Типы взаимодействия пластов.

ЛЕКЦИИ ПО ФИЗИКЕ ПЛАСТА.

Лекция №1.

1. Предмет, задачи и специфики дисциплины «Физика пласта».

 

Физика нефтяного и газового пласта – это прикладная наука, которая изучает физические свойства нефтегазовых пластов, их изменение под воздействием природных и технологических факторов, а также физические процессы, протекающие в нефтегазовых пластах для изыскания и обоснования эффективных технологий добычи углеводородного сырья.

На современном этапе можно видеть, что залежи нефти и газа – это всё более и более трудные объекты для извлечения. Они расположены на большой глубине, в пластах с трудной нефтеотдачей.

Непросты и методы исследования пластов. Так, крупнейшее Штокмановское месторождение в Баренцевом море было исследовано четырьмя скважинами, а ныне число скважин возрастает до 50-60 и более (например, для площади Дыш, месторождения Ключевая - Дыш понадобилось 98 скважин).

 

Нефтегазовый пласт – эксплуатационный объект, состоящий из коллектора и покрышки, экранирующей коллектор, характеризуемый высокой степенью неоднородности, сформированной в природных условиях.

Различают слоистую и литологическую неоднородность.

 

 

 

Классифицируется на:

 

 

Процессы теплопереноса в одном слое могут оказывать существенное влияние на процессы вытеснения нефти в других проницаемых слоях и, в конечном счёте, даже на эффективность теплового воздействия в целом.

 

Методы исследования характеристик пласта:

 

сейсморазведка (производится с поверхности с помощью геофизических данных, полученных при изучении особенностей прохождения волн; т.н. 3D моделирование).

геофизика (изучается керн; производится каротаж)

гидродинамические исследования

литофациальный анализ (производится по истории накопления осадков)

 

Часто используемые в наши дни компьютерные модели требуют интегральных измерений.

 

 

 

изменение пористости

 

 

Методы изучения пласта.

1.

 

 

2. Моделирование пласта (на микро и макро уровнях)

Физическое свойство – способность взаимодействовать с искусственными и природными физическими полями.

Конкретной числовой характеристикой является мера взаимодействия пласта с полями.

Действующими полями являются: гравитационное, барическое, электромагнитное, радиационное и др.

Под действием полей пласт приобретает свойство саморегуляции.

 

Технологическое свойство пласта – его реакция на технологическое воздействие. К таким свойствам относятся: буримость (скорость разбуривания), проницаемость и проч.

 

Пласт как многофазная, многокомпонентная система.

 

Нефтегазовый пласт – это сложная многопараметрическая система, насыщенная различными фазами и имеющая свойства, способные изменяться во времени.

 

Самая главная задача разработки – физическое обоснование управления процессами, протекающими в пласте. (Управление процессом разрушения природной системы).

 

Основные задачи физики пласта:

A разработка и создание принципиально новых технологий воздействия на пласт, с целью получения максимального извлечения углеводородов

A разработка новых и усовершенствование технологий, сооружение горных выработок

A изыскание методов и путей создания систем контроля за состоянием, динамикой и реализацией технологий извлечения нефти и газа из пласта.

 

Физика пласта подразумевает два аспекта:

1. фундаментальный

2. прикладной

Можно выделить следующие разделы:

@ механика нефтегазового пласта

@ акустика нефтегазового пласта

@ электродинамика нефтегазового пласта

@ физика трещиноватых и трещинно-пористых сред

@ физика закоэнизированных пород

@ физика околоскважинных зон

 

Горная порода – природный агрегат минералов неоднородного состава.

При описании нефтяного и газового пласта такого объяснения недостаточно.

Нефтяной пласт – гетерогенная, многокомпонентная, многофазная термодинамическая система.

Термодинамическая система – совокупность макроскопических материальных тел и полей, способных взаимодействовать между собой.

Благодаря термодинамическому подходу сформировалась синергетика.

Синергетика – физика процессов самоорганизации систем.

Всякое термодинамическое тело состоит из огромного числа частиц.

