Акустический способ прогнозирования геологического разреза

 

Использование: при геофизических исследованиях скважин, для акцетического прогнозирования пористости и состава поронаполняющего флюида в геологическом разрезе. Сущность изобретения: способ прогнозирования геологического разреза, заключающийся в излучении и приеме в скважине не менее, чем двумя разноудаленными приемниками сигналов продольной, поперечной и трубной поверхностной волн с последующим определением пористости и состава поронаполняющего флюида коллекторов по величинам затухания указанных типов волн. Согласно изобретению, частотный спектр принимаемого сигнала выбирается так, чтобы было выполнено условие , где δ - декремент затухания, R₂ - расстояние от источника до дальнего приемника, λ₂ - видимая длина волны в этом приемнике; пористость определяют по соотношению K_п = η_пδ_s где δ_s - декремент затухания поперечных волн, η_п - коэффициент пропорциональности; состав же поронаполняющего флюида определяют по отношению декрементов затухания продольной и поперечной волн δ_p / δ_s .

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин, конкретно к акустическому способу прогнозирования геологического разреза.

Известен акустический способ прогнозирования геологического разреза, заключающийся в изучении в скважине акустического импульса, возбуждении и приеме продольных волн давления и оценке по их скоростям и амплитудам характеристик пород и технического состояния ствола скважины [1] Однако четкой связи характеристик пород со скоростями и амплитудами продольных волн пока не установлено.

Известен способ прогнозирования геологического разреза, основанный на использовании широкополосной модификации способа акустического каротажа (АКН-1, АКШ, АКВ). В этом случае в скважине излучают и принимают сигналы продольной, поперечной и трубной поверхностной волн. Затем определяют пористость и состав поронаполняющего флюида коллекторов по величинам затухания вышеуказанных типов волн [2] Недостатком способа является низкая достоверность определения характеристик нефтесодержания коллектора.

Задачей изобретения является повышение достоверности определения характеристик нефтесодержания коллектора: пористости, определяющей удельный запас углеводородов, и вещественного состава поронаполняющего флюида, т.е. газа, нефти или воды.

Поставленная задача решается тем, что в известном акустическом способе прогнозирования геологического разреза, заключающемся в излучении и приеме в скважине не менее, чем двумя разноудаленными приемниками сигналов продольной, поперечной и трубной поверхностной волн с последующим определением пористости и состава поронаполняющего флюида коллекторов по величинам затухания указанных типов воле, частотный спектр принимаемого сигнала выбирают так, чтобы было выполнено условие где δ декремент затухания, R₂ расстояние от источника до дальнего приемника, l₂ видимая длина волны в этом приемнике; пористость определяют по соотношению K_п= η_пδ_s, где δ_s декремент затухания поперечных волн, а η_п коэффициент пропорциональности; состав же поронаполняющего флюида определяют по отношению декрементов затухания продольной и поперечной волн δ_p/δ_s причем величина отношения соответствует газу нефти и δ_p/δ_s< 0,3 воде; в свою очередь декремент затухания определяют по соотношению δ = η_λ(λ₂-λ₁)/(R₂-R₁), где η_λ коэффициент пропорциональности; l₁ длина волны в ближнем приемнике; R₁ расстояние между источником и ближним приемником.

Все изложенные признаки способа в их совокупности позволяют повысить достоверность определения характеристик нефтесодержания коллектора, так как выполнения условия обеспечивает изменение амплитуды и частотного спектра зондирующего сигнала на величину, превышающую погрешность измерения, сохраняя при этом уровень принятого сигнала выше микросейсмических шумов. Реализация измерения по данным о декременте затухания поперечных волн позволяет осуществить оценку удельных запасов углеводородов в коллекторе, а оценка отношения декрементов продольных и поперечных волн позволяет определить вещественный состав флюида газа, нефти или воды. И, наконец, использование соотношения δ = η_λ(λ₂-λ₁)/(R₂-R₁) для подсчета декремента позволяет избежать ошибок, связанных с влиянием на амплитуду зондирующего сигнала факторов, не имеющих прямого отношения к нефтегазоносности: минералогического состава скелета, цементации, температуры и т.д. что особенно важно при измерении декремента поперечных волн.

Способ осуществляют следующим образом.

В скважине излучают и принимают сигналы продольной, поперечной и трубной поверхностной волн.

