3. геологических задач (стр. 10 из 22)
Влияние глинистости и нефтегазонасыщенности коллекторов учитывают расширением уравнения среднего времени. Например, для глинистых пород
где Кгл - коэффициент объемной глинистости; DtГЛ - интервальное время распространения волны в глинах. Величина DtГЛ принимает разные значения для слоистой, структурной (в виде гранул) и дисперсной (рассеянной) глинистости. Её определяют по ближайшему пласту глин в случае явно выраженной слоистой глинистости. Значение DtГЛ стремится к DtЖ для дисперсной глинистости и занимает промежуточные между DtГЛ СЛ и DtЖ значения для пород со структурной глинистостью. Некоторые сведения о распределении глинистых частиц в коллекторе получают по отношению vp/vs: значение vp/vs<2 соответствует дисперсной глинистости; vp/vs>2 служит признаком структурной глинистости. На практике определение типа глинистости и значения DtГЛ вызывает значительные затруднения, поэтому величину DtГЛ часто рассматривают как подстроечную константу.
Специалисты фирмы Schlumberger предложили другое, тоже предельно простое расширение уравнения (2) для учёта глинистости коллекторов:
Dtp = Dtск+(Dtж-Dtск)Кп(2 - aпс), (4)
где aпс - относительный параметр ПС. При aпс=1 уравнение (4) превращается в уравнение (2).
В [76] отмечается, что наглядность уравнения среднего времени и удобство его применения образовали серьёзное препятствие прогрессу в области построения новых петрофизических взаимосвязей между Dtp и Кп . Тем не менее, сегодня известны несколько десятков уравнений, связывающих интервальное время распространения продольной волны и межзерновую пористость пород. Наиболее известные из них:
а) уравнение В.Н. Дахнова:
Dtp = DtCK + (Dtж - DtCK)КпMn + (Dtгл - DtCK)KглМгл, (5)
где Мn и Mгл - структурные коэффициенты, изменяющиеся от 0,7 до 1,5. Если Мn=l и Мгл=1, уравнение (5) превращается в уравнение (3);
б) уравнение Raymer, Hunt, Gardner [136]:
Dtp-1=Dtск-1 (l-Kп)2+Dtж-1Kп, (6) полученное эмпирически для совокупности большого числа разнородных данных для диапазона пористости 0-37%. Для этого же диапазона пористости авторы предложили две других аппроксимации:
КПАК = 0,61(1 -DtCK/ Dtp), (7)
KПAK=(sСK - sж)-1(1-DtCK/Dtp), (8)
где sск и sж - минералогическая плотность скелета породы и жидкости в порах соответственно;
в) уравнение Krief et. al. [114]:
Dtp-2 =s-1[sскDtск-2(1-b) + Mb2], (9)
где s - общая плотность породы; М-1=КСК-1(b-КП) + КЖ-1 Кп; Кски Кж - модули объёмного сжатия скелета породы и жидкости в порах соответственно; Р= f(Kn) - функция, определяемая теорией Био-Гассмана. Граничные значения этой функции равны 0, если Кп =0, и b= 1, если Kп= 1. Krief и др. предложили для этой функции выражение:
b(Кп)=1-(1-Кп)3/(1-Кп) (10)
Специалисты фирмы Halliburton предложили для этой функции несколько изменённое выражение [103]:
b(Кп) = 1- (1-Kп)3,5/(1-Кп). (11)
Обзор последних зарубежных работ, посвящённых определению Кп с использованием Dtp, выполнен Heysse [106]. Им показано, что с помощью нелинейных уравнений (6-9) при тех же значениях Dtp получают более высокие значения Кп по сравнению с уравнением среднего времени. Максимальные (4-8% абс.) завышения Кп обеспечивают уравнения (9 и 10), несколько меньшие - (9 и 11). Отечественный опыт определения Кп по данным АК не подтверждает столь больших занижений значений пористости, определяемых по уравнению среднего времени.
Наиболее близки между собой значения Кп, рассчитанные по уравнениям (2-8), хотя с использованием нелинейных уравнений получают значения на 2-3% выше, чем по (2). Как было показано в [48], рассчитанные по (2-8) значения Кп почти с равным успехом аппроксимируют экспериментальные данные, полученные для продуктивных отложений многих нефтегазовых месторождений страны ( рис. 6 ). Поэтому выбор какого-либо из этих уравнений для описания модели коллектора является скорее вопросом вкуса исследователя, чем строго доказанным явлением. Применение нелинейных уравнений тем более обоснованно, чем больше форма пор и зёрен отличается от изометрической [106].
В [77] показано, что гетерогенность среды нарушается, если отношение длины волны l к размеру d пор (и зёрен) становится меньшим 128. Если l/d =8, то Dtp=DtCK, 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 Dtp в породе с кавернами составляет
Dtp>=DtCK(l+KП.КАВ/2), (12)
где Кп.кав - ёмкость каверн; Dtp - интервальное время в породе такой же пористости, но без каверн.
