Файл: Геофизические исследования скважин (гис).pdf

200
стические скорости должны падать. Однако константы
λ
и
μ
, обусловливающие жест- кость среды, при уплотнении пород растут быстрее плотности. Поэтому увеличение плотности сопровождается обычно возрастанием акустических скоростей.
Для приближенной оценки плотности
σ
по данным акустического метода можно использовать эмпирические соотношения. В ряде случаев удовлетворительные резуль- таты дает следующее соотношение:
σ
= 0,23
v
P
0,25
.
Среди параметров, характеризующих коллекторские свойства пород, основное влияние на кинематические и динамические характеристики
Р-
и
S-
волн оказывают ко- эффициенты пористости
k
П
и трещиноватости
k
ТР
. Для большинства горных пород с ростом
k
П
уменьшаются
v
Р
и
v
S
, увеличиваются соответствующие интервальные вре- мена
ΔT
P
и
ΔT
S
и коэффициенты поглощения
α
P
и
α
S
. Наиболее четкая зависимость между пористостью и скоростью продольных волн существует для сцементированных пород с межзерновой пористостью. С достаточной для практики точностью она выра- жается уравнением среднего времени:
,
СК
Ж
СК
П
Т
Т
T
T
k
∆
−
∆
∆
−
∆
=
(7.5)
где
ΔT
CK
,
ΔT
Ж
— интервальные времена для продольных волн в скелете породы и флюидо-порозаполннтеле соответственно. Зависимость
v
S
от
k
П
изучена недостаточно.
Однако имеющиеся данные указывают на более резкое уменьшение скорости попереч- ных волн с увеличением
k
П
Акустические характеристики существенно зависят от трещиноватости. В общем случае с увеличением трещиноватости скорости
Р-
и
S-
волн уменьшаются, а поглоще- ния возрастают. При этом интенсивность снижения скорости и роста поглощения зави- сит от угла встречи волны и трещин. В связи с этим трещиноватые породы характери- зуются значительной акустической анизотропией. Заметим, что трещины малой рас- крытости, которые в основном и контролируют проницаемость глубокозалегающих коллекторов, меньше влияют на объемную жесткость и, следовательно, на параметры
Р-
волн, чем на модуль сдвига и, соответственно, на параметры
S-
волн. Поэтому замет- ное снижение скорости
S-
волн и их значительное затухание могут указывать на нали- чие трещинного коллектора. В целом, вопрос о связи акустических характеристик с па- раметрами трещиноватости изучен недостаточно.
Существенное влияние на
v
Р
,
v
S
, α
P
и
α
S
оказывает горное и внутрипластовое давление. Увеличение горного давления приводит к сжатию скелета породы, соответ- ственному уменьшению пористости, росту контактной жесткости и, следовательно,
росту
v
Р
,
v
S
и снижению
α
P
и
α
S
. Увеличение пластового давления приводит к обрат- ным явлениям, что используют для обнаружения зон аномально высокого пластового давления (АВПД). Возрастание температуры сопровождается, как правило, незначи- тельным повышением скорости. Увеличение минерализации воды может заметно уве- личить скорость
v
Ж
7.4.2
Акустический метод на головных волнах
При реализации AM на головных волнах в скважину помещают скважинный при- бор (рис.7.20), содержащий излучатель
И
1
и два приемника
П
1
и
П
2
(или два излучате- ля и один приемник). Между излучателем и приемниками располагаются акустические изоляторы, защищающие приемники от акустических волн, распространяющихся по корпусу прибора. Расстояние от излучателя до первого приемника называют длиной акустического зонда, расстояние между приемниками — его базой. Излучатель возбу- ждает в скважинной жидкости импульсы упругих колебаний, частотный спектр кото- рых лежит в диапазоне 3—50 кГц. Фронт продольной волны
Р
0
, возбуждаемой в жид- кости, можно приближенно считать сферическим. Достигнув стенки скважины под не-

201
которым углом, волна
Р
0
образует две проходящие волны — продольную
Р
0
Р
1
, распространяющуюся под углом
γ
1Р
и поперечную
Р
0
S
1
, распространяю- щуюся под углом
γ
1S
. Одновременно возникает отра- женная волна
Р
0
Р
0
.
