и — значения интервального времени и скорости, измеряемые АК, мксек и мсек [2].

Буквенное обозначение интервального  времени  часто употребляется для обозначения величины обратной скорости (или акустической проводимости) имеющей размерность мксек/м.

Для вычисления пористости по формуле среднего времени кроме  измеренных величин интервального  времени или интервальной скорости необходимо знать и ; зависит от типа жидкости, заполняющей поры.

Скорость в воде зависит от степени ее минерализации, температуры и давления. Наиболее точная формула для определения приведена в работе Del Grosso, 1952 г, однако для целей АК можно воспользоваться более простым эмпирическим выражением [2]:

 

где — температура воды, °С; — соленосность, %₀; Р_ж — гидростатическое давление, кГ/см².[2]

Из экспериментальных  данных известно, что в воде нормальной солености меняется от 1470—1530 м/сек на глубинах 0— 600 м до 1580 м/сек на глубинах 600—1200 ж и до 1640 м/сек на глубинах 1200—1800 м [2].

В минерализованной воде скорость на 10—20% выше, чем в пресной. Установлено, что с увеличением давления в минерализованной воде скорость увеличивается быстрее, чем в пресной, в результате уменьшения растворимости газов (метана) с повышением минерализации [2].

Средние значения (м/сек), характерные для пород различного литологического состава:

 

Глины  1800—4900

Несцементированные пески    5300

Глинистые пески   5650

Чистые сцементированные песчаники  около 5900

Карбонатные породы (известняки, доломиты) 6400—7900

Каменная соль   4600

Ангидрит   6100

Так как колебания с_т отдельных разностей пород происходят в довольно широких пределах, то рекомендуется в каждом конкретном районе, прежде чем приступить к определению пористости, найти значения с_т для исследуемых пород из экспериментальных данных.

4.3 Определение процентного состава сложного пористого агрегата

 

Наиболее точные сведения о пористости и составе скелета могут быть получены при использовании комплекса скважинных методов [2]. Так, например, если скелет породы состоит из таких трех компонентов, как ангидрит, доломит и гипс, и А, Д и Г — соответственно их части от общего объема породы, то пористость и процентное содержание каждого компонента можно определить из комплекса ГТК, АК и НГК, измеряющих величины: р — плотность пород, — интервальное время и — пористость по НГК. Эти величины через , А, Б и Г связываются уравнениями, выведенными по аналогии с уравнением среднего времени:

,

 

где

Решение этой системы может  быть получено графическим путем  или при помощи электронно-счетных устройств [2].

4.4 Определение водонасыщенности

 

Внедрение АК позволило использовать его в комплексе с электрокаротажем для оценки насыщения пород водой. Величина интервального времени, измеряемая АК, зависит от пористости и типа флюида, заполняющего поры породы. При малом размере зонда методом АК измеряют в ближайшей к скважине зоне породы, поры которой обычно заполнены фильтратом бурового раствора. В фильтрате могут содержаться остаточная нефть и газ, однако влияние их незначительно, и, таким образом, методом АК определяют величину полной пористости. Индукционный каротаж, проведенный зондом с большим радиусом исследования, и БКЗ определяют величину пластового сопротивления р_п, которая в одних и тех же пластах зависит от степени насыщения пород водой и углеводородами.

Следовательно, этими методами может быть определена полная пористость в водоносных пластах или водонасыщенность. Боковой микрокаротаж определяет тоже водонасыщенность пласта, но только в зоне проникновения бурового раствора или в промытой зоне, где может содержаться остаточная нефть или газ.

4.5 Определение типа заполнителя пор и границ продуктивных пластов

 

 Выявлено влияние типа заполнителя пор на величины скорости и затухания упругих импульсов. Присутствие газа и жидких углеводородов уменьшает скорость в зоне проникновения не настолько значительно, чтобы уверенно выделять границы вода — нефть и нефть — газ на диаграммах АК.

      В то же время величина затухания в нефтеносных и особенно в газоносных пластах весьма значительна. Присутствие газа часто вызывает столь сильное уменьшение амплитуды сигнала, что амплитуда первого вступления может стать ниже порога чувствительности приемного тракта. Тогда на диаграмме АК будет записана аномально низкая величина скорости, по которой легко узнать газоносный пласт. Для более точного выделения продуктивных пластов необходимо иметь комплекс кривых — интервального времени (или скорости с), затухания и амплитуды, принимаемой первым приемником А.  

     На заведомо водоносном участке коллектора устанавливают нормальный уровень и А. Отклонение кривых от этого уровня в сторону увеличения и уменьшения А говорит о присутствии углеводородов. Сравнительно небольшие отклонения обычно вызываются присутствием нефти, а значительные — характерны для газового заполнителя пор. Желательно такое расчленение проводить более широким комплексом каротажных исследований, включая индукционный каротаж, ПС, КС, БКЗ.