Частотный спектр принимаемого сигнала выбирают так, чтобы эффект изменения (ослабления) зондирующего сигнала под влиянием затухания в пористом коллекторе был с одной стороны больше абсолютных величин погрешностей измерения, а с другой стороны не нарушил превышения сигналом уровня микросейсмических шумов. Согласно проведенному анализу, такое компромиссное условие достигается при соотношении из которого следует, что центральная частота спектра зондирующего сигнала должна быть равной Поскольку, как сейсмическая скорость, так и декременты затухания оказываются различными для продольных V_p и δ_p поперечных V_s 0,5V_p и δ_s и трубной поверхностной V_LSt приблизительно 0,3 V_p и δ_LSt волн, то частотный диапазон в каждом конкретном случае приходится варьировать, что достигается на стадии обработки широкополосного сигнала путем применения цифровой фильтрации.

Для поперечных волн поры, наполненные любым типом флюида газом, нефтью или водой акустически оказываются идеально контрастными, поскольку скорость поперечных волн в флюиде равна нулю. Это означает равенство нулю и волнового сопротивления. Обнаружено, что при пористости порядка K_n=0,05 и более величина декремента превышает то его значение, которое имеет место в сплошных породах и для терригенных коллекторов Западной Сибири по порядку величины оказывается равным а для карбонатных коллекторов Восточной Сибири еще меньше. Лабораторные эксперименты показали, что при малой пористости не более K_n 0,1 приращение декремента, названное рассеянием, оказывается практически линейно зависящим от пористости, т.е. K_п= η_пδ_s, где η_п - коэффициент пропорциональности, лежащий в пределах K_n=1-2 в зависимости от формы и размеров пор, а также некоторых других условий. Значение K_n необходимо уточнять на основании априорных статистических данных для свойственных данному региону типа месторождений. Этот факт составляет физическую основу определения коэффициента пористости по данным измерения декремента затухания поперечных волн.

Для продольных волн идеально акустически контрастными оказываются только газонасыщенные поры, поскольку плотность, а значит и волновое сопротивление в этом случае близко к нулю. Поэтому декремент продольных волн, определяемый рассеянием, в такой среде близок к декременту поперечных волн. Нефтенасыщение пор на продольных волнах существенно уменьшает декремент рассеяния, но создает сравнительно большой декремент поглощения по причине большой вязкости, свойственной углеводородам. Что же касается водонасыщения, то оно на продольных волнах приводит к падению, как рассеяния, так и поглощения, а значит и к общему снижению декремента. Это означает, что сопоставление декрементов продольных и поперечных волн, например, путем оценки величины их отношения, обеспечивает основу для определения физической природы поронаполнителя. Конкретно: примерно равная величина δ_p/δ_s означает газонасыщение. Малая величина δ_p/δ_s имеющая порядок ≈ 0,3 или менее, соответствует воде и промежуточная величина δ_p/δ_s ≈ 0,4= 0,6 - соответствует наполнению пор нефтью.

Данный способ предусматривает и такую ситуацию, при которой поперечная волна не выделяется. Это может быть, например, тогда, когда скорость поперечной волны в исследуемой горной породе имеет меньшую величину, чем скорость гидроволны в заполняющей скважину жидкости. В этом случае используется эффект взаимосвязи между затуханием поперечной волны δ_s и затуханием трубной поверхностной волны δ_LSt Эта взаимосвязь устанавливается статистически по экспериментальным данным, полученным в результате исследования скважин, имеющих параметры, близкие к исследуемой скважине.

Основу измерений декремента в сейсмике составляет физическое свойство экспоненциального затухания волны, которое в случае гармонического сигнала выражается соотношением U_R= U_oηR·exp(-δR/λ), где U_R и U_R амплитуды в начале и конце пространственного интервала R; η_R коэффициент, учитывающий геометрическое расхождение; λ - длина волны.

Однако, используя приведенную зависимость, осуществить измерение декремента с необходимой точностью удается не всегда. Причина заключается в том, что трудно учесть влияние на амплитуду сигнала специфических условий излучения и приема, в особенности эффектов на стенках скважины. Кроме того, трудно оценить геометрическое расхождение и ряд других факторов.

Ситуация резко усугубляется при попытке точного измерения декремента поперечной и трубной волн, так как в этом случае трудно учитывается влияние оказывают диаметр скважины, состояние ее поверхности и последствия влияния процесса бурения на околоскважинное пространство.

Для преодоления трудностей в основу измерения декремента вместо использования измерения амплитуд положен экспериментально обоснованный заявителем принцип использования изменений частотного спектра зондирующего сигнала, реализуемый в форме измерения приращений регистрируемых длин волн. Основанием здесь является тот факт, что наличие пористости вызывает затухание, являющееся причиной снижения спектра зондирующего сигнала в процессе его распространения в околоскважинном пространстве, а это в свою очередь означает увеличение длины волны, что и используется в качестве меры декремента затухания, а значит и величины пористости исследуемой среды.