При достижении определенного угла падения
(первый критический угол
γ
OР кр
) возникает явление полного внутреннего отражения, при котором волна
Р
0
Р
1
скользит вдоль поверхности раздела сред, по- степенно затухая за счет поглощения в среде и излу- чения волн в скважину. Поскольку в этом случае
γ
1Р
= π/2
, можно на основании закона Снеллиуса за- писать
v
0P
/v
1P
= sin γ
OР кр
. Соответственно
γ
OР кр
=
=
arcsin v
0
/v
1P
. Второй критический угол
γ
OS кр
, при котором вдоль поверхности раздела начинает сколь- зить волна
P
0
S
1
, оценивают по аналогичной формуле:
γ
OS кр
= arcsin v
0
/v
1S
Преобладающие частоты волн
Р
0
Р
1
и
Р
0
S
1
в значительной степени обусловлены длинами отрезков
l
1
и
l
2
: максимумы амплитудно- частотных характеристик приходятся на частоты, для которых половины длин волн в скважинной жидко- сти совпадают с размерами названных отрезков, по- этому преобладающая частота волны
Р
0
Р
1
больше,
чем волны
Р
0
S
1
Проходя вдоль поверхности раздела сред, вол- ны
Р
0
Р
1
и
Р
0
S
1
вызывают в жидкости продольные волны
Р
0
Р
1
Р
0
и
Р
0
S
1
Р
0
. Первую из них называют го- ловной монотипной (при ее образовании обмен энергией происходит между волнами одного типа — продольными), вторую—головной, обменной (обмен энергией происхо- дит между волнами разного типа —
Р
и
S
). Фронты этих волн проходят через приемни- ки со скоростями
v
1P
и
v
1S
продольных и поперечных волн в породе. Таким образом,
разница времен прохождения фронта соответствующей волны через приемники позво- ляет оценить интервальное время пробега этой волны в породе.
Фактически измеряют времена распространения волн от излучателя до первого
T
1P
и
T
1S
и второго
T
2P
и
T
2S
приемников. Их разница позволяет определить
ΔT
P
и
ΔT
S
Однако из рис. 7.20 видно, что времена
T
1P
,
T
1S
,
T
2P
и
T
2S
зависят не только от времени пробега волн в породе, но и от трудно учитываемых времен их распространения в про- мывочной жидкости. Поскольку при осесимметричном расположении зонда времена эти одинаковы, применение разностной схемы, реализуемой при наличии двух прием- ников или двух излучателей, позволяет устранить названный недостаток.
Как известно,
v
P
> v
S
, в связи с чем при достаточной длине зонда волновые паке- ты, соответствующие волнам
Р
0
Р
1
Р
0
и
Р
0
S
1
Р
0
, разделены во времени (рис. 7.21) и мо- гут быть проанализированы.
Наряду с головными волнами в скважине образуются волны других типов. Важ- нейшие из них — гидроволны, многократно отраженные от стенок скважины и корпуса прибора
Г
, и трубные волны
L
, иногда именуемые волнами Лэмба. Амплитуда много- кратно отраженных волн быстро падает. К тому же проходимый ими путь велик, в свя- зи с чем их можно не учитывать. Исключение составляет волна, отразившаяся под уг-
Рис.7.20 Схема проведения аку- стического метода на головных волнах.
