Сведения об изменении упругих свойств (скорости и плотности) пород-коллекторов в зависимости от типа насыщающего флюида можно получить прямым измерением в скважинах, расположенных в контуре залежи и за контуром, изучением керна при различном его насыщении, путем теоретических расчетов.
Прямые измерения в скважинах с помощью сейсмического просвечивания и СК выполнены в ограниченном объеме и полученные результаты не всегда достаточно точны. Обобщение данных показывает, что в нефтенасыщенных песчаных коллекторах при глубинах 1500–3000 м и средней пористости 20% скорость продольных волн уменьшается на 6–12%, в газонасыщенных коллекторах – на 15–30% по сравнению с водонасыщенным коллектором.
При измерениях на ультразвуковых частотах (АК) величина различия скоростей, обусловленная водо- и нефтегазонасыщенностью пород, меньше, чем на сейсмических частотах. Поэтому использование данных об уменьшении скоростей при нефтегазонасыщении, полученных на ультразвуковых частотах (в скважинах или на образцах керна), для модельных расчетов в сейсмическом диапазоне частот возможно лишь после их коррекции. Удвоение величин понижения скорости будет, по-видимому, вполне допустимым. Данных об изменении плотности при различном насыщении коллектора, которые были бы получены путем прямых измерений в скважинах, пока не имеется.
При отсутствии данных прямых измерений на керне или в скважине (или если эти данные недостаточно надежны) влияние нефтегазонасыщения на скорость и плотность может быть оценено теоретически, с помощью формул из теории распространения упругих волн в пористых средах. Для определения скорости продольных волн в сейсмическом диапазоне частот используется уравнение
, (2.1)
где Uп и sп – параметры, зависящие соответственно от упругости и плотности флюида; Uск и sск – параметры, характеризующие упругость и плотность скелета (остова) породы.
Значения U и s следующим образом выражаются через свойства твердого материала породы и насыщающего ее флюида:
1) sск = sтв (1 – Kп), где sтв – плотность материала, слагающего твердую фазу породы, Kп – пористость;
2) sп = sф Kп, где sф – плотность флюида, т. е. плотность воды, нефти, газа или их смеси;
3) , где bск – сжимаемость скелета (относительное изменение объема скелета при всестороннем упругом сжатии породы), Gск – модуль сдвига скелета;
4)
где bтв – сжимаемость материала, слагающего скелет породы, bф – сжимаемость флюида, величины bтв и bск связаны соотношением bск = bтв + Kпbп (bп – сжимаемость порового пространства).
При использовании формулы (2.1) основная трудность заключается в выборе величин bск и Gск.
Для приближенных расчетов можно использовать уравнение среднего времени (уравнение Уилли)
, (2.2)
где Vп – скорость в коллекторе, заполненном флюидом; Vск – скорость в скелете; Vф – скорость во флюиде, Kп – коэффициент пористости. Формула (2.2) справедлива для хорошо сцементированных пород. Величину плотности можно оценить по уравнению
sп = sск (1 – Kп) + sфKп, (2.3)
где sп – плотность коллектора, заполненного флюидом, sск – плотность скелета, sф – плотность флюида.
Если поры заполнены несколькими компонентами, например газ–вода, нефть–вода и т. д., то имеет место уравнение
sп = sск (1 – Kп) + sфKп + (sв – sф)SвKп,
где sв – плотность воды, Sв – коэффициент водонасыщенности.
Дата: 2019-12-22, просмотров: 314.