В настоящее время некоторые месторождения нашей страны вступили в позднюю стадию разработки. В результате заводнения залежи водами различной минерализации, от соленых до пресных, происходит смешение нагнетаемой воды с пластовой и УЭС последней становится неконтролируемым. В большинстве случаев УЭС прослоев, обводненных пресной водой, и нефтеносных близки и поэтому выделение нефтенасыщенных интервалов и оценка глубины нахождения ВНК по методам УЭС затрудняется. В этих условиях возрастает интерес к методам, показания которых не зависят от УЭС пород, но связаны с изменением насыщенности пласта.

Влияние характера насыщения на параметры АК изучалось ранее теоретически и экспериментально. Модель насыщенной пористой среды для теоретических расчетов была предложена Я.И. Френкелем и М.А. Био [по 2]. В ней учтены упругие свойства скелета, твердой фазы и флюида и рассматривается вязкоинерционное взаимодействие между ними. Позднее она была усовершенствована Р.Д. Столлом [по 1]. В этой модели скелет считается неидеально упругим. В обеих моделях рассматривалась двухкомпонентная среда: скелет и флюид. Особенностью пластовых флюидов на месторождениях в поздней стадии разработки является то, что они представлены, как правило, смесями жидкостей. Известно, что свойства смесей существенно отличаются от свойств чистых флюидов. Для того чтобы оценить, как меняются скорость и затухание в смесях различной концентрации нефти и воды, воды и газа в песчаниках, были выполнены расчеты, результаты которых приведены ниже.

Скорость и затухание продольной волны в смесях воды и нефти, воды и газа определялись по формулам, предложенным М.А. Исаковичем (1948 г.) для микронеоднородных сред. Основной особенностью смесей является наличие поглощения, обусловленного потерей энергии при передаче колебаний от одной компоненты к другой за счет различия их плотностей и сжимаемости. При распространении звука в смесях с компонентами разных плотностей зерна эмульсии либо отстают от соседних частиц окружающей среды, либо обгоняют их в зависимости от плотности зерен второй компоненты. В реальных средах при этом возникают силы вязкости, выравнивающие скорости зерен и окружающей среды. При малых частотах силы вязкости успевают снивелировать скорости и движение происходит как в однородной среде. Но при более высоких частотах вязкие силы не успевают разогнать или затормозить зерно эмульсии на всю глубину и обе компоненты в звуковой волне имеют разные скорости. Аналогичная картина наблюдается в смесях с компонентами различной сжимаемости. Этот процесс также зависит от частоты и имеет резонансный характер. Наиболее интенсивное поглощение сигнала происходит в том случае, если длина температурной или вязкоинерционной волны соизмерима с размерами зерен эмульсии. Повышенное затухание сигнала сопровождается уменьшением скорости распространения звука.

Результаты расчета скорости распространения звука (v) и затухания (d) в смеси воды и газа показаны на рис. 1. Из графика видно, что даже небольшая добавка газа в воду приводит к резкому уменьшению скорости звука и возрастанию затухания, причем скорость звука в смеси газа и жидкости намного меньше скорости в чистых жидкости и газе, а затухание намного больше. И затухание, и скорость звука в смеси газа и воды зависят от частоты и возрастают с увеличением последней. Аналогичная картина наблюдается в смеси воды и нефти, только наблюдаемый эффект в несколько раз слабее.

Для того чтобы оценить, как сильно проявляется эффект, описанный выше, при распространении звука в горной породе, были выполнены расчеты скорости и затухания продольной и поперечной волн в среде, представленной твердой и жидкой двухкомпонентной фазой. При расчетах рассматривался случай теплового вязкоинерционного взаимодействия между одним из флюидов и скелетом и между флюидами. Скорость и затухание продольной и поперечной волн находились при решении системы уравнений, описывающих распространение звука в породе [2]. При расчете рассматривался общий случай, когда всестороннее давление связано с пластовым следующим соотношением:

где s - плотность флюида, b₁ - сжимаемость скелета, К - объемный модуль упругости, р - пластовое давление, е= 1/3(е₁₁ + + е₂₂ + е₃₃)е_ij - тензор деформации.

Характеристики физических свойств скелета, воды и нефти в пластовых условиях приведены в таблице, результаты расчета отражены на рис 2, где видно, что в песчанике, насыщенном смесью воды и нефти, затухание продольной волны (aр) существенно выше, чем в чисто нефтеносном и водоносном. Этот параметр слабо зависит от коэффициента пористости и заметно отличается для волн различной частоты. В нефтеносном песчанике ap несколько выше, чем в водоносном.

Затухание поперечной волны (as) в целом увеличивается с ростом Кп и Кг. При колебании нефтенасыщения as меняется нелинейно, при Кп = 30 % в породе, содержащей 50 % воды и столько же нефти, наблюдается уменьшение ее затухания. Затем as возрастает, и в чисто насыщенном пласте оно больше, чем в водонасыщенном. Отношение интервального времени распространения поперечной волны к интервальному продольной Dts/Dtp остается постоянным при частотах, характерных для акустического каротажа. Величина его в водонасыщенном песчанике примерно на 20 % выше, чем в нефтенасыщенном, это различие сохраняется при любой пористости.

