23. Акустический каротаж (ак). Волна Стоунли-Лэмба. Основные типы волн, регистрируемые в методе ак.

24. Зонды акустического каротажа. Виды записи. Общая характеристика аппаратуры.

25 Вопрос

АКУСТИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ

Метод ГИС, основанный на возбуждении и изучении поля упругих волн в скважине в полосе частот от одного до нескольких десятков килогерц, называют акустическим каротажем.

Акустический каротаж широко применяют на различных стадиях горногеологического

процесса. Основные из решаемых им на промышленном уровне задач—получение дан-ных для интерпретации материалов сейсморазведки, литологическое расчленение раз-

резов, оценка прочностных свойств пород, выделение коллекторов, определение их по-

ристости и типа порового пространства, изучение качества обсадки скважин, выявление рудоконтролирующих зон.

Получение данных для интерпретации материалов сейсморазведки необходимо в первую очередь в районах со сложными сейсмогеологическими условиями (мелкая слоистость, резкая вертикальная неоднородность и т. д.).

Литологическое расчленение разрезов скважин q помощью АК основывается на дифференциации горных пород по скоростям и затуханиям упругих волн. Для магматических горных пород минимальные скорости упругих волн свойственны ассо-

циациям, сложенным малоупругими минералами кислого состава— гранитам, биотитовым гнейсам (см. табл. 2). Максимальными скоростями обладают минеральные ассоциации, представленные высокоупругими минералами основного со-

става — габброиды, амфиболиты, гранулиты. В целом скорости упругих волн при переходе от пород кислых к ультраосновным возрастают. В метаморфических горных породах скорости упругих волн увеличиваются от низших стадий метаморфизма

к высшим, что связано с образованием более плотных минеральных образований под действием высоких температур и давлений.

Среди плотных осадочных пород, наибольшие скорости продольных волн vP характерны для доломитов, средние — для известняков, ангидритов и гипсов, наименьшие — для галоидов. Коэффициент поглощения на преобладающих частотах АК для

этих разностей при отсутствии трещиноватости меняется в пределах 0,2—0,3 м-1.

С ростом пористости карбонатных пород vp снижается до 3,8 км/с, а ар растет до 0,7 м. В песчаниках скорости колеблются от 5,7 до 3,3 км/с, коэффициенты поглощения — от 0,3 до 0,7 м-1.

Выделение коллекторов, оценка их пористости и типа порового пространства — одна из важнейших областей применения АК.

Обнаружение водоносных и нефтеносных коллекторов, как следует из гл. 8, § 3, возможно при известной литологии путем выделения пластов с коэффициентами пористости, превышающими граничные значения (см. гл. 29). Определить тип флю-

ида-порозаполнителя (нефть, вода) по АК как правило не удается, ввиду незначительности эффектов и маскирующего влияния зоны проникновения. Газоносные коллекторы идентифицируют по некоторому снижению скорости и увеличению затухания.

Коэффициент пористости на практике как правило оценивают, используя уравнение среднего времени:

где Vф — скорость во флюиде. Иногда применяют эмпирическое

уравнение средней скорости:

или экспериментальные зависимости. Опыт показывает, что в неглинистых водонасыщенных породах с межзерновой пористостью и высоким дифференциальным давлением это уравнение дает удовлетворительные результаты. Для пород, залегающих на глубинах менее 2,5 км, вносят поправку за дифференциальное давление (В. М. Добрынин, 1965 г.).

В нефтегазонасыщенных породах необходимовнесение поправки за насыщение, а в глинистых — за глинистость. На практике уравнению (8.36) придают вид:

где tж и tcк — интервальные времена в жидкости, заполняю-

щей поры, и скелете (матрице) породы соответственно.

Для слоистой и контактной глинистости это уравнение модифицируют следующим образом:

где kгл — коэффициент глинистости, tгл— интервальное время

в глинистом материале.

В случае рассеянной глинистости:

Решая эти уравнения относительно Кп, находят значение коэффициента пористости, свободное от влияния глинистости. Поправку за нефтегазонасыщенность вносят, умножая kn на коэффициент , который при пористости 15—25 % равен

0,95, а при более высоких значениях пористости — 0,9. В карбонатах, пористость которых как правило меньше 15%, поправку за нефтегазонасыщенность не вводят.

Изучение качества обсадки — цементометрия — важная задача ГИС, так как нарушение изоляции, обеспечивающей разобщение нефтеносных и водоносных пластов, приводит к обводнению нефти и сокращению производительности скважин. Особенно серьезные последствия возникают при плохом сцеплении на границе цемент—порода, в то время как неудовлетворительное сцепление колонны с цементом еще не означает нарушения изоляции.

При акустической цементометрии регистрируют следующие параметры: Ак — амплитуда волны по колонне, Ап — амплитуда волны по породе, tn — время прохождения волны от излучателя до приемника. Желательна регистрация волновых картин и фазокорреляционных диаграмм.

Методика акустической цементометрии основана на том, что

в низко- и среднескоростных разрезах (vp5300 м/с), максимальные значения амплитуды Ак и минимальные Лп, соответствуют участкам плохого качества цементирования. На участках хорошего цементирования имеет место обратная картина. При

этом диаграммы Лп и /п, зарегистрированные до и после обсадки, уверенно коррелируются.