Литологическое расчленение пород

В отдельных литологических разностях осадочных пород (песчаник, алевролит, аргиллит, известняк и т.д) скорости распространения и коэффициент затухания P и S волн зависят от минерального состава слагающих частиц, степени их уплотнения, сцементированности, величины и структуры порового пространства (межзерновые поры, трещины, каверны), характера насыщенности пород и изменяются в широких пределах. Вследствие влияния на параметры АК (∆t_p, α_p, ∆t_s, α_s ) многих факторов их применение позволяет уверенно выделить в разрезе только крупные литологические комплексы – песчаники, аргиллиты, карбонатные породы – без детального расчленения этих комплексов на более дробные разности - алевролиты, глинистые песчаники и т. п. (табл.)

Исключение составляют гидрохимические осадки. Ангидриты, гипсы, галит (каменная соль) характеризуются близкими к постоянным значениями скоростей Р и S волн, которые незначительно изменяются с глубиной, что способствует однозначности их выделения.

Многочисленные попытки использования для литологического расчленения отношения скоростей υ_p/υ_s продольной и поперечной волны не улучшили возможности самостоятельного применения АК для решения этой задачи вследствие малых значений υ_p/υ_s в различных породах. Увеличение пористости и трещиноватости пород определенной литологии (карбонатных) уменьшает значения скоростей продольной и поперечной волн, однако отношение υ_p/υ_s остается стабильным.

Таким образом, АК не имеет каких-либо преимуществ перед другими методами ГИС при детальном литологическом расчленении разрезов.

Определение пористости пород по значениям интервального времени ∆t_p

Акустический метод позволяет определять коэффициент пористости в карбонатных и терригенных породах с пористостью 5 – 25% при хорошем акустическом контакте между зернами минерального скелета, который характерен для сцементированных пород. В слабосцементированных (пески, алевролиты, терригенные породы с высокой глинистостью), а также в плотных карбонатных породах с интенсивной трещиноватостью, для которых характерен слабый акустический контакт между зернами или блокам и породы и как следствие интенсивное ослабление акустического сигнала, акустический метод неприменим для определения коэффициента пористости. Все интервалы залегания в разрезе таких пород характеризуются повышенными или высокими значениями a.

В породах, для которых возможно применение акустического метода для определения коэффициента пористости, в зависимости от класса коллектора и структуры его порового пространства устанавливается тот или иной вид пористости. Так, в межзерновом коллекторе, терригенном или карбонатном, при отсутствии трещин и каверн по величине интервального времени определяют открытую межзерновую пористость, которая, как правило, не отличается от общей пористости за исключением отдельных видов коллектора, в основном карбонатного, имеющего закрытые поры. В кавернозно-межзерновом карбонатном коллекторе при отсутствии трещин или незначительной трещиноватости по величине ∆t находят значение К_п, близкое к межзерновой пористости матрицы, если пустоты (условно каверны) имеют значительные размеры. В сложном трещинно-кавернозно-поровом карбонатном коллекторе в зависимости от коэффициента трещиноватости и ориентации трещин, а также размеров и взаимного расположения каверн по значению ∆t определяют или величину, близкую к К_п,общ либо К_п,мз матрицы, или какое-то промежуточное между ними значение.

В основу определения пористости положено утверждение, что осадочные породы представляют собой гетерогенные среды, состоящие из зерен минералов и флюидов в порах. Эффективные свойства таких сред при малых размерах зерен и пор и их множестве определяются концентрациями отдельных фаз, формой и степенью связи между фазами. При небольших различиях в упругих свойствах и плотности фаз (например, для смесей песчаник-аргиллит, известняк-доломит и т.д.) форма границ не имеет практического значения, и величины ∆t_p, ∆t_s определяются, как средневзвешенные, в соответствии с объемными концентрациями фаз. Такой подход может быть применен и при более значительных различиях свойств фаз (минеральный скелет породы, вода и нефть в порах), хотя для таких случаев он менее обоснован. Редко и неравномерно расположенные, по сравнению с длиной упругой волны, трещины и каверны не отвечают условиям гетерогенной среды, поэтому для определения их емкости применяют другие взаимосвязи, чем для пород с межзерновой пористостью.

Связь между Δt и К_п описывается уравнением среднего интервального времени

Δt=(1-К_п) Δt_ск+К_пΔt_ж.

Где ∆t_ск – интервальное время в непористом минеральном скелете; ∆t_ж – интервальное время в жидкости, заполняющей поры.

Для первых трех классов пород указан диапазон изменения ∆t_ск, соответствующий породам с разным акустическим контактом между зернами: чем лучше акустический контакт, тем меньше ∆t_ск. Акустический контакт ухудшается с уменьшением размера зёрен (т.к. в мелкозернистой фракции больше контактов, чем в крупнозернистой), степени уплотнения породы и увеличения содержания глинистого материала, т.е. контакт зависит от фракционного состава.

