Акустичні характеристики порід

Сучасні технічні можливості апаратури акустичного каротажу ставлять цей метод на рівні з методами радіоактивного каротажу для розв’язання задач контролю за розробкою та експлуатацією нафтогазових родовищ. В основу розв’язання цих задач покладені динамічні і кінематичні параметри розповсюдження поперечних і повздовжніх хвиль у пластах. В останні роки вивчається можливість використання “природних” шумів, які виникають під час руху рідини і газу у пласті або у заколонному просторі (так звана шумометрія).

Швидкості і коефіцієнт затухання пружних хвиль у продуктивних покладах залежать від поточної нафтогазонасиченості колектора, і частково визначаються зміною їх напруженого стану під час пониження (у нагнітальних свердловинах) або підвищення пластового тиску. Найбільший інтерес представляє залежність акустичних характеристик порід від типу флюїдів, які насичують колектор.

Для опису залежностей швидкостей повздовжніх V_р і поперечних V_s хвиль від характеру насичення гірських порід запропоновано ряд наближених формул.

Для однорідних ідеально пружних середовищ:

(3.27)

де, b - адіабатичний коефіцієнт стиснення середовища (породи);

m - модуль зсуву;

d - густина середовища (породи).

При деформації зсуву опір навантаженню здійснює тверда частина скелету породи, а характер флюїдонасичення порового простору не впливає на параметр модулю зсуву. Як наслідок, маємо V_s» d^-1/2, і відповідно для водо-, нафтогазонасичених порід виконується співвідношення V_sв<V_sн<V_sг. При цьому вплив типу флюїду, яким заповнена порода, на V_s не перевищує 10% навіть у породах з дуже високою пористістю. Мала диференціація швидкості поперечних хвиль не дозволяє використовувати цей параметр для розподілу порід різного насичення, а значить і для контролю процесів витиснення нафти і газу із пластів.

Дослідження показали, що вплив газонасиченості на V_р є суттєвим за умови низьких значень Р_еф. При Р_еф³ 20МПа (а для щільно зцементованих порід практично не залежить від Р_еф) відмінність V_рв і V_рг менше від 10% (V_рв > V_рг). Для рихлих порід за умовою малих значень Р_еф (Р_еф<10-15МПа), відмінності V_рв і V_рг можуть бути використані для контролю процесу витіснення газу водою. Швидкості пружних хвиль в нафтоносному пласті мають проміжне значення між V_рвп і V_ргп, а тому контроль витиснення нафти газом і особливо водою за параметром швидкості характеризується низькою достовірністю.

Згасання пружних хвиль a в гірських породах обумовлено втратами на в’язкісне тертя, а для поздовжніх хвиль також незворотними термічними витратами енергії, що обумовлено теплообміном між стиснутими і розтягнутими ділянками середовища. В багатофазних середовищах окрім вказаних процесів між фазами стиску і розтягу в межах довжини хвилі спостерігаються аналогічні процеси між заповнювачем пор і твердою фазою (стінками пор). Вони виникають з відмінністю густини, в’язкості і стискнення твердої фази і відповідних характеристик заповнювачів пор. При цьому термічні втрати енергії часто набагато більші від поглинання в’язкісним тертям. Відмінність співвідношення впливу двох типів ефектів (термічних витрат і в’язкісно – інерційних втрат) на енергію пружних хвиль у породах з різним типом флюїду створює значну різницю у коефіцієнтах згасання хвиль у цих породах. Слід відмітити, що за умовою заміни типу флюїду, значення коефіцієнтів затухання поздовжніх хвиль a_р і поперечних хвиль a_s змінюються у протилежних напрямках (у межах значень частоти f < n×10⁴Гц) .

Відмінності коефіцієнтів згасання у пластах з різним типом флюїду збільшується зі збільшенням частоти f і можуть досягти 300-400% (для високопористих пластів з К_п»20 %) незалежно від мінералізації води. Зі зменшенням К_п, К_н і К_г, а також степені зцементованості порід відмінності між a_івп, a_інп, a_ігп (і = Р, S) зменшуються і виявити їх за умовою значних коливань К_п, К_гл, тріщинуватості і інших причин дуже важко. Однак зміна знаків a_s і a_р при зміні насичення пласта створює передумови для визначення характеру насичення колекторів.

Для контролю поточного співвідношення водо-, нафто-, газонасиченості, особливо при витісненні газу водою або води газом, можна використати також акустичне частотне зондування, тобто величину .