4.6 Выявление коллекторов нефти, газа и зон трещиноватости по АК затухания

 

Акустический каротаж  по затуханию основывается на изучении динамических параметров головных волн в скважинах, он предназначается в основном для оценки характера насыщения пород, пройденных скважиной, а также выделения в разрезе зон трещиноватости, пород с высоким значением коэффициента пористости и т. п.

Динамические параметры  головных волн в скважине недостаточно изучены, величины амплитуд существенно зависят и от положения акустического зонда. При произвольном расположении акустического снаряда в скважине даже в первых вступлениях может наблюдаться интерференционная волна, и только при строгом центрировании или прижиме можно быть уверенным в приеме продольной головной волны в начале записи. Последующая часть записи, как правило, всегда осложняется присутствием винтовых волн. Поэтому интерпретировать амплитудные записи акустического каротажа необходимо очень внимательно, следует учитывать влияние на форму и амплитуду преломленной волны таких факторов, как размеры излучающих и приемных мембран, свойства жидкости, заполняющей скважину, величины соотношения волновых сопротивлений жидкости и породы (коэффициент отражения на границе буровой раствор — стенка скважины и обратно), характер стенки скважины (наличие каверн и т. п.) [2].

При АК по затуханию обычно регистрируются две кривые.

1. Амплитуда головной (или  прямой) волны, проходящей от излучателя к приемнику, и зависящая, помимо указанных факторов, от литологического, петрографического, минералогического и гранулометрического составов породы, пористости и характера насыщающей поры жидкости, от коэффициента поглощения среды и т. п.

2. Кривая ослабления сигнала  в интервале между двумя приемниками колебаний, находящимися на определенном расстоянии друг от друга. Представляет собой результат сравнения одноименных фаз волн, принятых приемными диафрагмами.

В случае регистрации в  первых вступлениях продольной головной волны можно производить определение  эффективного коэффициента поглощения пород на базе между приемниками.

Поскольку присутствие в  коллекторе газа, воды или нефти  вызывает различное ослабление амплитуды  сигнала, то, произведя запись указанных выше кривых, возможно определить характер насыщения пор. В газоносном пласте амплитуды сигнала, воспринимаемого первым приемником, будет меньше, чем в том же пласте при насыщении его. нефтью или водой. В свою очередь, благодаря большему затуханию упругих колебаний в нефтях по сравнению с водой, амплитуда АК в водоносном пласте оказывается выше, чем в нефтеносном. Соответственно кривая, записывающая изменение амплитуды на базе между приемниками, будет характеризоваться наименьшей величиной для водонасыщенного пласта и максимумом — для газоносного.[2]

Обычно запись производится таким образом, что отклонение кривой влево, а кривой вправо показывает увеличение амплитуды. Отклонения от опорных линий  на диаграммах по максимальным амплитудам, на кривых — по показаниям, соответствующим минимуму ослабления, позволяют судить о типе флюида. Как правило, опорные линии — максимум, минимум — соответствуют водоносным коллекторам, а также глинистым пластам. Отклонение кривых, записанных в скважине, вправо от опорных линий указывает на нефтегазоносность коллектора, причем для газоносных — отклонение максимально.

Значительные погрешности  в интерпретации могут возникать  при наличии в стенках каверн, вызывающих дополнительное ослабление сигнала. Для малых расстояний от излучателя до приемника и большой мощности градиентной зоны импульсы могут проходить только по зоне инфильтрации, не обеспечивая проникновения сигнала в ненарушенные породы. При большом поглощении в среде к приемникам упругих колебаний могут приходить ослабленные сигналы, и в первых вступлениях будут фиксироваться или последующие периоды головной волны, или даже другие типы волн (например, поперечная, поверхностная), т. е. будет наблюдаться потеря фазы. Это приведет к регистрации отрицательного отклонения от опорных линий диаграмм А и .

Несмотря на перечисленные  выше недостатки, метод АК по затуханию  довольно широко применяется для  выделения продуктивных горизонтов [2].

4.7 Определение внутрипоровой жидкости коллектора

 

  Для того чтобы определить перепад давления, по которому вычисляют коэффициент фильтрации, необходимо установить давление внутрипоровой жидкости коллектора. Инженерный способ нахождения пластового давления норовых жидкостей по данным АК основан на том, что величина пористости в чистых плотных глинах, определяющая изменения интервального времени ДI, при нормальных пластовых давлениях зависит главным образом от глубины залегания пласта. Увеличение давления внутрипоровой жидкости ослабляет упругие связи между зернами, уменьшает дифференциальное давление и тем самым увеличивает интервальное время.

      Значения интервального времени, снятые с кривых АК для пластовых глин и отложенные против значений соответствующих глубин при нормальном пластовом давлении, ложатся на прямую линию, называемую нормальной линией [2]. Различные геологические районы характеризуются нормальными линиями различного наклона. Пласты глин выделяются по кривым ПС. Подобные нормальные линии могут быть построены и для проводимости или сопротивления по данным ЭК, однако на практике стараются использовать кривые АК, дающие более точные результаты, а другие каротажные кривые применяют только для сравнения.