Преимущество избранного пути заключается в том, что перечисленные выше неинформативные (с точки зрения углеводородов) факторы влияют на амплитуды во всем частотном спектре зондирования примерно в равной степени, не изменяя формы спектра, а значит и длины волны регистрируемого геоакустического импульса, в то время как затухание изменяет именно форму спектра, в результате чего длина волны неизбежно возрастает. Количественная связь между декрементом d и приращением длины волны на основании данных эксперимента выражается соотношением: d = η_λ(λ₂-λ₁)/(R₂-R₁). Здесь λ₁ и λ₂ длины волн, имеющие место на удаленных от источника, равных R₁ и R₂ расстояниях, а η_λ коэффициент пропорциональности, зависящий от формы зондирующего сигнала. При наиболее типичной для сейсмики форме сигнала в виде импульса Риккера коэффициент h_l близок к 1.

Пример. Нами были оценены условия диагностики углеводородов приминительно к нефтегазовым месторождения Тюменского севера Западной Сибири. Здесь признаны безусловно рентабельными такие залежи, пористость коллекторов которых имеют величину К_п= 0,1 и более. Скоростные свойства коллекторов по продольным волнам характеризуются величиной порядка V_p=3-3,5 км/с, а по поперечным волнам Декремент затухания продольных волн сплошных пород по отечественным данным имеет величину, близкую к δ_p 0,04. Информация о влиянии пористости на затухание противоречива и мало достоверна. Поэтому для оценки приращения затухания от пористости мы использовали собственные результаты, полученные лабораторным физическим моделированием. Так, в одном из экспериментов была использована плексигласовая среда, пористость в которой изменялась от 0 до величины К_п=20% путем рассверливания хаотически расположенный отверстий при одновременном изменении их диаметра и числа. Поочередное заполнение отверстий воздухом, моторным маслом и водой позволяло изучить влияние на затухание не только пористости, но и вещественного состава поронаполняющего флюида. Эксперимент показал, что в случае отсутствия пор декременты для продольных и поперечных волн имеют примерно одинаковую величину и близкую к декременту сплошных коллекторообразующих горных пород. Результаты измерения отношения приращения декремента Δ(δ) к пористости К_п усредненные для трех плексигласовых типов моделей, имевших пористость, равную К_п=0,5; 0,1 и 0,2 сведены в таблицу.

По совокупности всей массы экспериментов был сделан вывод о том, что пористость приводит к увеличению декремента пропорционально пористости с коэффициентом Δ(δ)/K_п= 1,5-2. Здесь Δ(δ) приращение декремента, вызванное пористостью, по отношению к величине декремента того же материала в отсутствии пор.

Как видно из таблицы, тип поронаправляющего флюида не влияет на величину декремента поперечных волн, но существенно влияет на декремент продольных волн. Так, в случае нефти, отношение Δ(δ)/K_п уменьшилось до величины до величины 0,4 0,6; а в случае воды до величины не более 0,3, т.е. в 3 5 раз по сравнению с вариантом газонаполненной среды.

Таким образом, эксперимент показал, что при пористости коллектора, начиная от величины К_п=0,05-0,1 и более, имеется возможность надежного обнаружения пористости по измерению декремента поперечных волн δ_s а также вещественного состава поронаполняющего флюида по отношению декрементов продольных и поперечных волн.

Из вышеизложенного следует, сто предлагаемый способ позволяет повысить достоверность определения основных характеристик коллектора.

Формула изобретения

Акустический способ прогнозирования геологического разреза, заключающийся в излучении и приеме в скважине не менее чем двумя разноудаленными приемниками сигналов продольной, поперечной и трубной поверхностной волн с последующим определением пористости и состава поронаполняющего флюида коллекторов по величинам затухания указанных типов волн, отличающийся тем, что частотный спектр принимаемого сигнала выбирают так, чтобы было выполнено условие где δ декремент затухания, R₂ расстояние от источника до дальнего приемника, l₂ видимая длина волны в этом приемнике, пористость определяют по соотношению K_п= η_пδ_s, где δ_s декремент затухания поперечных волн, а η_п коэффициент пропорциональности, состав же поронаполняющего флюида определяют по отношению декрементов затухания продольной и поперечной волн δ_p/δ_s, причем величина отношения соответствует газу, 0,4 0,6 нефти и δ_p/δ_s < 0,3 воде, в свою очередь декремент затухания определяют по соотношению δ = η_λ(λ₂-λ₁)/(R₂-R₁), где η_λ коэффициент пропорциональности, l₁ -длина волны в ближнем приемнике, R₁ расстояние между источником и ближним приемником.

РИСУНКИ

Рисунок 1