Інша складність, яка виникає при використанні акустичного метода за параметром затухання в закріплених свердловинах колоною для контролю процесів витіснення пластових флюїдів під час розробки родовищ – суттєво залежить від якості запису результатів АК, від стану цементного каменю і його зв’язку (зчеплення) з обсадною колоною і гірськими породами. Однозначні висновки про зміну характеру флюїду одержують тільки при належному зчеплені колони і породи з цементним каменем.

Зменшення впливів свердловини на покази АК досягають при використанні пружних коливань низьких частот (низькочастотний або широкосмуговий акустичний каротаж). Однак і при цьому в інтервалах з поганим зчепленням колони і породи з цементом інформативність методу залишається низькою.

Метод шумометрії заснований на вивченні розподілу за глибиною свердловини інтенсивності “природних” механічних коливань середовищ, які супроводжують різні технологічні процеси, у тому числі переміщення рідини і газу по пласту, заколонному просторі і т.п.

Шумометрія дозволяє:

- виділяти місце припливів газу і рідини у свердловину і оцінювати дебіти кожного працюючого інтервалу;

- визначати характер припливу рідини (однофазна або двофазна);

- здійснювати діагностику стану стовбура свердловини (цементного каменю, обсадної колони).

Джерелом шуму під час руху газу або рідини є турбулентність їх потоків. Інтервал з найбільш розвинутою турбулентністю потоків – це місце сполучення свердловини з пластом. В структурі турбулентних потоків – це місце сполучення свердловини з пластом. В структурі турбулентності струменю рідини виділяють дві його складові – повздовжню (акустичну) і поперечну вихрову. Акустична енергія турбулентності струменю передається у зовнішнє середовище, не акустична (вихрева) - швидко загасає з відстанню. Інтенсивність (потужність) шуму пропорційна восьмій ступені швидкості турбулентного руху флюїду (середньої швидкості u окремих елементарних об’ємів середовища). Частота коливань f_n середовища, при якій спостерігається максимум спектра шуму, пропорційна u².

Оскільки ефект, що реєструється, пов’язаний з акустичною складовою турбулентності струменю, то шум виникає при тих же числах Рейнольдса, при яких появляється турбулентність струменю в круглій гладкій трубі при Re = 3×10³, а в міжтрубному просторі (за насосно-компресорними трубками) при Re = 2,3×10².

При проведенні методу шумометрії вимірюють потужність (або амплітуду) шуму S_і в окремих спектральних інтервалах або сумарну потужність S по діапазону спектра. Оскільки залежність S від швидкості руху потоку V_стр ступенева (S=Vⁿ_стр), то має місце лінійний зв’язок між log S і V_стр. А тому прийнято реєструвати амплітуду шуму в log S. Це забезпечує пряму пропорційність площини аномалії log S і дебіту, який одержують із цього інтегралу.

Характер припливу рідини (одно- або двофазної) впливає на форму спектру шуму (рисунок 3. _____ 16_).

Шуми в діапазоні 10 – 100Гц обумовлені вихровими рухами флюїдів у потоці, які утворюються за рахунок зміни напрямку руху пласт – свердловина. В цей же частотний інтервал попадає основна частина коливань, пов’язаних з роботою геофізичного підйомника, а тому цей діапазон не має практичного значення.

Для частоти максимуму спектра відома формула f_max»V/l – кінематична в’язкість; l – характеристичний масштаб турбулентності струменю. Наближені значення кінематичної в’язкості води і газу при тисках рівних або вище n×10МПа, призводять до наближення розміщення максимумів спектрів шумів при двофазній течії води і газу. Максимум рівня шуму напроти пластів з однорідним припливом флюїду (газ або вода) знаходиться, як правило, в інтервалі 1000-2000Гц. Спектри шумів при двофазній течії флюїдів (вода, газ) розділяють три види течії флюїдів: емульсійне, слабе проточне і сильне проточне.

Перша течія проходить з утворенням низки пухирців і характеризується піком спектра в діапазоні частот 300-600 Гц. У випадку слабкої проточної течії амплітуда шуму після 200 Гц у цілому зменшується, але спостерігаються невеликі піки, які відповідають піком емульсійного режиму. Для сильного проточного режиму характерні максимум амплітуд шуму при f = 200Гц.

Таким чином, двофазні течії у цілому характеризуються максимумом шуму в інтервалі 600 Гц. У межах 1000 Гц спектри двофазного і однофазного струменів близькі однин до одного.

Читайте також:

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
Нейтронні характеристики порід	\|	Термічні характеристики

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.021 сек.