Положения, полученные при теоретических расчетах, были проверены при анализе материалов акустического каротажа, выполненного на длительно разрабатываемых месторождениях Татарии. Объектом исследования послужили терригенные отложения девона. Каротаж выполнялся макетом аппаратуры АК, разработанной во ВНИИГИС, зонд с параметрами И20, 5И12, 7П, низкочастотными излучателями с широкополосным приемным трактом. Кроме того, во всех скважинах были зарегистрированы фазокорреляционные диаграммы и волновые картины. При интерпретации материалов АК использовались показания других методов (НГК, ГК, БК, ИК, ОПК и ПС). Проводилось сопоставление результатов интерпретации с данными испытания скважин.

Пример оценки насыщенности пластов в скв. 18 902 Абдрахмановской по величине амплитуды продольной волны представлен на рис. 3. При бурении этой скважины вскрыты пласты Д-I и Д-II, второй из них сложен чистыми (неглинистыми) песчаниками, водоносными. Против них наблюдается максимальная амплитуда акустического сигнала в интервале 1891 -1895,8 м. Пласт Д-I по уровню амплитуды согласно методике, изложенной выше, расчленяется на несколько прослоев. На глубине 1891 -1894 м выделяется пласт с минимальными амплитудами, затем залегает плотный глинистый прослой (по данным ГК и АК), ниже располагается пласт с такими же амплитудами и примерно такой же пористостью, как прослой в указанном интервале. Оба пласта следует охарактеризовать как обводненные водой при разработке и содержащие примерно равные объемы нефти и воды. В прослое, залегающем в интервале 1898- 1902 м, амплитуды продольной волны ниже максимальных, наблюдаемых в водоносном пласте Д-II. Этот прослой является, очевидно, также обводненным, промытым при заводнении.

Обводненность прослоев в интервалах 1891 - 1894 и 1896-1898 м подтверждается результатами анализа проб, поднятых приборами на кабеле, для которых характерно большое содержание метана (~50%). Остальные параметры проб противоречивы, что свидетельствует либо о большом диаметре зоны проникновения, снижающей нефтенасыщенность в зоне дренирования, либо о существенной обводненности пласта. В результате испытания интервала 1894,8- 1895,8 м был получен приток, содержащий нефть с 60 % воды, с УЭС 1,013 Ом-м, т. е. пресной.

Как обводненный при закачке следует охарактеризовать пласт в интервале 1864- 1868,5 м, при опробовании которого были подняты пробы с минерализованной водой. Это полностью подтверждает его обводненность.

Установлено, что скорость и затухание продольной волны в смесях нефти и воды, газа и воды изменяются нелинейно.

Расчеты уравнений распространения звука в средах, насыщенных двухкомпонентным флюидом, с учетом взаимодействия одного (материнского) флюида со скелетом и между флюидами выявили такую же тенденцию. Это обстоятельство может быть использовано для выделения интервалов, обводненных при закачке, на месторождениях, разработка которых ведется методом заводнения.

Интерпретация материалов, полученных в терригенных продуктивных отложениях девона ряда месторождений Татарии, показала, что уточненная методика оценки характера насыщения прослоев по затуханию амплитуды продольной волны достаточно надежна.

1. Ляховицкий Ф.М., Юдасин Л.А. Влияние порозаполнителя и пластовых условий на скорости и поглощение упругих волн в песчаниках //Физика Земли. - 1981.- № 4.- С. 43-47.
2. Механика насыщения пористых сред /В.Н. Николаевский, К.С. Басников. А.Г. Горбунов и др. - М.: Недра. - 1970.

At the late ctages of oil fields exploitation rock saturation and porosity appraisal is difficult becaus of specific resistan ceof stratal water change as a result of its mixing with pumped water. Acoustic log is one of prospective methods of rock saturation appraisal. The results of theoretical stadies on fluids mixing influence on acoustic log date are given. Examples of verified interpretation of data on dilatations waves speed and fading at flooded oil and gas fields are shown.

Примечание. b - объемная сжимаемость, s - плотность. Сp - удельная теплоемкость, c - термодинамический коэффициент взаимодействия, a - коэффициент теплового расширения, m - вязкость

Значения круговой частоты w, n*10³ Гц: 1 - 10, 2 - 20, 3 - 30, значения Кг : I - 0 , II - 0.1 III - 0.5, IV- 0.9, V - 1.0

Рис. 2 Зависимость a_S (а) и a_P (б) от коэффициента пористости Кп и коэффициента нефтенасыщения Кн.

Значения круговой частоты w , n*10³ Гц: 1 - 5. 2 - 25, 3 - 50

1 - нефтенасыщенный пласт, 2 - нефть с 60 % воды, gв= 1,013 г/см³