Физика нефтяного пласта

Волновые процессы в нефтегазовых пластах; параметры, влияющие на эффективность передачи волновой энергии.

Под влиянием вибраторов, работающих в скважине, в пласте распространяются продольные и поперечные упругие волны. Первый вид волн характеризуется про­дольным распространением в несцементированной породе и жидкой среде дефор­мации попеременно объемного сжатия и растяжения. В твердых телах вибраторы вызывают поперечные деформации сдвига - в виде поперечных упругих волн.
Несцементированные пески обладают слабым внутренним трением и оказывают небольшое сопротивление сдвиговым усилиям. Поэтому в них, как и в жидкой среде, возникают только продольные волны. Скорость распространения упругих волн практически не зависит от их частоты. С ростом модуля Юнга Е скорости продольных и поперечных волн увеличиваются. Возрастание коэффициента Пуассона сопровождается ростом скорости продольных волн и уменьшением скорости поперечных. Поэтому скорость упругих волн в порис­тых породах значительно меньше, чем в плотных. Интенсивность упругих волн по мере их распространения в пласте уменьшается вследствие рассеивания их энергии в разных направлениях в зонах неоднородного строения и расхода на преодоление сил трения частиц в процессе деформации пород.
Амплитуда упругих колебаний А=А₀е^-Θх, где А-текущая амплитуда колебаний, А₀-начальная амплитуда колебаний, Θ-коэффициент поглощения, расстояние от источника излучения.
Коэффициент поглощения зависит от упругих характеристик породы и частоты колебаний. С увеличением пористости пород Θ возрастает.
Произведение плотности пород на скорость упругой волны принято называть удельным волновым сопротивлением z = ρν (удельным акусти­ческим импедансом). Эта величина связана со способностью материала горных пород отражать и преломлять упругие волны.
Отражение и преломление волн при воз­буждении колебательных процессов в скважинах наблюдаются при переходе упругой волны из жидкой среды, заполняющей скважину, в пласт и далее на границах пористых сред с различными акустическими свойствами. Коэффициентом отражения принято называть отношение Кот≈ Эо/Эп, где Эп и Э₀ - соответственно энергия падающей и отраженной волн. С увеличением разницы в волновых сопротивлениях двух сред z₁ и z₂ возрастает в коэффициент отражения
Кот={(z₁-z₂)/(z₁+z₂)}2
Волновые свойства нефтегазовых пластов.
Упругие колебания – процесс распространения в породе знакопеременных упругих деформаций.
v₂₂U=₂U/t₂,
где v – скорость распространения упругих колебаний,
U – упругое смещение.
По частоте упругие колебания подразделяются на:

• 
  инфразвуковые до 20Гц;
  
• 
  гиперзвуковые > 1010Гц;
  
• 
  звуковые от 20 до 20000 Гц;
  
• 
  ультразвуковые >20000Гц;
  

Эти колебания, как и сейсмический диапазон частот, используются в нефтегазовом деле.
Сейсмические колебания быстро затухают, но распространяются на длительное расстояние от центра.
Деформации бывают продольные поперечные и сдвиговые, в соответствии с этим, волны делятся на:
продольные – характеризуются продольными деформациями попеременного сжатия и растяжения (свойственны газу, воде, нефти и др.)
поперечные – связаны с деформацией сдвига (характерны для твёрдой фазы, т.к. для жидкостей и газов сопротивления сдвигу не существует).
Оба типа волн распространяются по всему объёму пласта и поэтому называются объёмными.
Кроме объёмных волн, существуют волны, связанные с поверхностями раздела – это поверхностные волны. В них движения частиц происходят неравномерно и по разным направлениям.
Если движение происходит в горизонтальной плоскости, то образуются волны, именуемые волнами Лява. Эти поверхностные волны присущи только для твёрдых тел.
Для горных пород, если известны коэффициенты, такие как модуль Юнга и коэффициент Пуассона: v_р=3(1-)/((1+)) - (продольные)
где  - коэффициент сжимаемости,
 - плотность
v_S=3(1-2)/(2(1+))=G/ - (поперечные)
где G – модуль сдвига,  - плотность.
Скорость распространения волны зависит от упругих ссвойств пласта.
Параметры зависимости скорости распространения упругих волн:
Коэффициент пористости (посмотреть через зависимость упругих свойств от пористости)
Зависимость от минерального состава
На скорости в таких породах, как песчаник, известняк и т.п., оказывает влияние пористость, а не минералы.
Интервальное время – время, в течение которого волна проходит определённый интервал. Оно выражается следующим образом:
=1/v
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:

• 
  Поглощением части волновой энергии породой и трансформацией этой энергии в тепло;
  
• 
  Рассеянием акустической энергии на элементах фрагментарности (границах зёрен, порах) в различных направлениях.
  

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;
  
• 
  Содержание глины в пласте оказывает существенную роль;
  
• 
  С ростом коэффициента глинистости растёт коэффициент поглощения.
  
• 
  Влияет трещиноватость.
  

Вывод: поперечные волны более чувствительны к неоднородности пласта.
Слоистое строение нефтегазового пласта приводит к различию скоростей упругих волн при прохождении вдоль и поперёк пласта, причём vII>v .
Также оказывают влияние такие факторы как:
Размер зёрен (чем больше объём, тем выше соотношение d60/d10, тем ниже скорость; для тонкозернистых пород скорость выше)
Рыхлые породы практически слабо оказывают сопротивление сдвигу vр>vs.
Вид пористости: гранулярные, трещинные или трещинно-кавернозные.
Пласт, на который производят воздействие имеет собственные частоты, которые имеют минимальные коэффициенты поглощения.
На частотах w: 7, 12, 15, 25 Гц – возникает эффективная энергия воздействия на пласт. Эта энергия передаётся на километры.
Если энергия передаётся с поверхности, то, подбирая коэффициенты поглощения (w), можно подобрать минимальную потерю энергии.

19.