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 U_п и s_п – параметры, зависящие соответственно от упругости и плот­ности флюида; U_ск и s_ск – 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) s_ск = s_тв (1 – K_п), где s_тв – плотность материала, слагающего твердую фазу породы, K_п – пористость;

2) s_п = s_ф K_п, где s_ф – плотность флюида, т. е. плотность воды, нефти, газа или их смеси;

3) , где b_ск – сжимаемость скелета (относительное изменение объема скелета при всестороннем упругом сжатии породы), G_ск – модуль сдвига скелета;

4)

где b_тв – сжимаемость материала, слагающего скелет породы, b_ф – сжимаемость флюида, величины b_тв и b_ск связаны соотношением b_ск = b_тв + K_пb_п (b_п – сжимаемость порового пространства).

При использовании формулы (2.1) основная трудность заключается в выборе величин b_ск и G_ск.

Для приближенных расчетов можно использовать уравнение среднего времени (уравнение Уилли)

,                                                                                                      (2.2)

где V_п – скорость в коллекторе, заполненном флюидом; V_ск – скорость в скелете; V_ф – скорость во флюиде, K_п – коэффициент пористости. Формула (2.2) справедлива для хорошо сцементированных пород. Величину плотности можно оценить по уравнению

s_п = s_ск (1 – K_п) + s_фK_п,                                                                                            (2.3)

где s_п – плотность коллектора, заполненного флюидом, s_ск – плотность скелета, s_ф – плотность флюида.

Если поры заполнены несколькими компонентами, например газ–вода, нефть–вода и т. д., то имеет место уравнение

s_п = s_ск (1 – K_п) + s_фK_п + (s_{в –} s_ф)S_вK_п,

где s_в – плотность воды, S_в – коэффициент водонасыщенности.