Полная энергия равна сумме внутренней и внешней энергий.

Внешняя энергия – это, например, потенциальная, а внутренняя – реакция на расширение газа или реакция на снижение пластового давления.

 

Лекция №2.

 

Виды гетерогенности.

 

1. Строения пласта (состоит из разных минералов).

2. Находящиеся внутри нефть и газ – т.н. фазы.

 

Тв.ф.+ж.ф.+г.ф.=пласт

 

Вода, нефть SiО₂

или газ полевой шпат

Фаза– гомогенная система.

Гомогенная система – однородная система, в которой свойства меняются плавно или совсем не изменяются.

Фазой называется гомогенная часть гетерогенной системы, которая ограничена поверхностью раздела.

Т.о. неоднородность имеет ещё и фазовый характер. Т.е. пласт – фазово-неоднородная система.

3. Внутри каждой фазы можно выделить компоненты.

Компоненты– индивидуальные вещества, состоящие из одинаковых молекул и наименьшее число этих молекул необходимо и достаточно для образования всех фаз этой системы.

Многокомпонентная система состоит из одного и более индивидуальных веществ.

 

Особенности твёрдой фазы.

1. минералогический состав твёрдой фазы

(например наличие обломков (доломиты, кварц, полевой шпат, кальцит); органической части (оолиты, мшанки, серпулы); хемогенной части (гипсы, ангидриды))

2. размер гранул (гранулометрический состав)

3. наличие пустот между гранулами (пористость)

Пористость– дефекты сплошности.

Пористость – отличительный признак (с точки зрения физики), выводящий пористость сред из физики сплошной среды.

4. структура порового пространства определяет возможность движения флюидов в пласте и характеризуется проницаемостью.

5. поры обладают большой площадью, а, значит, удельной поверхностью.

Удельная поверхность – площадь контактов между скелетом и внутрипоровым пространством.

6. механические свойства (например, нагрузка)

7. степень насыщенности пор

 

Т.о. неоднородность скелета породы характеризуется структурно-текстурной неоднородностью пласта.

Примером является наличие глинистой компоненты.

Цемент может быть карбонатный, состоящий из соли и др. минералов.

Масштабность зависит от природы компонентов фазы.

Итак, в зависимости от структуры пласта (т.е. формы и размера гранул) можно различить:

­ псефитовую (> 2 мм)

­ псамитовую (0.1 - 2 мм)

­ алевритовую (0.01 – 0.1 мм)

­ пелитовую (< 0.01 мм) структуры

Текстура указывает на слоистость, характер размещения и расположения пород, взаиморасположение и количественное соотношение цемента.

 

Выделяются разные уровни неоднородности.

 

Уровни неоднородности.

 

a Уровни атомов и ионов 0.5× 10^-4¼ 2× 10^-4 мкм

b Уровень молекул 10^-4¼ 10^-3 мкм

c Моно- и полимолекулярные слои 10^-4¼ 10^-1 мкм

d Поры, заполненные жидкостью или газом 10^-4¼ 10³ мкм

e Зёрна скелета 10^-3¼ 10⁵ мкм

f Полости выщелачивания/каверны 10²¼ 10⁷ мкм

g Прослои, линзы, включения 10³¼ 10⁷ мкм

 

 

Широкий спектр неоднородности пласта приводит к большой сложности описания. В зависимости от способа определения имеются различные материалы.

 

Различают три основных вида пород, которые могут быть коллекторами, т.е. проводящими и флюидосодержащими, и неколлекторами:

терригенные породы – это осадочные образования, сложенные терригенными минералами или обломками материнских пород (обломки + глины).

пирокластические – осадочные, обломочные породы, на 50 и более % состоящие из продуктов вулканического извержения. Могут быть коллекторами.

Непроницаемые породы – тонкие слои, имеющие подчинённое значение.

 

Пласты делятся на микропористые и макропористые. Пласты – неколлекторы содержат субкапилляры и микропоры.

