Інтерпретація результатів акустичного каротажу

При акустичному каротажі визначаються характеристики (швидкість поширення, амплітуда, затухання, спектральний склад та ін.) пружних хвиль, які поширюються від випромінювача до приймача, що розташовані на певній відстані у свердловині.

Щоб уникнути впливу умов вимірювання на параметри, які реєструються, застосовують трьохелементний вимірювальний зонд, у якому є два випромінювачі та один приймач. З допомогою такого зонда вимірюється інтервальний час ΔТ поширення пружних хвиль:

, (12.1)

де Т₁ і Т₂ – час проходження пружних хвиль від випромінювачів до приймача, мкс; S – база зонда, м.

Ефективність затухання хвиль:

(м^-1), (12.2)

де А₁ і А₂ – амплітуда пружних хвиль, які зареєстровані приймачем відповідно від першого та другого випромінювача, В.

Визначення міжзернової пористості. Відомий ряд теоретичних і емпіричних формул, які встановлюють зв’язок між міжзерновою пористістю порід і швидкістю (інтервальним часом) повздовжньої хвилі у них. Найбільше поширення у практиці набуло емпіричне рівняння середнього часу:

, (12.3)

де ΔТ_п, ΔТ_р і ΔТ_ск – відповідно інтервальний час у пласті, рідині, яка заповнює пори (вода, фільтрат, нафта або газ) і в мінеральному складі породи, мкс/м.

Рівняння середнього часу справедливе для визначення пористості неглинистих міжзернових колекторів, які залягають на глибинах 2500-3000 м. Для порід, які залягають на менших глибинах, а також нафтогазоносних і глинистих необхідно вносити поправки за глибину залягання, насиченість і глинистість.

Значення інтервального часу у мінеральному скелеті ΔТ_ск отримують у лабораторії при дослідженні кернового матеріалу в умовах, які максимально наближені до пластових.

Рекомендовані величини ΔТ_ск основних породоутворюючих мінералів наведені у таблиці 12.1.

У полімінеральних породах, якщо відомий наближений вміст компонентів, що складають мінеральний скелет для розрахунків використовують середньозважені значення ΔТ_ск.

При відсутності надійних даних про ΔТ_ск дана величина може бути уточнена одним із таких способів:

1. Співставлення інтервального часу ΔТ_п із питомим опором водонасичених порід.

2. Співставлення інтервального часу із значеннями пористості, яка отримана за даними іншого методу (НГК, ЕК).

3. Співставлення інтервального часу із значеннями пористості, яка визначена на керні. Цей спосіб придатний при значному виносі керну. Якщо пористість змінюється мало, то для кожного пласта визначають:

. (12.4),

Тоді розраховані значення ΔТ_ск усереднюються.

Якщо пори породи-колектора заповнені мінералізованою рідиною то:

, (12.5)

де С_в – мінералізація пластової води, г/л.

Також можна визначити інтервальний час проходження пружних хвиль у рідині графічним шляхом при заданій мінералізації пластової води С_в, ефективному тиску Р_еф і температурі t. (Рис. 12.1).

При збільшенні гідростатичного тиску приріст швидкості пружних хвиль у воді складає 0,02 м/с на 1 м глибини. З підвищенням температури швидкість пружних хвиль у воді спочатку збільшується, досягаючи максимуму при певній температурі (для дистильованої води V=1555,5 м/с при t=73,95 ^оС) і зменшується при подальшому підвищенні температури. При підвищенні мінералізації води максимум приросту швидкості зменшується за абсолютною величиною та зміщується у сторону менших температур. Із збільшенням мінералізації від 0 до 300 г/л максимальний приріст швидкості зменшується від 80 до 20 м/с.

При визначенні пористості за допомогою рівняння середнього часу наближене значення ΔТ_р становить 600 мкс/м у сильнозцементованих породах, які насичені високо-мінералізованою водою. На швидкість поширення пружних хвиль у гірських породах суттєвий вплив здійснює диференційний тиск – ΔР різниця гірського і пластового тисків. При відсутності гірського і пластового тисків в осадових породах диференційний тиск ΔР може бути визначений за формулою:

, (12.6)

де H – глибина залягання пласта, м.

рідині (розчин NaCl)

Поправка за нафтонасиченість.У сильнозцементованих пісковиках і карбонатних породах з різною пористістю не спостерігається суттєвого збільшення ΔТ_п у нафтоносній частині пласта у порівнянні з водоносною. Таким чином:

– при розрахунку міжзернової пористості карбонатних порід поправка за нафтонасиченість не вводиться;

– у пісковиках з пористістю 10-25 % вводиться поправка, що дорівнює 0.95;

– у слабозцементованих і високопористих (К_п=30-35 %) пісковиках поправочний коефіцієнт за нафтонасиченість приймається рівним 0.9.

Поправка за газонасиченість.У пористих (К_п>15 %) газонасичених пісковиках інтервальний час ΔТ_п і ефективне затухання α можуть бути завищені за рахунок впливу газу. Для розрахунку дійсної пористості таких пісковиків, необхідно перемножити значення, яке розраховане за формулою (12.3) на поправочний коефіцієнт 0,8.

Для низькопористих пісковиків (К_п<15 %) і в карбонатних породах поправка за газонасиченість не вводиться.

Критерієм для введення поправки за газонасиченість є збільшене у порівнянні з міжзерновими водонасиченими породами значення затухання пружних хвиль, що свідчить про невеликі розміри зони проникнення і вплив газу на швидкість поздовжніх хвиль.

Визначення пористості глинистих міжзернових колекторів. Глинисті пісковики і алевроліти відрізняються підвищеними значеннями інтервального часу ΔТ_п у порівнянні з чистими пісковиками.

