Акустический метод. Элементы теории упругих волн в геологической среде, страница 2

Указанные эффекты создают предпосылки для выделения с помощью АМ газожидкостных и водонефтяных контактов.

Большое число факторов, влияющих на кинетические и динамические параметры упругих волн, обусловливают широкий диапазон изменения этих параметров в пределах одного литотипа ( Табл. ). Это обстоятельство предопределяет необходимость комплексирования  АМ с другими ГИС.

Скорость продольных волн в породе   зависит от пористости    породы, скоростей этих волн в скелете   и в жидкости     или  газе     , заполняющих поpы:

Скорость   уменьшается с ростом пористости.    будет наибольшей при насыщении породы  водой  и наименьшей при насыщении ее газом. Существенное влияние   на       оказывает глинистость породы. Влияние глинистости учитывается формулой

,  где 

   - объемная глинистость породы,      - скорость волны в глинах,   - пористость, равная сумме “чистых” пор и части пор,заполненных глинистыми частицами.

Амплитуда колебаний  А  характеризует энергию волны. Уменьшение амплитуды колебаний  P- или  S-волны по мере удаления приемника  от излучателя  отображает поглощение энергии упругих волн при движении их в среде. Коэффициент поглощения    (связанный  с b   )  энергии волны  на отрезке     определяется выражением

  , где

 и   - амплитуды волны на расстоянии   и   от излучателя, причем   ,    или      - ослабление амплитуды на единице длины. Параметр ослабления (или затухания) продольной волны  зависит от пористости породы, геометрии пор, флюида, насыщающего поры. С ростом пористости  возрастает, больше в нефтенасыщенной породе, чем в водонасыщенной, и значительно больше в газонасыщенной, чем в водо- и нефтенасыщенной. Повышенные значения     наблюдаются в глинистых породах и в породах с трещинно-кавернозной пористостью. Минимальными значениями    характеризуются плотные породы (известняки, доломиты, песчаники, ангидриты и каменная соль).

И н т е р п р е т а ц и я   диаграмм АМ

Регистрируемые значения интервального времени    и    относят к середине базы  ,считая  ее т.ч. записи. Пласты с аномальными значениями      и  отмечаются на диаграмме симметричными кривыми (рис.  ) , экстремальные значения которых соответствуют истинным значениям, если мощности пластов    . При   аномальные значения    и            занижены, по сравнению с истинными, причем степень занижения тем больше, чем меньше   h. Границы пластов любой мощности устанавливаются по следующему правилу:   кровлю проводят на 0,5 ниже начала отхода кривой      или    от уровня для вышележащих пород, а подошву на 0,5    выше точки  отхода кривой  от уровня для подстилающих пород. В пластах с   границам соответствуют точки на кривой     или    , где отклонение от значения  во вмещающих породах     достигает половины экстремальной амплитуды .

На кривые   и  , регистрируемые 3-х элементным зондом, диаметр скважины не влияет,  если он не изменяется на интервале . Локальные изменения диаметра  (каверны) отличаются  на кривых   и  аномалией увеличения значения, причем границы каверны отмечаются так же, как  границы обычного пласта . Каверны в АМ опознаются с привлечением   кавернограммы.

Значения пористости       в выделенных пластах-коллекторах определяют по кривой   на основе линейной связи  между      и   :

 (*)

Для определения пористости по  необходимо знать интервальное время для минерального скелета  и жидкости  в порах      . Величину   выбирают   применительно к  данному разрезу, исходя из усредненных табличных значений (тб   ). Более точно величину  можно установить, сопоставляя для отдельных пластов значения   и пористости   , по данным  другого метода  ГИС или по керну. При этом получают совокупность точек на графике  , по которой проводят аппроксимирующую прямую до пересечения с осью ординат (  ). Отрезок, отсекаемый на оси   , и будет   , поскольку при этом  = 0   . Величину     берут с  учетом минерализации пластовой воды   и ее температуры. При      10< t <90 C  и       г/л    составляет   580 – 690мкс/м.  Пористость   для величины  ,определяемой по диаграмме   для данного пласта, и принятых    и    рассчитывают, решая  уравнение(*) относительно   :

Она может быть определена графически по линейной  зависимости   . Найденная величина соответствует истинному значению   пород, если они не содержат нефть и газ. Для продуктивных коллекторов вводят поправку за остаточное содержание   УВ в зоне проникновения :     Принимают  в  нефтеносных  пластах  b = 0,8 - 0,9,  в  газоносных b = 0,7

В породах со значительной объемной  глинистостью , определяют по данным  ГМ,   оценивают  одним из следующих способов.

1. Находят   , решая обобщенное уравнение среднего времени