Акустический метод на головных волнах

При реализации AM на головных волнах в скважину помещают скважинный при- бор (рис.7.20), содержащий излучатель И1 и два приемника П1 и П2 (или два излучате- ля и один приемник). Между излучателем и приемниками располагаются акустические изоляторы, защищающие приемники от акустических волн, распространяющихся по корпусу прибора. Расстояние от излучателя до первого приемника называют длиной акустического зонда, расстояние между приемниками — его базой. Излучатель возбу- ждает в скважинной жидкости импульсы упругих колебаний, частотный спектр кото- рых лежит в диапазоне 3—50 кГц. Фронт продольной волны Р0 , возбуждаемой в жид- кости, можно приближенно считать сферическим. Достигнув стенки скважины под не-

Рис.7.20 Схема проведения аку- стического метода на головных волнах.

1 — изолятор: 2 — излучатель;

3 — приемник; 4—6— фронты волн

P0P1P0, P0SP0 и Лэмба

которым углом, волна Р0 образует две проходящие волны — продольную Р0Р1, распространяющуюся под углом γ1Р и поперечную Р0 S1, распространяю- щуюся под углом γ1S. Одновременно возникает отра- женная волна Р0Р0 .

При достижении определенного угла падения (первый критический угол γOР кр) возникает явление полного внутреннего отражения, при котором волна Р0Р1 скользит вдоль поверхности раздела сред, по- степенно затухая за счет поглощения в среде и излу- чения волн в скважину. Поскольку в этом случае γ1Р = π/2, можно на основании закона Снеллиуса за- писать v0P/v1P = sin γOР кр. Соответственно γOР кр =

= arcsin v0 /v1P. Второй критический угол γOS кр, при котором вдоль поверхности раздела начинает сколь-

зить волна P0S1, оценивают по аналогичной формуле: γOS кр = arcsin v0 /v1S . Преобладающие частоты волн Р0Р1 и Р0S1 в значительной степени обусловлены длинами отрезков l1 и l2: максимумы амплитудно- частотных характеристик приходятся на частоты, для которых половины длин волн в скважинной жидко- сти совпадают с размерами названных отрезков, по- этому преобладающая частота волны Р0Р1 больше, чем волны Р0S1.

Проходя вдоль поверхности раздела сред, вол- ны Р0Р1 и Р0S1 вызывают в жидкости продольные волны Р0Р1Р0 и Р0S1Р0. Первую из них называют го-

ловной монотипной (при ее образовании обмен энергией происходит между волнами

одного типа — продольными), вторую—головной, обменной (обмен энергией происхо- дит между волнами разного типа — Р и S). Фронты этих волн проходят через приемни- ки со скоростями v1P и v1S продольных и поперечных волн в породе. Таким образом, разница времен прохождения фронта соответствующей волны через приемники позво- ляет оценить интервальное время пробега этой волны в породе.

Фактически измеряют времена распространения волн от излучателя до первого T1P и T1S и второго T2P и T2S приемников. Их разница позволяет определить ΔTP и ΔTS. Однако из рис. 7.20 видно, что времена T1P, T1S, T2P и T2S зависят не только от времени пробега волн в породе, но и от трудно учитываемых времен их распространения в про- мывочной жидкости. Поскольку при осесимметричном расположении зонда времена эти одинаковы, применение разностной схемы, реализуемой при наличии двух прием- ников или двух излучателей, позволяет устранить названный недостаток.

Как известно, vP > vS , в связи с чем при достаточной длине зонда волновые паке- ты, соответствующие волнам Р0Р1Р0 и Р0S1Р0 , разделены во времени (рис. 7.21) и мо- гут быть проанализированы.

Наряду с головными волнами в скважине образуются волны других типов. Важ- нейшие из них — гидроволны, многократно отраженные от стенок скважины и корпуса прибора Г, и трубные волны L, иногда именуемые волнами Лэмба. Амплитуда много- кратно отраженных волн быстро падает. К тому же проходимый ими путь велик, в свя- зи с чем их можно не учитывать. Исключение составляет волна, отразившаяся под уг-

лом, равным первому критическому и, следовательно, вновь затем упавшая на стенку скважины под углом γOР кр. Порождаемая ею новая головная волна, несмотря на малую амплитуду, создает помехи на участке за основной головной волной Р0Р1Р0, затрудняя выделение первого вступления волны Р0S1Р0 .