 

По степени проницаемости коллекторы можно разделить на:

 

	Низкопроницаемые 0 – 0.1 Д		Среднепроницаемые 0.1 – 0.5 Д		Высокопроницаемые 0.5 Д и выше

 

Лекция №3.

 

Гранулометрический анализ.

 

Гранулометрический анализ - анализ гранул (частиц), из которых состоит пласт.

Природная дифференциация гранул.

 

Имеются эффекты разрушения пласта, например, вынос песка в скважину, а, значит, нужно знать, какие фильтры ставить.

Гранулометрический анализ проводится для определения дисперсности частиц, слагающих породу.

Гранулометрический состав – массовое содержание (количество) в породе частиц определённой крупности (размера).

По размерам гранул породы делятся как:

1) дресва (гравий, дресвяник, гравелит) – 2-10 мм;

2) песок, песчаник – 0.1-2 мм;

3) алеврит, алевролит – 0.01-0.1 мм;

4) глина, аргиллит< 0.01 мм – пелитовая структура.

 

Для оценки гранулометрического состава используются данные микроскопического, ситового и седиментационного анализа.

Данные микроскопического изучения предпочтительны, т.к. пласт сохраняет свою природную структуру.

Данные ситового и седиментационного анализа предполагают нарушения природной структуры пласта.

Т.е. пласт изначально дезинтегрируется (разрушается) на отдельные зёрна механическим путём, природная структура меняется.

В процессе дезинтеграции появляются обломки не характерные для природного состава породы (более крупные частицы).

После дезинтеграции частицы пропускают через сита разного диаметра. С помощью чего определяется количество частиц определённого размера.

Как правило используются для определения частиц размеров от 0.05 и более миллиметров.

Для этого берутся стандартные наборы сит: 10; 7; 5; 3; 2; 1; 0.5; 0.25 мм.

Все частицы, которые меньше 0.05 мм исследуются с помощью седиментационного анализа. Он основан на закономерностях осаждения частиц в водной среде. Для этого используется формула Стокса. Она справедлива для частиц правильной, шарообразной формы, размером 0.1¼ 0.01 мм. Эта формула связывает скорость осаждения с диаметром частиц и плотностью:

v=(g× d²/(18× n))× (r_п/r_ж – 1),

где d – диаметр частиц,

n - кинематическая вязкость

r_п – плотность породы

r_ж – плотность жидкости

v – скорость осаждения.

Частицы, размером менее 0.01 мм не подчиняются этому закону.

Распределение частиц по размерам описывается с помощью кривой распределения частиц.

1. Определяется суммарная масса SМ;

2. строится интегральная кривая;

 

SМ, %

 

60

 

 

10

lg d

0 d¹⁰ d⁶⁰

 

Неоднородность размеров частиц характеризуется величиной отношения d⁶⁰/d¹⁰. Где d⁶⁰ – диаметр частиц, при котором сумма масс фракции от 0 до 60%, а d¹⁰ – диаметр частиц, при котором сумма фракции рассматривается от 0 до 10 %.

 

Если мы рассматриваем однородную систему:

q> 90° q< 90°

 

Физик Слихтер предложил формулу связи коэффициента пористости с формой упаковки частиц.

_______

k_п=1 - p/(6(1-соsq)Ö 1+2× соsq)

 

если q=90° - k_п=0.476;

если q=60° - k_п=0.259

 

Применимо только для частиц равной идеальной формы.

 

Кроме размера неоднородность определяется и формой частиц.

 

Чем больше отличие частиц от идеальной геометрической фигуры, тем хуже коллекторские свойства пласта:

 

 

Есть т.н. глинистые частицы, вносящие огромный вклад в ухудшение извлечения. Частицы, размер которых < 10 мкм – это частицы, которые определяют глинистость пласта. Глина – прекрасный адсорбент, образующий связанную нефть и связанную воду.

 

Глинистость пласта.

Различают:

1. Массовую глинистость (в долях единицы)

С_гл=m_0.01/m_тв

2. Объёмную глинистость (коэффициент глинистости)

k_гл=С_гл× (1-k_п)

Важным свойством глины является взаимодействие с флюидами.