Из (12) следует, что пористость кавернозных пород, определяемая по уравнениям (2-8), занижена на Кп.кав/2. Сопоставляя полную пористость пород, рассчитанную, например, по материалам радиоактивных видов ГИС, и её значение по АК, можно оценить до 1/2 каверновой пористости. Общая пористость порово-трещинных пород рассчитывается по уравнениям, предложенным для пород с межзерновой пористостью.
3.3. Определение пористости пород с использованием интервального времени Dts поперечной волны
В немногочисленной по этому вопросу литературе отмечается важное преимущество применения Dts для определения пористости - независимость результатов от типа флюида, заполняющего поры. Достоверность предложенных решений требует, по-видимому, серьёзной проверки. Об этом свидетельствует их противоречивость: отечественные исследователи предполагают существование линейной связи между Dts и Кп, зарубежные, наоборот, - между vs и Кп
В одной из первых работ предлагается находить пористость пород с использованием видоизменённого уравнения среднего времени (2), в котором член Dt Кп заменен на m • Dtsск • Кп [60]:
Kп = (Dts-DtS CK)/(m - 1)DtS CK, (13)
где DtS CK- интервальное время распространения поперечной волны в минеральном скелете породы.
По мнению авторов, значение структурного коэффициента m равно 4, что описывает путь распространения поперечной волны вокруг пор по минеральному скелету породы. В более поздней работе [43] установлено, что значение m изменяется от 2,8 до 4. В последней работе авторы, пытаясь проверить применимость уравнения (13) на материалах другого района работ (Оренбургская область), получили корреляционное уравнение:
Dts= 268,5+ 491,5 Кп, (14)
где Dts выражено в мкс/м, Кп - в долях. Они пришли к выводу, что связь между Dts и Кп подвержена заметному влиянию трещиноватости. Совместное использование значений общей пористости, найденных независимым способом и установленных по Dts, позволит установить структуру порового пространства, величину трещинной пористости и преобладающую ориентацию трещин.
Обзор зарубежных работ, посвященных теме определения пористости по измеренным значениям скорости S волны, выполнен в [134]. В работе приведены уравнения, установленные разными авторами в разные годы, но удивительно близкие друг к другу. Они устанавливают линейную зависимость vs от Кп и объёмной глинистости пород:
vs(км/с) = 3,7 - 6,ЗКп-2,1Кгл; [146] (15)
vs(km/c) = 3,89 - 7,07КП - 2,04КГЛ; [86] (16)
vs(km/c) = 3,52 - 4,91КП- 1,89КГЛ, [105] (17)
где Кп и Кгл выражены в долях.
Две следующие зависимости - более сложные. Одна из них связывает модуль сдвига пород (G =svs2 , где s - общая плотность) с пористостью [123]:
G = 42,65(1-3,48Кп +2,19Кп2), (18)
где G выражено в GПа, Кп - в долях.
Другая зависимость предложена Krief et. al. [114] и напоминает зависимость (9), связывающую vp и Кп:
vs2=(sCK/s)v2S CK(1 - b), (19)
где b определяется выражениями (10) и (11).
Результаты сопоставлений значений пористости, установленных по интервальному времени (скорости распространения) поперечной волны, очень близки к таковым по материалам РК и других видов ГИС (с использованием программы ELAN фирмы Halliburton) [134], что в определённой степени подтверждает достоверность определений и право на жизнь нового способа определения Кп.
3.4. Оценка трещиноватости и напряженного состояния пород по данным дипольного зонда
Методика оценки анизотропии горных пород, которая обусловлена их трещиноватостью или напряжённым состоянием, первоначально была разработана для интерпретации материалов детальной трёхмерной сейсмики [94,97 и др.] и ВСП с многокомпонентными приёмниками [95]. Основным критерием анизотропии служит "расщепление" поперечной волны на высоко- и низкоскоростную компоненты, разность скоростей которых достигает 7% и более. Компонента с более высокой скоростью несёт основную часть энергии волны и поляризована параллельно направлению преобладающей трещиноватости, имеющей, например, тектоничекую природу. Медленная и менее интенсивная компонента поляризована перпендикулярно направлению трещиноватости. Максимум напряжения сжатия пород на больших глубинах направлен обычно вертикально, минимум - в горизонтальной плоскости. Поэтому многие естественные трещины, а также трещины гидроразрыва или кливажа также имеют вертикальное расположение. Азимут направления трещин определяется по максимуму vs. Погрешности определений составляют: по азимуту - ±3%; по оценке плотности трещин - ±5%; для крупных трещин, например, трещин гидроразрыва, отношение длины трещины к её раскрытию (ширине) оценивается с погрешностью ±10% [95].