Рис.7.21 Вид и анализ волновых картин на двух приемниках

Трубная волна возникает, если в спектре излучения имеются частоты, длина вол- ны для которых равна диаметру скважины или больше него. Фронт волн перпендику- лярен к стенке скважины, в связи с чем не происходит отражений, приводящих к поте- ре энергии, и трубная волна распространяется по скважине без значительного затуха- ния на большие расстояния. Если, однако, на пути трубной волны встречаются прони- цаемые участки, ее амплитуда падает за счет излучения энергии в окружающую среду. Это явление используют для определения проницаемых пластов.

При акустическом каротаже на головных волнах регистрируют аналоговые диа- граммы кинематических T1P, T2P, ΔTP, T1S, T2S, ΔTS и динамических параметров. Под последними понимают амплитуды волн А1P, А2P, А1S, А2S, А1L, А2L на первом и втором приемниках, а также соответствующие коэффициенты затухания. Следует учесть, что при записи только аналоговых диаграмм часть информации, заложенная в акустиче- ском сигнале, теряется.

Максимальный объем информации содержат волновые картины. Легко видеть, что, анализируя волновые картины (ВК), можно определить все кинематические и ди- намические характеристики (см. рис. 7.21). Большой объем информации может быть получен путем применения цифровых статистических и спектральных методов обра- ботки. Запись волновых картин осуществляют на специальных цифровых регистрато- рах. Зарегистрированная информация относительно легко вводится в ЭВМ. Весьма ин- формативны, наглядны и устойчивы к помехам фазокорреляционные диаграммы (ФКД), представляющие собой запись линий равных фаз (рис. 7.22). Толщина линий на современных ФКД позволяет оценить амплитуду сигнала. Анализируя такие ФКД, можно идентифицировать волны различных типов, оценить их кинематические и дина- мические параметры, расчленить (используя информацию других геофизических мето- дов) разрез по литологии, выделить проницаемые, в том числе трещиноватые породы.

При аналоговой регистрации нефтегазовые коллекторы — пористые, трещинова-

тые, кавернозные — отмечаются на диаграммах симметричными положительными аномалиями интервальных времен и особенно коэффициентов затухания. Если мощ- ность пласта h больше длины зонда L, она не влияет на полученные результаты. Грани- цы пластов по диаграммам интервального времени и коэффициентов затухания фикси- руются на расстояниях, равных половине длины базы от начала крутого подъема и спа- да кривых.

Для определения коэффициента пористости в гранулярных коллекторах исполь- зуют уравнение среднего времени (7.5). Значения ΔTЖ выбирают, исходя из типа флюида-порозаполнителя, с учетом температуры, давления и минерализации. Если

Рис.7.22 Виды записи при AM на головных волнах

часть порового пространства заполнена глинистым веществом, значения kП корректи- руют, используя данные гамма-метода или метода ПС. Характер диаграмм AM в пре- делах залежи, содержащей гранулярный коллектор газа, нефти и воды, приведен на рис. 7.23.

Трещиноватые коллекторы могут быть выделены по комплексу акустических и нейтронных методов. Они характеризуются, в частности, значительным ростом αР и αS, «перебитостью» фаз на ФКД в области поперечных волн и кажущимся занижением значения коэффициента пористости, определенного по данным нейтронных методов, по отношению к коэффициенту пористости, определенному по AM.

При разведке и разработке угольных месторождений, а так- же при решении инженерных за- дач AM в комплексе с ГГМ-П применяют для оценки деформа- ционно-упругих и прочностных свойств пород.

AM может быть реализован как в открытом стволе, так и в

Рис. 7.23 Характер диаграммы AM в пределах неф-

тегазовой залежи.

1 — плотный пласт; 2—4 — водо-, нефте- и гдзонасы-

щенные части коллектора

обсаженных скважинах. В по- следнем случае на его показания существенное влияние оказывают качество сцепления колонны с цементом и цемента с породой, что позволяет изучать техниче-

ское состояние обсадки. AM применяют также для оценки устойчивости необсаженно- го ствола. Полученные с его помощью пластовые скорости используют для интерпре- тации данных сейсморазведки.