 

Окатанность.

 

Стоит упомянуть и такое определяющее неоднородность свойство как окатанность частиц.

По окатанности гранулы можно разделить на:

хорошо окатанные; полуокатанные;

 

 

 

угловатые (неокатанные);

 

 

Типы коллекторов.

 

Коллекторы делятся на

 

 

Лекция №4.

 

Лекция №5.

 

Уравнение Козени-Кармана.

 

Связь проницаемости гранулярного пласта с пористостью и с геометрией пор. (Ознакомиться в учебнике).

 

 

Обобщённый закон Дарси.

 

Q_н=(k₀× /m_н)× f_н(S)× grаd(Р_н)

Q_в=(k₀/m_в)× f_в(S)× grаd(Р_в)

 

k₀ – абсолютная проницаемость пласта.

Р_н=Р_в – Р_к, где Р_к – капиллярное давление.

Капиллярное давление свойственно системе, состоящей, по крайней мере, из трёх фаз.

Р_к=2× s× соsq/r_к,

r_к

где соsq - косинус угла смачивания;

s - поверхность натяжения. в

 

Лекция №6.

 

Модели проницаемости.

 

Модели показывают взаимосвязь проницаемости со структурой порового пространства.

 

1) Модель прямолинейных параллельных капилляров;

 

 

 

2) Модель извилистых параллельных капилляров; (согласно этой модели устроена формула Казени-Кармана).

 

 

3) Модель «капилляры с тупиковыми порами»

 

 

 

4) Серийные модели

 

5) Серийная модель из сферических полостей;

 

 

6) Модель «периодически гофрированный капилляр»;

 

 

7) Модель «пора с диффузной копировкой»

 

 

 

 

Если мы имеем модель параллельных капилляров, то расход через неё можно выразить следующим образом:

q=p× r⁴× Dр/(8× h× 1),

где r – радиус капилляров; h - вязкость; 1 – длина капилляров.

 

k=n× p× r⁴/8, т.е. проницаемость – четвёртая функция от r.

 

В модели Казени-Кармана капилляры извилисты, следовательно:

k=p× r⁴× n/(8× x),

где x - некий коэффициент – коэффициент извилистости.

 

Если функцию распределения капилляров по размерам обозначить как j(r), доля капилляров которой лежит в области от r до r+dr и оказывает вклад на проницаемость на величину dk.

dk=p× n× r4× j(r)× dr/(8× x)

Интегрируя от r до r+dr, получим:

k=n× p/(8× x)₀ò ^¥ r⁴× j(r)× dr

 

Сейчас моделирование пласта идёт по линии усложнения структуры капилляров с использованием компьютера.

 

Введём новые обозначения:

F(r)dr – доля объёма порового пространства, приходящегося на интервал от r до r+dr.

F(r) – функция распределения объёма капилляров.

Тогда:

V=n× p× r²× S× dr× 1₀× x=m× F(r)× dr× 1₀× S,

где S – площадь, 1₀ – начальная длина, x - коэффициент извилистости.

x× n× r²× j(r)× dr=m× F(r)× dr

Т.о. связь проницаемости с функцией распределения объёма по размерам можно выразить следующим образом:

k=m/(8× x²)× ₀ò ^¥ r²× F(r)× dr

Данная формула выражает связь проницаемости со структурой порового пространства, заданного как функции j(r) и F(r).

Пусть наши капилляры имеют неодинаковый радиус r, тогда графическая зависимость будет выглядеть следующим образом:

r

r(х)

dr

 

 

х

 

В этом случае выполняется следующее соотношение:

 

p× r²× dr/(₀ò ^rp× r²× dr)=F¢ (r)× dr,

где F¢ (r) – функция распределения r по длине капилляра.

Обозначим ₀ò ^rp× r²× dr=А Þ А=m× 1₀, тогда:

p× r²× x× dr=F¢ (r)× dr× m× 1₀/n,

где n – количество капилляров.