Лучшие результаты при определении пористости песчаников с использованием уравнения среднего времени получают для крепко сцементированных разностей, залегающих на глубинах более 2000 м. Для других глубин полученные значения К_п исправляют за уплотнение. Для карбонатных пород поправку не вносят, если она залегают на глубине более 700-1000 м.

Величина ∆t_ж зависит от состава флюида, пластовых температур и давлений, минерализации пластовой воды. Значение ∆t_ж изменяется от 570 мкс/м в предельно минерализованной воде до 640 мкс/м в пресной воде. При полном насыщении пор водой величина ∆t_ж определяется по специальной номограмме для заданных значений минерализации, эффективного давления и температуры в условиях естественного залегания.

В породах, насыщенных газом и, отчасти, нефтью, значение интервального времени во флюиде намного меньше, и определяется выражением ∆t_ж=∆t_вК_в + ∆t_{н, г}(1-К_в).

Δt_н – 715-770 мкс/м, для газа – от значений, близких к Δt_н при Р_пл>600 атм и возрастая до 2100 мкс/м при атмосферных условиях.

Наличие остаточной нефти увеличит замеренное Δt и за счёт этого К_п, определённое по Δt будет больше общей пористости К_пΔt>К_п (это признак нефтеносного пласта).

К_п=(0,8÷0,9)·К_пΔt – нефтеносный коллектор, К_п=0,7К_пΔt – газоносный коллектор.

Для Западной Сибири в открытом стволе не установлено существенного влияния газонасыщенности пород в прискважинной зоне пластов на величину Δt.

Влияние глинистости коллекторов учитывают расширением уравнения среднего времени.

Где К_гл – коэффициент объемной глинистости; ∆t_гл – интервальное время распространения волн в глинах. Величина ∆t_гл принимает разные значения для слоистой, структурной (в виде гранул) и дисперсной (рассеянной) глинистости. Ее определяют по ближайшему пласту глин в случае ярко выраженной слоистости. Значение ∆t_гл стремиться к ∆t_ж для дисперсной глинистости и занимает промежуточные между ∆t_гл.сл и ∆t_ж значения для пород со структурной глинистостью.

Свойства глин существенно меняются с глубиной за счёт уплотнения и изменения минерального состава. При введении поправок за глинистость надо учитывать глубину залегания глин.

Слоистая глинистость и рассеянная глинистость влияют по-разному, т.к. параметры слоистой глинистости зависят от горного давления, а параметры рассеянной глинистости от этого не зависят.

Возможно два варианта присутствия глинистости в коллекторе:

1. глинистая фракция выступает в качестве заполнителя пустотного пространства.

Упругие свойства глинистых частиц, содержащихся в порах, заполненных жидкостью, близки к свойствам жидкости, т.е. Δt_гл≈Δt_ж. Отсюда К_п= К_пΔt-К_гл.

2. Для глинистых частиц, расположенных на контакте между зёрнами Δt_гл.≈Δt_ск и соответственно К_п= К_пΔt.

В данном случае надо вводить поправку, которая учитывает форму залегания глинистых минералов.

В фирме Schlumberger для учета глинистости коллекторов используют следующее уравнение

Влияние кавернозности. Если отношение длины волны λ к размеру d пор (и зерен) становится меньшим 128, то нарушается гетерогенность среды. Если λ/d =8, то ∆t_ск=∆t_р, то есть в среде с редко расположенными порами и кавернами большая часть энергии волны распространяется по скелету породы, минуя поры и каверны. На частоте АК, равной 20 кГц, средний размер таких пор и каверн равен 1,5 мм. Нижняя оценка ∆t_р в породе с кавернами составляет Δt_p≥Δt_ск(1+К_{П. кав}/2), где К_п.кав – емкость каверн; ∆t_р – интервальное время в породе такой же пористости, но без каверн.

Из уравнения следует, что пористость кавернозных пород занижена на К_п.кав /2. Сопоставляя полную пористость пород, рассчитанную, например, по материалам радиоактивных методов ГИС, и ее значение по АК, можно оценить до 1/2 кавернозной пористости. Общая пористость порово-трещинных пород рассчитывается по уравнениям, предложенным для пород с межзерновой пористостью.

Определение пористости пород с использованием интервального времени ∆t_s поперечной волны.

Применение ∆t_sважно для определения пористости. Предлагается находить пористость с использованием уравнения

∆t_{S ск} – интервальное время распространения поперечной волны в минеральном скелете породы; m– структурный коэффициент, описывает путь распространения поперечной волны вокруг пор по минеральному скелету породы. Значение m изменяется от 2,8–4.

Связь между ∆t_S и К_п подвержена заметному влиянию трещиноватости. Совместное использование значений общей пористости, найденных независимым способом и установленных по ∆t_S, позволит установить структуру порового пространства, величину трещинной пористости и преобладающую ориентацию трещин.

Результаты сопоставлений пористости, установленных по интервальному времени (скорости распространения) поперечной волны, очень близки к таковым по материалам РК и других видов ГИС, что в определенной степени подтверждает достоверность определений и развитие нового способа определения К_п .