1 — изолятор: 2 — излучатель;
3 — приемник; 4—6— фронты волн
P
0
P
1
P
0
, P
0
SP
0
и Лэмба

202
лом, равным первому критическому и, следовательно, вновь затем упавшая на стенку скважины под углом
γ
OР кр
. Порождаемая ею новая головная волна, несмотря на малую амплитуду, создает помехи на участке за основной головной волной
Р
0
Р
1
Р
0
, затрудняя выделение первого вступления волны
Р
0
S
1
Р
0
Трубная волна возникает, если в спектре излучения имеются частоты, длина вол- ны для которых равна диаметру скважины или больше него. Фронт волн перпендику- лярен к стенке скважины, в связи с чем не происходит отражений, приводящих к поте- ре энергии, и трубная волна распространяется по скважине без значительного затуха- ния на большие расстояния. Если, однако, на пути трубной волны встречаются прони- цаемые участки, ее амплитуда падает за счет излучения энергии в окружающую среду.
Это явление используют для определения проницаемых пластов.
При акустическом каротаже на головных волнах регистрируют аналоговые диа- граммы кинематических
T
1P
,
T
2P
,
ΔT
P
,
T
1S
,
T
2S
,
ΔT
S
и динамических параметров. Под последними понимают амплитуды волн
А
1P
,
А
2P
,
А
1S
,
А
2S
,
А
1L
,
А
2L
на первом и втором приемниках, а также соответствующие коэффициенты затухания. Следует учесть, что при записи только аналоговых диаграмм часть информации, заложенная в акустиче- ском сигнале, теряется.
Максимальный объем информации содержат волновые картины. Легко видеть,
что, анализируя волновые картины (ВК), можно определить все кинематические и ди- намические характеристики (см. рис. 7.21). Большой объем информации может быть получен путем применения цифровых статистических и спектральных методов обра- ботки. Запись волновых картин осуществляют на специальных цифровых регистрато- рах. Зарегистрированная информация относительно легко вводится в ЭВМ. Весьма ин- формативны, наглядны и устойчивы к помехам фазокорреляционные диаграммы
(ФКД), представляющие собой запись линий равных фаз (рис. 7.22). Толщина линий на современных ФКД позволяет оценить амплитуду сигнала. Анализируя такие ФКД,
можно идентифицировать волны различных типов, оценить их кинематические и дина- мические параметры, расчленить (используя информацию других геофизических мето- дов) разрез по литологии, выделить проницаемые, в том числе трещиноватые породы.
При аналоговой регистрации нефтегазовые коллекторы — пористые, трещинова-
Рис.7.21 Вид и анализ волновых картин на двух приемниках

203
тые, кавернозные — отмечаются на диаграммах симметричными положительными аномалиями интервальных времен и особенно коэффициентов затухания. Если мощ- ность пласта
h
больше длины зонда
L
, она не влияет на полученные результаты. Грани- цы пластов по диаграммам интервального времени и коэффициентов затухания фикси- руются на расстояниях, равных половине длины базы от начала крутого подъема и спа- да кривых.
Для определения коэффициента пористости в гранулярных коллекторах исполь- зуют уравнение среднего времени (7.5). Значения
ΔT
Ж
выбирают, исходя из типа флюида-порозаполнителя, с учетом температуры, давления и минерализации. Если
Рис.7.22 Виды записи при AM на головных волнах

204
часть порового пространства заполнена глинистым веществом, значения
k
П
корректи- руют, используя данные гамма-метода или метода ПС. Характер диаграмм AM в пре- делах залежи, содержащей гранулярный коллектор газа, нефти и воды, приведен на рис. 7.23.
Трещиноватые коллекторы могут быть выделены по комплексу акустических и нейтронных методов. Они характеризуются, в частности, значительным ростом
α
Р
и
α
S
, «перебитостью» фаз на ФКД в области поперечных волн и кажущимся занижением значения коэффициента пористости, определенного по данным нейтронных методов,
по отношению к коэффициенту пористости, определенному по AM.
Непосредственное выявление рудных тел в разрезах скважин акустическим ме- тодом, как правило, невозможно,
так как руды не обладают ано- мальными акустическими свойст- вами. Вместе с тем, по данным
AM могут идентифицироваться рудоконтролирующие зоны, час- то отличающиеся повышенной трещиноватостью, слоистостью и перемятостью.