Используя закон Пуазейля, получим:

Dр=8× h× Q/(p× n)× ₀ò ^¥ dr/r⁴;

Dр=8× h× m× Q× 10/(p²× n²)× ₀ò ^¥ F¢ (r)× dr/r⁶, Þ k=p× n²/(8× m× ₀ò ^¥ F¢ (r)× dr/r⁶)

Можно видеть, что функция капиллярного давления включает в себя данные структурного строения.

 

Лекция №7.

 

Эффективные напряжения.

В реальных геологических условиях на пласт действует горное давление.

Р_г

 

Это горное давление воспринимается порами и флюидом:

 

 

s_эф

Pпл

 

Р_г=s_эф+Р_пл

 

Когда в процессе разработки происходит изменение Р_пл, происходит рост эффективных напряжений, т.к. Р_г – величина постоянная.

При равномерно напряжённом состоянии значение эффективных напряжений может быть вычислено по следующей формуле:

 

s_эф=(s₁+s₂+s₃)/3

Т.о. в процессе разработки залежи происходит изменение эффективных напряжений, что приводит к тому, что свойства пласта (например, m, kпр) оказываются не такими, как до разработки:

m=m₀× (е^{-a× sэф})

m=m₀× s^-a

k_пр=k_пр.0× е^{-b× sэф}

k_пр=k_пр.0× s^-b,

где a, b - коэффициенты, характеризующие m или k_пр.

Закон фильтрации при действии эффективных напряжений выражается формулой:

V=k(s)/m× grаds

dр=-ds_эф

Если мы имеем степенную зависимость, то закон фильтрации запишется следующим образом:

V=k× s^1-s/m× ds/dх.

В процессе разработки изменятся и закономерности фильтрации (движение флюидов).

 

Деформационная форма.

 

Большая часть пород при отсутствии высокого всестороннего давления как в условиях одноосного, так и сложного напряжённого состояния при быстром нагружении или разгрузке в большом диапазоне напряжений подчиняется закону Гука.

По мере увеличения напряжения на сжатие усиливается и деформация.

Можно приблизительно подобрать такие значения, что деформацию можно будет считать линейной.

s

 

e

Если пласт изотропен и однороден, то связь между деформациями и напряжениями запишется как:

 

e_х=1/Е× (s_х - n× (s_у+s_z))

e_у=1/Е× (s_у - n× (s_z+s_х))

e_z=1/Е× (s_z - n× (s_у+s_х))

 

sх, sу, sz – главные нормальные напряжения;

n - коэффициент Пуассона;

Е - модуль Юнга.

 

Сдвиговые деформации можно расписать как:

 

g_ху=1/G× t_ху;

g_уz=1/G× t_уz;

g_zх=1/G× t_zх.

 

G – модуль сдвига.

Связь между такими параметрами, как G, n и Е находится с помощью соотношения:

G=Е/(2× (1+n))

Упругие свойства пласта зависят от:

· минералогии;

· особенностей строения, в частности:

ü слоистого строения

 

Е₁ V₁ 1₁

Е₂ V₂ 1₂

Е₃ V₃ 1₃

При сдавливании пласта поперёк напластований его общая деформация складывается из полных деформаций всех слоёв и:

1/Е_^=SV_i/Е_i

При сдавливании пласта вдоль напластований, то направления суммируются и:

Е_II=SV_i× Е_i

Анизотропия – разница свойств Е_^ и Е_II напластований.

Т.о. выражается анизотропия деформационных свойств. Величина анизотропии характеризуется цифрами 0.7¼ 1.55. (Антрацит, глина, песчаник).

Модули упругости зависят от направления исследований.

 

ü Пористость

Относительное удлинение связано с пористостью зависимостью:

Е/Е₀=(1 - а× k_п)²

 

Минимальными значениями, связанными с модулем Юнга, как правило, обладают кварцы, а полевые шпаты и известняки – максимальным.

 

ü Предел прочности

 

Напряжение, при котором возникает разрушение пласта, называется пределом прочности.

s

s_р - линия соответствует упругой модели,

 

- пластичной.

 

e

 

Реологические модели.

