Выделение коллекторов со сложной структурой порового пространства. По данным АКШ для выделения в разрезе трещинных, трещинно-кавернозных коллекторов с плотной непроницаемой матрицей используются следующие признаки.

характерный для данного типа коллекторов «звуковой образ», главными особенностями которого являются:

- резкое уменьшение толщины, иногда вплоть исчезновения изображения, линии на ФКД при одновременном увеличении значений τ всех фаз волн (продольных, поперечных, Лэмба-Стоунли); иногда появление характерной сетки, вызванное явлениями интерференции и дифракции волн;

- заметный рост значений αр, αs, αL-St

- увеличение значений интервальных времен первых вступлении всех видов волн;

2. увеличение коэффициента сжимаемости породы βо, рассчитываемого на основе зарегистрированных значений Δτр и Δτs .

Данные АКШ позволяют рассчитать величину коэффициента Пуассона υ и модуль Юнга Е по формулам:

2.8 2.9

В этом состоит преимущество АКШ по сравнению со стандартным АК, поскольку при расчете величины β по данным АК приходится задаваться вероятными для изучаемого объекта значениями υ и E.

Далее рассчитывается βо по одной из следующих формул:

2.10

2.11

Определение нефтенасыщенности пород. Новый способ определения насыщения пород по данным АКШ основан на использовании кинематических параметров продольной и поперечной волн в комплексе со стандартными методами ГИС. Физической основой способа является различие сжимаемостей водо-, нефте-, и газонасыщенных пород.

Если сравнивать распределение удельных сопротивлений и изотермических сжимаемостей среди наиболее распространенных минералов и насыщающих флюидов продуктивных коллекторов, то аномальным компонентом в ряду удельных сопротивлений

будет пластовая вода (пониженные значения). Она очень широко дифференцирует породы-коллекторы по характеру насыщения. Трудности обычно возникают при учете влияния минерализации пластовой воды и содержания битума, структуры порового пространства по и содержания битума, структуры порового пространства, глинистости и характера смачиваемости коллектора. В случае сравнения изотермических сжимаемостей, аномально упругим свойством среди компонент нефтяного пласта является сжимаемость подвижной нефти. Битум и вода близки по сжимаемости. Битум, не имеющий, как правило, существенного газового фактора будет отмечаться, как дополнительное водородосодержание. Значительно меньше на результаты влияет минерализация пластовой воды, фактор смачивания, структура порового пространства.

Однако аномально высокой сжимаемостью обладает нефтяной газ в свободной фазе, появляющийся при снижении давления нефти ниже давления насыщения. При наличии нефтяного газа в свободной фазе даже при малом газосодержании существенно изменяются упругие свойства пласта, что легко можно установить качественно по волновой картине, однако в этом случае становится невозможным количественное определение нефтенасыщенности такого пласта по его упругим свойствам.

Однако, несмотря на кажущуюся простоту решения проблемы определения нефтенасыщения пластов, не содержащих свободной газовой формы, высокие требования предъявляются к определению коэффициентов сжимаемости породы в целом, минералов, нефти и газа.

Применяя уравнения 2.8, 2.9 к горной породе, допуская в ней только упругие деформации, можно вычислить сжимаемость породы β, решая уравнение 2.10, 2.11 при условии, что величины υ, E, δ известны из данных эксперимента или обобщенных сведений для различных классов горных пород. В дальнейшем основным объектом исследований при интерпретации данных АКШ становится параметр β, который, является источником информации о емкостных свойствах породы и составе флюидов, насыщающих породу.

Известно полученное теоретическим путем для модели породы, составляющие, которой ведут себя как идеально упругие однородные и изотропные среды, уравнение Ф.Гассмана:

2.12

где βо, βcк, βтв,βж соответственно сжимаемости породы, скелета породы, твердой фазы и жидкости (флюида), заполняющие его поры.

Модель Ф.Гассмана не учитывает упругой связи между твердой и флюидальной компонентами, которая присутствует в реальных породах. Для преодоления этого недостатка В.М. Добрынин предложил уравнение:

2.13

где μр- коэффициент, учитывающий влияние включений , присутствующих в реальных породах, на упругие характеристики породы.

Коэффициент упругой связи αсв твердой и флюидальной фаз породы определяется выражением:

, 2.14

где βп - коэффициент сжимаемости пор.

На основании изложенного, получено уравнение для коэффициента объемной сжимаемости породы βо при динамических нагрузках (динамическая сжимаемость):

2.15

для газонасыщенных терригенньгх коллекторов сжимаемость породы значительно меньше сжимаемости флюида, поэтому , αсв=1 , поэтому уравнение 2.15

принимает вид:

2.16

Для количественной интерпретации используется набор комплексных, параметров зависимость комплексного безразмерного параметра, названного «индексом динамической сжимаемости» (ИДС), от коэффициента водонасыщения пласта. ИДС характеризует соотношение сжимаемостей минералов, пор породы, нефти, газа и воды. Для его определения необходимо знать скорости (интервальные времена) продольных и поперечных волн, пористость и плотность изучаемых отложений.

Основой для расчета кривых служат широко известные теории деформации пористых тел М.Био и Ф.Гассмана, модифицированные В.М.Добрыниным применительно к определению нефтенасыщенности коллекторов. При этом были учтены важнейшие ограничения в применении этих теорий для практических целей.

Получены два семейства кривых для нефтегазонасыщенных пластов: кривые с параметром нефтенасыщенности, изменяющимся к пределах kн= 0-0,8 и кривые с параметром газонасыщенности - kг= 0-0,5.

Одна из кривых получена для условий нефтеводонасыщенного пласта без свободной газовой фазы (kг=0). Он имеет плавный характер и диапазон изменения ИДС достигает 70% при изменении коэффициента водонасыщения от предельной величины kв=kв.о до kв= 100%.

При наличии в порах небольшого количества свободного газа (kг = 0,02 -0,05) кривые для определения kв резко выполаживаются, т.к резко снижается дифференциация пласта по нефтенасыщению. Это делает затруднительным количественные определения нефтенасыщенности. При kг = 0,5 все семейства кривых ИДС =f(kв) устремляется к предельному значению, соответствующему отсутствию упругой связи между флюидом и твердой фазой породы. В этих случаях ИДС может лишь служить очень чувствительным индикатором присутствия свободного газа в нефтенасыщенном пласте.