При разведке и разработке угольных месторождений, а так- же при решении инженерных за- дач AM в комплексе с ГГМ-П
применяют для оценки деформа- ционно-упругих и прочностных свойств пород.
AM может быть реализован как в открытом стволе, так и в обсаженных скважинах. В по- следнем случае на его показания существенное влияние оказывают качество сцепления колонны с цементом и цемента с породой,
что позволяет изучать техниче- ское состояние обсадки. AM применяют также для оценки устойчивости необсаженно- го ствола. Полученные с его помощью пластовые скорости используют для интерпре- тации данных сейсморазведки.

205
Форму ствола скважины и ее профиль определяют по времени распространения акустического импульса до стенки скважины и обратно. Преимущества акустической кавернометрии и профилеметрии перед традиционно применяющимися механическими измерениями — в возможности проведения бесконтактных измерений, а также в полу- чении наглядного пространственного изображения геометрии стенок.
Устройство скважинных акустических телевизоров в принципе аналогично, хотя для повышения разрешающей способности частота акустических колебаний в CAT
выше. В результате удается установить наличие и местоположение трещиноватых, ка- вернозных и слоистых пород, каверны, желоба и следы буровых долот.
В обсаженных скважинах CAT позволяет оценить состояние обсадной колонны
(разрывы, смятия), число и местоположение перфорационных отверстий.
7.5
Магнитные и термические методы
исследования скважин
Магнитные свойства горных пород, их магнитная проницаемость μ и магнитная восприимчивость χ определяются, главным образом, присутствием ферромагнитных минералов — магнетита и титаномагнетита. Отрицательными значениями χ характери- зуются кварц, кальцит, ангидрит, галит, графит; положительными (слабо выраженны- ми)—осадочные горные породы. Высокие значения χ характерны для ферромагнитных минералов, метаморфических и магматических пород. Магнитные свойства горных по- род определяются также наличием элементов, ядра которых имеют большие значения отношения магнитных моментов к механическим (спинам). Максимальными значения- ми этого отношения обладают ядра водорода, что создает предпосылки для идентифи- кации коллекторов магнитными методами. Существуют скважинные методы естест- венного магнитного поля, магнитной восприимчивости и ядерно-магнитный метод.
7.5.1
Методы естественного магнитного поля
и магнитной восприимчивости
Метод естественного магнитного поля (МЕМП) основан на изучении магнитного поля Земли. Наиболее интенсивные аномалии отмечаются вблизи магнетитовых руд и изверженных пород основного и ультраосновного состава. Измеряют составляющие полного вектора напряженности геомагнитного поля
Т
, что позволяет обнаруживать незначительные рудные тела в околоскважинном пространстве (в том числе располо- женные на 200 — 300 м ниже забоя) и определять элементы их залегания. Данные это- го метода позволяют определить направление намагниченности пород, в том числе –
выявить пласты с обратной намагниченностью.
Метод магнитной восприимчивости (ММВ) основан на изучении искусственного переменного магнитного поля, значение ЭДС которого определяется магнитной вос- приимчивостью горных пород. Задачи, решаемые ММВ, — литологическое расчлене- ние и корреляция разрезов скважин, выделение скоплений бокситов, марганцевых,
хромитовых, никельсодержащих, сидеритовых и оловянных руд, оценка содержания железа в магнетитовых рудах.
7.5.2
Ядерно-магнитный метод (ЯММ)
При изучении коллекторских свойств пород особый интерес представляет не вся пористость, а ее часть, содержащая подвижный флюид. Между тем, нейтронные мето- ды каротажа не позволяют оценить водородосодержание, обусловленное только сво- бодной жидкостью. Поэтому связанная вода, очень вязкая нефть, твердые и другие по- лярные и высокомолекулярные углеводороды по данным этих методов, неотличимы от подвижной жидкости. Для устранения подобной неопределенности применяют ядерно-