 

Важным моментом в понимании деформационных свойств являются реологические модели.

Реологические модели описывают схематизированное поведение породы при деформации посредством отдельных элементов.

 

1. Модель Гука (Упругая) 2. Модель Ньютона (Вязкая)

 

Нет возрастания

деформаций поршня

 

 

 

3. Модель Кельвина-Фогта 4. Модель Максвелла (Упруго-вязкая)

/параллельная/ /последовательная/

 

5. Пластическая модель 6. Модель Бингама-Шведова

(вязкопластическая)

 

 

 

Пластическая деформация.

 

В результате переупаковки зёрен в процессе деформации происходит их поворот и проскальзывание относительно своей оси, что приводит к пластической деформации.

 

Как правило, пластическая деформация характерна упругопластическим породам, таким как глина, спрессованная порода.

 

Для того, чтобы охарактеризовать пластические свойства, используется понятие секущего модуля упругости.

 

s

 

s_сж

s_Е a

 

 

a a₁ e

 

 

Здесь: s_сж – предел прочности; s_Е – предел упругости.

 

Коэффициент пластичности определяет работу, которую нужно затратить на разрушение пластичной породы к работе на разрушение упругой породы.

k_пл=S_ОСD/S_АВО=Е/Е_деф

s А С

s_сж

 

О В D e

Пластичные свойства присущи многим породам, залегающим на глубине. Причём, чем больше глубина залегания, тем больше проявляются пластичные свойства. Кроме того, пластические свойства могут интенсифицироваться с ростом водонасыщенности.

 

Если же мы будем использовать физико-химические или волновые воздействия на пласт, то увидим следующую закономерность: например, известняки и алевролиты начнут проявлять пластичные свойства при давлениях порядка 10⁸ Па, а песчаники - 4× 10⁸ Па.

В наибольшей степени пластические деформации характерны для солей и глин.

Пластическими деформациями можно охарактеризовать, например выдавливание пласта в скважину и другие явления.

 

Лекция №8.

 

Волны Ленда.

(трубная поверхностная волна иначе называется винтовой волной).

 

v_L=v₀/Ö 1+(d₀/d)× (v₀/v_S)²,

 

Где v₀ – средняя скорость продольной волны,

d₀ – плотность жидкости в скважине.

 

Уравнение выражает скорость распространения трубной (винтовой) волны вдоль стенки скважины.

Скорость распространения волны зависит от упругих ссвойств пласта.

Зная скорость распространения, можно в первом приближении определить упругие свойства пласта:

1*. Е=d× v_р²× (3× v_S² - 4× v_р²)/(2× (v_р² - v_S²))

2*. n=v_р² - 2× v_S²/(2× (v_р² – v_S²)

3*. G=d× v_S²

4*. Модуль объёмного сжатия: k=1/b=d× (v_р² – (4/3)× v_S²)

Параметры зависимости скорости распространения упругих волн:

1) Коэффициент пористости (посмотреть через зависимость упругих свойств от пористости)

2) Зависимость от минерального состава

 

Скорость распространения в минералах колеблется а пределах:

в продольных - 2¼ 18 км/с;

в поперечных – 1.1¼ 10 км/с.

 

Максимальная скорость – в алмазе, корунде, фианите, топазе.

Низкие скорости - в самородных элементах: серебре, золоте, платине, ртути и др.

 

Высокие – в кварце, низкие – в галените.

Отсюда мы можем заключить, что самые высокие скорости наблюдаются в минералах с высокой твёрдостью.

 

На скорости в таких породах таких породах, как песчаник, известняк и т.п., оказывает влияние пористость, а не минералы.

 

Зависимость, продифференцированная по b выглядит следующим образом:

v_р

b

 

k_п

 

3) Интервальное время – время, в течение которого волна проходит определённый интервал. Оно выражается следующим образом:

t=1/v

Самое большое интервальное время фиксируется в каменной соли, максимальное – в ангидрите.

Важным обстоятельством является то, что скорость распространения волны не зависит от частоты. Но от частоты зависят затухания волны (амплитуда со временем затухает по мере удаления от источника).