На глибинах більше 2000 м глинисті колектори характеризуються значеннями ΔТ_п рівними або меншими, ніж напроти чистих неглинистих колекторів з пористістю більшою відносно перших. Але при значному збільшенні глинистості (К_гл>0,3-0,4) великі питомі значення ΔТ_гл компенсуються зменшенням пористості. Значення ΔТ_п зрівнюється, а тоді збільшується, відносно чистих пісковиків.

Незалежно від виду розміщення глинистих частинок у колекторів (у вигляді прошарків, гранул, дисперсної глинистості) ефективна пористість глинистих порід визначається за формулою:

, (12.7)

де К_гл – глинистість, д.од.

Глинистість порід-колекторів визначається за даними ГК або ПС.

Дисперсні глинисті частинки гірських порід знаходяться під дією гідростатичного тиску, а не під дією різниці тисків ΔР. Значення ΔТ_гл у них не перевищує величини інтервального часу в неущільнених глинах і є рівним ΔТ_р. У цьому випадку:

. (12.8)

Визначення пористості глинистих колекторів відповідно до рівнянь (12.7 і 12.8) дає однозначні результати в глинистих пісковиках і алевролітах при відносній глинистості [К_гл/(К_гл+К_п)], яка не перевищує 0,4–0,5.

Оцінка пористості тріщинуватих колекторів. Інтервальний час ΔТ_п у тріщинуватих породах визначається сумою тріщинуватої і міжзернової пористості за винятком наявності вертикальних тріщин, вздовж яких поширюється хвиля (заниження ΔТ_п за рахунок вертикальних тріщин співвимірна з похибкою його вимірювання при АК). Загальна пористість тріщинуватих і тріщинувато-порових колекторів визначається за рівнянням середнього часу. Його величина близька до загальної пористості цих порід, яка визначена іншими методами (НГК або ГГК-Г).

У випадку, коли значення пористості визначене за даними АК і НГК у тріщинуватих породах менше граничного, при якому міжзернові породи віддають флюїд, колектор може бути віднесений до тріщинуватого. При більших значеннях загальної пористості він є тріщинувато-поровий.

Величина тріщинуватої пористості за даними АК не визначається, але у випадку порід з хаотичним розташуванням тріщин, які насичені високомінералізованим розчином, тріщинувата пористість визначається за допомогою рівняння А.М. Нечая:

, (12.9)

де Р_п – відносний опір; m – показник степеня пористості.

Оцінка пористості кавернозних колекторів. У кавернозних породах поширення пружних хвиль інше ніж у породах з міжзерновою пористістю. Оскільки розміри каверн, як правило, менші за довжину пружної хвилі, остання поширюється переважно в скелеті породи, огинаючи каверни за рахунок явищ дифракції. Коефіцієнт пористості, який визначений у кавернозних породах за рівнянням (12.3), близький до суми міжзернової та тріщинуватої пористості і значно (іноді у кілька разів) занижений у порівнянні із загальною пористістю порід. Загальна пористість таких порід повинна визначатись за даними інших методів (НГК або ГГК-Г).

У кавернозних породах пористість визначається за рівнянням середнього часу, а різниця значень загальної (визначеної за НГК) і розрахованої за АК пористостей складає мінімально можливу величину кавернозної пористості К_п.кав:

. (12.10)

Інтерпретацію даних АК можна подати в такійпослідовності:

а) Оцінка якості діаграм.Діаграми ΔТ_п придатні для інтерпретації при умові, якщо:

– криві Т₁ і Т₂ двохелементних зондів в загальних рисах повторюють одна одну;

– значення ΔТ_п=Т₂-Т₁ в еталонних середовищах відповідають характерним для них значенням (Табл. 12.2);

– повторні криві Т₁ і Т₂ відрізняються від первинних не більше ніж на 1.5 %, а криві ΔТ_п – не більше ніж на 3 %.

Криві Т₁, Т₂, ΔТ, які не задовольняють жодної умови, є спотвореними та інтерпретації не підлягають. Найбільш важливий недолік кривої ΔТ_п – наявність помилкових аномалій (“викидів”), що іноді виходять за межі інтервалу ΔТ_п.min-ΔT_п.max.

б) Визначення границь пластів. Крива інтервального часу реєструється в лінійному масштабі так, що величина ΔΤ_п зростає зліва направо. Крива затухання a реєструється в лінійному або логарифмічному масштабі. Таким чином, породи з високою пористістю і підвищеним поглинанням енергії хвиль відзначаються на фоні порід, що вміщують пласт, максимумами на кривих ΔΤ_п і a. Аномалії зазначених параметрів симетричні відносно середини пласта. Його границі при будь-якому співвідношенні розміру зонда L і товщини пласта h знаходять по точках, які зміщені на відстань S/2 від початку аномалії до середини пласта (Рис. 12.2).

S – база зонда

Рисунок 12.2 – Теоретичні форми аномалій та визначення границь пластів на діаграмах АК

в) Зняття характерних значень ΔТ_п. Зняття значень ΔТ_п в межах аномалії проводять для ділянок розрізу, які відмічаються номінальним діаметром d_н або d_c<d_н на кавернограмі; пласти де d_c>d_н не інтерпретуються. Оскільки до уваги не приймаються пласти товщиною h<L, вплив вміщуючих порід на ΔТ_п не враховують. Вплив швидкості підйому V зонда і сталої τ інтегруючої комірки на ΔТ_п нехтується при V<1000 м/год, τ<0,5 с.

г) Визначення Kп за даними АК. Маючи інтервальний час проходження пружної хвилі у пласті, скелеті породи та рідині, яка заповнює пори колектора, за рівнянням середнього часу знаходимо коефіцієнт пористості.