Затухание обусловлено:

1) Поглощением части волновой энергии породой и трансформацией этой энергии в тепло;

2) Рассеянием акустической энергии на элементах фрагментарности (границах зёрен, порах) в различных направлениях.

Амплитуда волны падает по мере прохождения волны по следующему закону:

U=U₀× е^-qх,

где U₀ – амплитуда упругих колебаний;

U – амплитуда на расстоянии х;

q - коэффициент поглощения [1/м].

Коэффициент поглощения показывает потерю энергии по мере прохождения вглубь пласта.

Этот коэффициент зависит от свойств породы, таких как: тепловые свойства, коэффициент внутреннего трения, структура, а также частота колебания.

Для однородных тел зависимость q(w) (от частоты) записывается по закону Стокса-Кирхгофа.

 

Для однородных сред: q^, =2/3(w²× h/(v³× r)),

где w - циклическая частота;

h - коэффициент вязкости;

r - плотность среды.

w=2× p× f

Для реальных, пористых сред зависимость коэффициента поглощения от частоты носит логарифмический характер.

q=F(f)

В данном случае оказывает влияние характер насыщения. q, как функция f будет различной, в зависимости от насыщения водой, нефтью или газом.

Ф_р Ф_s

Г В

Н Н

В Г

 

 

f f

 

Для продольных и поперечных волн зависимости от характера насыщения различны и претерпевают инверсию.

 

Это происходит по следующим причинам:

· Проникновение продольных и поперечных волн в пласт различно;

Для примера возьмём водоносный пласт, то вдали от скважины будут фиксироваться продольные волны, а вблизи скважины – поперечные.

· Содержание глины в пласте оказывает существенную роль;

С ростом коэффициента глинистости растёт коэффициент поглощения.

q_{р, s}

S

 

Р

 

 

К_гл

 

· Влияет трещинноватость:

Коэффициент поглощения растёт с ростом коэффициента трещинноватости.

q_{р, s}

S

 

Р

 

 

К_тр

 

Вывод: поперечные волны более чувствительны к неоднородности пласта.

Важным моментом является логарифмический декремент затухания.

 

D=q× v/f – эта величина вводится, чтобы можно было избавиться от влияния частоты.

Соотношение D/p получило название коэффициента механических потерь;

а p/D – добротности.

 

Часто в расчётах используется удельное волновое сопротивление пласта:

Z=v× r

Этот коэффициент характеризует способность пласта отражать и преломлять упругие волны.

 

Коэффициент отражения– это отношение энергии отражённой волны к энергии падающей волны:

k₀=А₀/А=(z₁ - z₂)/(z₁+z₂),

где z- удельное волновое сопротивление

Чем больше разница волновых сопротивлений, тем больше энергии отражается.

Также больше энергии отражается, с ростом контрастности сред.

При переходе из воздуха в воду отражается более 99, 8% их энергии, а из воды в породу – до 85%.

Т.о. от коэффициента отражения зависит эффективность передачи волновой энергии в пласт.

Согласно закону Снеллиуса, угол падения и угол преломления упругой волны, проникающей в породу, находятся в определённом отношении со скоростями упругой волны в первой и второй средах, которое называется коэффициентом преломления упругой волны относительно первой фазы:

v₁/v₂=n.

 

Ввиду того что скорости волн разных типов различны, в результате прохождения ультразвукового луча в породе происходит разделение волны по направлениям на продольные и поперечные.

 

Рассмотрим вопрос зависимости распространения упругих колебаний от внутренних и внешних факторов.

Слоистое строение нефтегазового пласта приводит к различию скоростей упругих волн при прохождении вдоль и поперёк пласта, причём v_II> v_^.

Вдоль слоёв: Поперёк слоёв:

 

Если скорость будет перпендикулярна слоям:

v_^=Sv_i/u_i,

где v_i – объём i-ого слоя, u_i – скорости распространения в i-ом слое.

 

Если скорость будет параллельна слоям:

12345678910Следующая ⇒

Поделиться: