RU2025747C1 - Method to determine rheological properties of liquid/solid media - Google Patents

Method to determine rheological properties of liquid/solid media Download PDF

Info

Publication number
RU2025747C1
RU2025747C1 SU904853201A SU4853201A RU2025747C1 RU 2025747 C1 RU2025747 C1 RU 2025747C1 SU 904853201 A SU904853201 A SU 904853201A SU 4853201 A SU4853201 A SU 4853201A RU 2025747 C1 RU2025747 C1 RU 2025747C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
longitudinal wave
well
component
waves
dynamic
Prior art date
Application number
SU904853201A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Валентин Александрович Бригиневич
Ua]
Original Assignee
Валентин Александрович Бригиневич
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Валентин Александрович Бригиневич filed Critical Валентин Александрович Бригиневич
Priority to SU904853201A priority Critical patent/RU2025747C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2025747C1 publication Critical patent/RU2025747C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: seismic methods of searching and prospecting oil and gas fields. SUBSTANCE: plane longitudinal wave is generated in near-field area of a well. Dynamic characteristics of transmitting seismic waves are recorded by shear and stress receivers with one receiver oriented along normal toward plane front of the longitudinal wave. Then digital processing and interpretation of dynamic characteristics of longitudinal waves are performed taking into account obtained kinematic characteristics of transmitting longitudinal and cross waves. For the purpose, monotype time signals are selected first from all recorded in the well components of transmitting longitudinal wave by means of point-by-point subtracting shear or stress tangential X,Y-component from axial Z-component. Then recalculation of integral dynamic parameters of monotype time signals and kinematic characteristics into differential ones (stratum) with further determining (λ,μ) elastic moduli, (λ*,n) coefficients of dynamic viscosity, as well as parameters of longitudinal wave absorption for each point of receiving along well shaft. EFFECT: reliable method to find oil and gas fields. 4 dwg

Description

Изобретение относится к сейсмическим методам поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений по комплексу волн различных типов, в частности для изучения стратиграфических, литологических и петрофизических характеристик горных пород трехкомпонентными наблюдениями при вертикальном профилировании скважины (ЗК-ВСП). The invention relates to seismic methods for searching and exploration of oil and gas fields by a complex of waves of various types, in particular for studying the stratigraphic, lithological and petrophysical characteristics of rocks with three-component observations in vertical well profiling (ZK-VSP).

Известен способ волнового излучения реологических свойств жидких сред, в частности определения значений модулей упругости и коэффициентов динамической вязкости [1]. Он основан на акустическом прозвучивании жидких сред и заключается в возбуждении продольных волн и регистрации колебательных процессов, связанных с их прохождением в жидкости, датчиками давления. Путем обработки амплитуд вычисляются коэффициенты поглощения затухающих колебаний с использованием известных скорости прохождения продольной волны и плотности жидкости, из которых затем определяют суммарные значения коэффициентов объемной и сдвиговой вязкости, а также модуль объемной упругости. A known method of wave radiation of the rheological properties of liquid media, in particular, determining the values of the elastic moduli and dynamic viscosity coefficients [1]. It is based on the acoustic sounding of liquid media and consists in the excitation of longitudinal waves and registration of vibrational processes associated with their passage in a liquid, by pressure sensors. By processing the amplitudes, the absorption coefficients of the damped oscillations are calculated using the known longitudinal wave velocity and fluid density, from which the total values of the bulk and shear viscosity coefficients, as well as the bulk modulus, are then determined.

Недостатком данного способа является то, что на основе упрощенной модели Навье-Стокса получают только суммарные характеристики реологических параметров, тогда как для нахождения коэффициента объемной вязкости требуется дополнительное определение коэффициента сдвиговой вязкости жидкости вискозиметрическим методом. В связи с этим данный способ не может быть применен для определения вязкоупругих параметров твердой среды. The disadvantage of this method is that based on the simplified Navier-Stokes model, only the total characteristics of the rheological parameters are obtained, while to find the coefficient of bulk viscosity, an additional determination of the shear viscosity coefficient of the liquid by the viscometric method is required. In this regard, this method cannot be applied to determine the viscoelastic parameters of a solid medium.

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является способ определения реологических свойств твердожидких сред, основанный на возбуждении сейсмических волн наземными источниками при вертикальном сейсмическом профилировании скважины с регистрацией проходящих волн трехкомпонентными взаимно ортогональными приемниками смещений или напряжений, включающий обработку кинематических характеристик волнового поля для определения модулей λ, μ (коэффициентов Ламе) и других параметров упругости горных пород в околоскважинном пространстве [1]. The closest in technical essence to the invention is a method for determining the rheological properties of solid-liquid media, based on the excitation of seismic waves by ground sources during vertical seismic profiling of a well with the registration of transmitted waves by three-component mutually orthogonal detectors of displacements or stresses, including processing the kinematic characteristics of the wave field to determine the modules λ, μ (Lame coefficients) and other parameters of rock elasticity in the near-well borehole space [1].

Недостатком указанного способа является то, что на основе использования упрощенной модели идеальной упругости, неадекватной процессам динамического деформирования горных пород, когда только качественно используются динамические характеристики сейсмических волн, невозможно определить изменения реологических свойств горных пород по глубине скважины. The disadvantage of this method is that based on the use of a simplified model of ideal elasticity, inadequate to the processes of dynamic deformation of rocks, when only the dynamic characteristics of seismic waves are used qualitatively, it is impossible to determine changes in the rheological properties of rocks along the depth of the well.

Целью изобретения является повышение достоверности информации о физико-механическом состоянии среды и расширение диапазона измеряемых параметров путем раздельного определения коэффициентов объемной и сдвиговой динамической вязкости горных пород в условиях их естественного залегания. The aim of the invention is to increase the reliability of information about the physical and mechanical state of the medium and expand the range of measured parameters by separately determining the coefficients of volumetric and shear dynamic viscosity of rocks in conditions of their natural occurrence.

Цель достигается тем, что в околоскважинном пространстве формируют плоскую продольную волну, посредством приемников смещения или напряжения регистрируют динамические характеристики проходящих сейсмических волн, при этом один из приемников ориентируют по нормали к плоскому фронту продольной волны, затем с учетом полученных кинематических характеристик проходящих продольных и поперечных волн производят цифровую обработку и интерпретацию динамических характеристик продольных волн, для чего вначале производят выделение из зарегистрированных в скважине компонентов проходящей продольной волны монотипных временных сигналов путем поточечного вычитания из осевой составляющей (Z-компоненты) тангенциальной составляющей (X,Y-компоненты) смещений или напряжений с весовым множителем, учитывающим действие ствола скважины, после чего по прогнозируемым зависимостям последовательно производят количественные оценки интегральных динамических параметров монотипных временных сигналов для каждой точки приема и выделенной составляющей плоской продольной волны вдоль ствола скважины, затем по известным аналитическим зависимостям производится пересчет интегральных динамических параметров монотипных временных сигналов и кинематических характеристик в дифференциальные (пластовые) с последующим определением таких физико-механических параметров горных пород, как упругие модули (λ,μ), коэффициенты динамической вязкости (λ*,η), а также параметры поглощения продольной волны - парные коэффициенты и декременты поглощения, добротности для каждой точки приема вдоль ствола скважины. The goal is achieved in that a plane longitudinal wave is formed in the borehole space, dynamic characteristics of transmitted seismic waves are recorded by bias or voltage detectors, while one of the receivers is oriented normal to the plane front of the longitudinal wave, and then, taking into account the obtained kinematic characteristics of the transmitted longitudinal and transverse waves digitally process and interpret the dynamic characteristics of longitudinal waves, for which they first make the allocation from the register the components of the transmitted longitudinal wave of monotypic time signals that are generated in the borehole by pointwise subtracting from the axial component (Z-component) of the tangential component (X, Y-component) of the displacements or stresses with a weight factor that takes into account the action of the borehole, and then quantitatively estimates of the integral dynamic parameters of monotypic time signals for each receiving point and the selected component of a plane longitudinal wave along the barrel azhins, then, according to known analytical dependences, the integral dynamic parameters of monotypic time signals and kinematic characteristics are converted into differential (reservoir) ones with the subsequent determination of such physical and mechanical parameters of rocks as elastic modules (λ, μ), dynamic viscosity coefficients (λ *, η), as well as longitudinal wave absorption parameters — paired coefficients and decrements of absorption, quality factor for each receiving point along the wellbore.

Способ реализуется на основе реологической модели, объединяющей для изотермического случая деформирования физико-механические свойства упругости и вязкого течения твердожидкой среды. При этом двойственный характер деформирования состоит в том, что при действии равноосных напряжений жидкоподобная составляющая модели отвечает реологическим свойствам пористотекучего элемента среды, состояние которого описывается уравнением для объемных деформаций, удовлетворяющим телу Кельвина-Фойгта, тогда как при действии одноосного напряжения жесткоподобная составляющая модели идентична реологическим свойствам трещиновато-хрупкого элемента среды, состояние которого описывается уравнением для простого сдвига, удовлетворяющим телу Максвелла. Комбинированная модель деформирования вязкоупругой среды задается уравнениями, которые для прямоугольной системы координат (Х1, Х2, Х3) характеризуют напряженно-деформированное состояние: σ1 > σ2=> σ

Figure 00000001
σ12 = σ23 = σ31 = 0; ε1≠ 0; ε2=ε3 = 0, где σ1,2,3 - нормальные напряжения; ε1,2,3 - линейные деформации, образуемые в указанной среде плоской продольной волной, и в операторной записи имеют вид
σ1=
Figure 00000002
+λ*
Figure 00000003
+
Figure 00000004
Figure 00000005
; (1)
σ2,3=
Figure 00000006
+λ*
Figure 00000007
, (2) где λ=λ(x1),μ=μ(x1) - упругие модули сжатия и сдвига;
λ*=λ*(x1),η=η(x1) - коэффициента объемной и сдвиговой вязкости соответственно. Из уравнений состояния (1,2) с учетом уравнения движения
Figure 00000008
= ρ
Figure 00000009
, где ρ= ρ(x1) - плотность, находятся уравнения для бегущей в направлении оси ОХ1 плоской продольной волны смещений:
Figure 00000010
U1= V
Figure 00000011
+
Figure 00000012
Figure 00000013
U1; (3)
Figure 00000014
Figure 00000015
+ λ*
Figure 00000016
+ λ
Figure 00000017
U2,3 = 0, (4) где U1,2,3 - смещения; Vp = Vp(x1) =
Figure 00000018
- локальная скорость продольной волны; ωo=
Figure 00000019
·
Figure 00000020
- круговая частота собственных колебаний; α =
Figure 00000021
- сдвиговый коэффициент затухания; β =
Figure 00000022
- объемный коэффициент затухания.The method is implemented on the basis of a rheological model that combines the physicomechanical properties of elasticity and viscous flow of a solid-liquid medium for the isothermal case of deformation. The dual nature of the deformation is that under the action of equiaxial stresses, the liquid-like component of the model corresponds to the rheological properties of the porous fluid element of the medium, the state of which is described by the equation for volumetric deformations satisfying the Kelvin-Voigt body, while under uniaxial stress, the rigid-like component of the model is identical to the rheological properties fractured-brittle element of the medium, the state of which is described by the equation for a simple shear, satisfying their body to Maxwell. The combined model of deformation of a viscoelastic medium is given by equations that, for a rectangular coordinate system (X 1 , X 2 , X 3 ) characterize the stress-strain state: σ 1 > σ 2 => σ
Figure 00000001
σ 12 = σ 23 = σ 31 = 0; ε 1 ≠ 0; ε 2 = ε 3 = 0, where σ 1,2,3 are normal stresses; ε 1,2,3 - linear strains formed in the specified medium by a plane longitudinal wave, and in the operator record have the form
σ 1 =
Figure 00000002
+ λ *
Figure 00000003
+
Figure 00000004
Figure 00000005
; (1)
σ 2,3 =
Figure 00000006
+ λ *
Figure 00000007
, (2) where λ = λ (x 1 ), μ = μ (x 1 ) are the elastic moduli of compression and shear;
λ * = λ * ( x 1 ), η = η (x 1 ) are the volume and shear viscosity coefficients, respectively. From the equations of state (1.2), taking into account the equation of motion
Figure 00000008
= ρ
Figure 00000009
, where ρ = ρ (x 1 ) is the density, we find the equations for a plane longitudinal displacement wave traveling in the direction of axis OX 1 :
Figure 00000010
U 1 = V
Figure 00000011
+
Figure 00000012
Figure 00000013
U 1 ; (3)
Figure 00000014
Figure 00000015
+ λ *
Figure 00000016
+ λ
Figure 00000017
U 2,3 = 0, (4) where U 1,2,3 are the displacements; V p = V p (x 1 ) =
Figure 00000018
- local velocity of the longitudinal wave; ω o =
Figure 00000019
·
Figure 00000020
- circular frequency of natural vibrations; α =
Figure 00000021
- shear attenuation coefficient; β =
Figure 00000022
- volume attenuation coefficient.

В рамках корректной постановки нестационарной смешанной задачи на излучение при неоднородных начальных и однородных граничных условиях импедансного типа, удовлетворяющихся при Х1 > 0 на плоском фронте прямой волны, а также при выполнении условия излучения на бесконечности методом Фурье находятся решения уравнений (3, 4):

Figure 00000023
Figure 00000024
(
Figure 00000025
где Ао}C const;
ω=(ωo 2-α2)1/2 - круговая частота затухающих колебаний;
βo =
Figure 00000026
;
Bo =
Figure 00000027
- амплитуды;
φo = - arctg
Figure 00000028
- начальная фаза;
kp= kp(x1) =
Figure 00000029
- локальное волновое число;.Within the framework of the correct formulation of the unsteady mixed radiation problem under inhomogeneous initial and homogeneous boundary conditions of the impedance type, which are satisfied for X 1 > 0 on the plane front of the direct wave, and also when the radiation condition is fulfilled at infinity, the solutions of equations (3, 4) are found:
Figure 00000023
Figure 00000024
(
Figure 00000025
where A o } C const;
ω = (ω o 2 -α 2 ) 1/2 is the circular frequency of the damped oscillations;
β o =
Figure 00000026
;
B o =
Figure 00000027
- amplitudes;
φ o = - arctg
Figure 00000028
- initial phase;
k p = k p (x 1 ) =
Figure 00000029
- local wave number ;.

kλ = kλ(x1) =

Figure 00000030
- коэффициент поглощения;
Vλ = Vλ(x1) =
Figure 00000031

i - мнимая единица.k λ = k λ (x 1 ) =
Figure 00000030
- absorption coefficient;
V λ = V λ (x 1 ) =
Figure 00000031

i is the imaginary unit.

Учитывая затем вид решений (5, 6), где параметры временно-зависимого множителя U1,2,3(t) постоянны, а параметры пространственно-зависимого сомножителя U1,2,3(X1) непрерывно изменяются в зависимости от Х1, представим раздельно соответствующие функции Грина (импульсную характеристику) с переменными (to - t) и (Х0 - Х1), где to > t > 0, X0 > X1 > 0, в виде

Figure 00000032
Figure 00000033
Figure 00000034
Figure 00000035
Figure 00000036
(7)
Figure 00000037
Figure 00000038
(8)
Согласно заданным условиям распространение плоской продольной волны в сплошной вертикально-неоднородной среде сопровождается таким напряженно-деформированным состоянием последней, короче вполне однозначно характеризуется уравнениями (3, 4. Но наличие в указанной среде цилиндрической скважины, являющейся концентратором напряжений и деформаций, ось которой нормально ориентирована по отношению к плоскому фронту проходящей продольной волны, а также особенности технических условий приема колебаний в скважине требуют переформулировки решений (7, 8) для осесимметричной системы координат (Z, r, φ) и соответствующих условий приема. Указанная задача для рассматриваемого случая напряженно-деформированного состояния среды при наличии в ней скважины имеет строгое решение, согласно которому можно положить для осевой (продольной) составляющей Uz =
Figure 00000039
, тангенциальной (поперечной) составляющей Uφ = 2
Figure 00000040
и радиальной составляющей Ur = 0, если наблюдения осуществляются в произвольной точке z > 0 вдоль ствола скважины.Then, taking into account the type of solutions (5, 6), where the parameters of the time-dependent factor U 1,2,3 (t) are constant, and the parameters of the space-dependent factor U 1,2,3 (X 1 ) are constantly changing depending on X 1 , we present separately the corresponding Green functions (impulse response) with variables (t o - t) and (X 0 - X 1 ), where t o >t> 0, X 0 > X 1 > 0, in the form
Figure 00000032
Figure 00000033
Figure 00000034
Figure 00000035
Figure 00000036
(7)
Figure 00000037
Figure 00000038
(8)
According to the given conditions, the propagation of a plane longitudinal wave in a continuous vertically inhomogeneous medium is accompanied by such a stress-strain state of the latter, in short it is quite unambiguously characterized by equations (3, 4. But the presence of a cylindrical well in this medium, which is a stress and strain concentrator, whose axis is normally oriented along with respect to the plane front of the transmitted longitudinal wave, as well as the features of the technical conditions for receiving vibrations in the well, they need reformulation solutions (7, 8) for an axisymmetric coordinate system (Z, r, φ) and corresponding reception conditions.The indicated problem for the case under consideration of the stress-strain state of the medium in the presence of a well in it has a strict solution according to which it can be set for axial (longitudinal) component U z =
Figure 00000039
, tangential (transverse) component U φ = 2
Figure 00000040
and the radial component U r = 0, if observations are made at an arbitrary point z> 0 along the wellbore.

Однако прохождение физическим сигналом приемников и регистрирующей аппаратуры, а также фильтрующие свойства многослойной вязкоупругой толщи горных пород, которые пересекает скважина, приводят к регулярным искажениям динамических характеристик сигнала, что возможно прогнозировать на основе теории линейной фильтрации, например, выбрав обобщенную импульсную характеристику искажающей системы в виде
S(t) = tPe-ht sin(not), (9) где S(t) = 0 при |t| > T:T - ограниченный временной интервал изменения S(t);
h - коэффициент затухания;
no - круговая частота колебаний системы;
p ≥ 0.However, the passage by a physical signal of receivers and recording equipment, as well as the filtering properties of the multilayer viscoelastic rock mass that the well crosses, lead to regular distortions of the dynamic characteristics of the signal, which can be predicted based on the theory of linear filtering, for example, by choosing the generalized impulse response of the distorting system in the form
S (t) = t P e -ht sin (n o t), (9) where S (t) = 0 for | t | > T: T is the limited time interval for changing S (t);
h is the attenuation coefficient;
n o is the circular frequency of oscillations of the system;
p ≥ 0.

В результате на выходе регистрирующего устройства при выполнении требований взаимной ортогональности приема требуемых составляющих колебаний для произвольной точки z > 0 по глубине скважины имеем

Figure 00000041
Figure 00000042

где А = А(h,β ,t); B=B(h, α,no, ω,t) - амплитудные множители;
φo I - начальная фаза.As a result, at the output of the recording device when meeting the requirements of mutual orthogonality of receiving the required oscillation components for an arbitrary point z> 0 along the well depth, we have
Figure 00000041
Figure 00000042

where A = A (h, β, t); B = B (h, α, n o , ω, t) are the amplitude factors;
φ o I is the initial phase.

Из выражения (10) следует, что временной сигнал Uz(t), формируемый проходящей волной во внутренних точках вязкоупругой твердой среды и регистрируемый на осевой составляющей в скважине, представляет собой наложение двух затухающих колебательных процессов U'(t) и U''(t), совпадающих между собой по форме, но различающихся по амплитуде, временному сдвигу, полярности, частоте и коэффициентам затухания. В то же время сигнал Uφ(t), регистрируемый в той же точке скважины на тангенциальной составляющей согласно выражению (11), характеризуется только одним затухающим колебательным процессом 2U''(t). Отсюда становится возможным выделение монотипных временных сигналов U'(t) и U''(t) для каждой точки приема путем поточечного вычитания из зарегистрированных осевой составляющей (Z-компоненты), тангенциальной составляющей (Х, Y-компоненты) смещений с весовым множителем согласно формуле U′(t) = Uz(t) -

Figure 00000043
Uφ(t) , тогда как U″(t) =
Figure 00000044
Uφ(t) .From the expression (10), it follows that the time signal U z (t), generated by the transmitted wave at the internal points of the viscoelastic solid medium and recorded on the axial component in the well, is an overlap of two damped oscillatory processes U '(t) and U''( t), which coincide in shape, but differ in amplitude, temporal shift, polarity, frequency and attenuation coefficients. At the same time, the signal U φ (t), recorded at the same point in the well on the tangential component according to expression (11), is characterized by only one damped oscillatory process 2U '' (t). From this it becomes possible to extract monotypic time signals U '(t) and U''(t) for each receiving point by pointwise subtraction from the recorded axial component (Z-component), tangential component (X, Y-component) of the displacements with a weight factor according to formula U ′ (t) = U z (t) -
Figure 00000043
U φ (t), while U ″ (t) =
Figure 00000044
U φ (t).

После выделения монотипных временных сигналов U'(t) и U''(t), динамические параметры которых соответственно определяются реологическими свойствами пористо-текучего и трещиновато-хрупкого элементов среды, заполняющей околоскважинное пространство, по прогнозируемым зависимостям на основе теории комплексного сигнала и метода наименьших квадратов производят количественные оценки интегральных динамических параметров α,βo,ω,ωoиβ и монолитных временных сигналов для каждой точки приема и выделенной составляющей UI(t), UII(t) плоской продольной волны вдоль ствола скважины одновременно.After isolating the monotypic time signals U '(t) and U''(t), the dynamic parameters of which are respectively determined by the rheological properties of the porous-fluid and fractured-brittle elements of the medium filling the near-wellbore space, according to the predicted dependencies based on the theory of a complex signal and the least squares produce quantitative evaluation integral dynamic parameters α, β o, ω, ω o and iβ monolithic timing signals for each receiving point and the selected component U I (t), U II (t) longitudinally flat waves along the borehole at the same time.

Полученные сейсмограммы 3К-ВСП для проходящих продольных и поперечных (обменных) волн подвергают цифровой обработке и интерпретации по кинематическим характеристикам с определением интервальных значений Vр,s, которые при известных плотностях ρ могут быть пересчитаны в пластовые значения модулей упругости (коэффициентов Ламе): λ= ρ(Vp 2-2Vs 2),μ=ρVs 2, где Vp,s - скорости продольной и поперечной волн определяются известными приемами по данным многоволновых скважинных наблюдений, а значения плотности ρ привлекаются из промыслово-геофизических данных (ГГК-П). Затем по известным (10, 11) аналитическим зависимостям производят пересчет интегральных динамических параметров монотипных временных сигналов в дифференциальные (пластовые), из которых с учетом определенных ранее значений λ,μ вычисляются эффективные значения коэффициентов динамической вязкости по формулам λ*=

Figure 00000045
; η =
Figure 00000046
. Одновременно для фиксированной частоты
Figure 00000047
в пределах ограниченной частотной полосы
Figure 00000048
≅ ωo для гармонических компонент продольной волны из тех же данных (но без привлечения амплитуд) определяются для каждой точки приема интервальные коэффициенты поглощения:
Figure 00000049
(
Figure 00000050
) =
Figure 00000051
,
Figure 00000052
(
Figure 00000053
) =
Figure 00000054
декременты поглощения U′(
Figure 00000055
) =
Figure 00000056
, U″(
Figure 00000057
) =
Figure 00000058
и добротности Q′ =
Figure 00000059
, Q″ =
Figure 00000060
. .The obtained 3K-VSP seismograms for transmitted longitudinal and transverse (exchange) waves are subjected to digital processing and interpretation according to kinematic characteristics with determination of interval values of V p, s , which at known densities ρ can be converted into reservoir values of elastic moduli (Lamé coefficients): λ = ρ (V p 2 2 -2V s), μ = ρV s 2, where V p, s - velocity of longitudinal and shear waves are determined according to known methods multiwavelength downhole observations, and the density ρ values drawn from geophysical Data (GGL). Then, using the known (10, 11) analytical dependences, the integral dynamic parameters of monotypic time signals are recalculated into differential (formation) signals, from which, taking into account the previously determined values of λ, μ, the effective values of the dynamic viscosity coefficients are calculated by the formulas λ * =
Figure 00000045
; η =
Figure 00000046
. At the same time for a fixed frequency
Figure 00000047
within a limited frequency band
Figure 00000048
≅ ω o for harmonic components of a longitudinal wave from the same data (but without involving amplitudes), for each receiving point, the interval absorption coefficients are determined:
Figure 00000049
(
Figure 00000050
) =
Figure 00000051
,
Figure 00000052
(
Figure 00000053
) =
Figure 00000054
absorption decrements U ′ (
Figure 00000055
) =
Figure 00000056
, U ″ (
Figure 00000057
) =
Figure 00000058
and Q factor Q ′ =
Figure 00000059
, Q ″ =
Figure 00000060
. .

Способ реализуется следующим образом. В изучаемую скважину с помощью лебедки на многожильном трос-кабеле опускают многокомпонентное приемное устройство, состоящее из специально ориентированных датчиков смещений или напряжений, прижимаемых к стенке скважины в точке наблюдения. The method is implemented as follows. A multicomponent receiving device consisting of specially oriented displacement or stress sensors pressed against the borehole wall at the observation point is lowered into the well under study using a winch on a multicore cable cable.

С помощью наземных источников возбуждений формируют плоские продольные волны, которые принимаются скважинным устройством и регистрируются на магнитном носителе. Using ground-based sources of excitation, plane longitudinal waves are generated, which are received by the downhole device and are recorded on a magnetic carrier.

В качестве приемников используются стандартные сейсмоприемники, обеспечивающие неискаженную запись динамических и кинематических характеристик сейсмических волн в скважине. As receivers, standard seismic receivers are used that provide undistorted recording of the dynamic and kinematic characteristics of seismic waves in the well.

В качестве иллюстрации на фигурах представлен пример выделения монотипных временных сигналов из интерференционного процесса после цифровой обработки сейсмозаписей проходящей продольной волны, зарегистрированных в одной из точек, ориентированными в пространстве и прижатыми к стенке скважины сейсмоприемниками смещений, когда продольная плоская волна возбуждалась в вязкоупругой твердожидкой среде (суглинок) взрывами детонаторов. В том числе на фиг. 1 представлена экспериментальная запись Uz(t) для осевой составляющей (Z-компонента); на фиг.2 - аналогичная запись Uφ(t) для тангенциальной составляющей (Х, Y-компонента) нормальных смещений. Результаты выделения монотипных временных сигналов U′, ′′(t) из интерференционного процесса Uz(t) приводятся на фиг.3,4.As an illustration, the figures show an example of separating monotypic time signals from the interference process after digitally processing seismic records of a transmitted longitudinal wave recorded at one of the points oriented in space and biased by seismic receivers pressed against the borehole wall when a longitudinal plane wave was excited in a viscoelastic solid-fluid medium (loam ) detonator explosions. Including in FIG. 1 shows an experimental record of U z (t) for the axial component (Z-component); figure 2 is a similar notation U φ (t) for the tangential component (X, Y component) of normal displacements. The results of extracting monotypic time signals U ′ , ′ ′ (t) from the interference process U z (t) are shown in Fig. 3.4.

После цифровой обработки сейсмозаписей и интерпретации кинематических и динамических параметров монотипных временных сигналов получены следующие величины: Vp = 450 м/с; Vs = 245 м/c; ρ = 1,8x103кг/м3; λ+2μ = 3,64 . 108 Па; μ = 1,08x108; no = 2 π 103 р.с-1; no + ω = 2 π . 112 с-1; р = 2; h + βo = 778 с-1; h + α = 1058 с-1; ω = =2π 9р с-1; α-βo= 280 с-1;

Figure 00000061
=
Figure 00000062
= 1,42; α =947 с-1; βo = 667 с-1; ω = 2 πx151 р.с-1; β = 1349 с-1; λ* = 2,7 105 Па с; η = 5,7 104 Па с; h = 498 с-1. При
Figure 00000063
= 2 π 9р.с-1 имеем α′(
Figure 00000064
) = 8,9 10-2м-1; α″(
Figure 00000065
) = 12,5x10-2 м-1; v'((
Figure 00000066
)) = 0,05; v''((
Figure 00000067
)) = 0,04; Q' = 0,7; Q ''= 0,5. Из полученных данных следует, что для глинистых пород наиболее представительными можно считать такие реологические свойства твердожидкой среды, как эффективные значения коэффициентов динамической вязкости.After digital processing of seismic records and interpretation of kinematic and dynamic parameters of monotypic time signals, the following values were obtained: V p = 450 m / s; V s = 245 m / s; ρ = 1.8x10 3 kg / m 3 ; λ + 2μ = 3.64 . 10 8 Pa; μ = 1.08x10 8 ; n o = 2 π 103 s.p. -1 ; n o + ω = 2 π . 112 s -1 ; p is 2; h + β o = 778 s -1 ; h + α = 1058 s -1 ; ω = 2π 9p s -1 ; α-β o = 280 s -1 ;
Figure 00000061
=
Figure 00000062
= 1.42; α = 947 s -1 ; β o = 667 s -1 ; ω = 2 πx151 s.p. -1 ; β = 1349 s -1 ; λ * = 2.7 10 5 Pa s; η = 5.7 10 4 Pa s; h = 498 s -1 . At
Figure 00000063
= 2 π 9 p.s -1 we have α ′ (
Figure 00000064
) = 8.9 10 -2 m -1 ; α ″ (
Figure 00000065
) = 12.5x10 -2 m -1 ; v '((
Figure 00000066
)) = 0.05; v '' ((
Figure 00000067
)) = 0.04; Q '= 0.7; Q '' = 0.5. From the data obtained it follows that for clay rocks, the most representative can be considered such rheological properties of a solid-liquid medium as the effective values of the dynamic viscosity coefficients.

Учитывая значительную дифференциацию газонефтяных пластов по реологическим свойствам, способ позволяет по динамическим характеристикам проходящих сейсмических волн устанавливать флюидонасыщенность пористо-трещиноватых пластов, вскрытых разведочной скважиной, а также получать достоверную информацию о физико-механическом состоянии горных пород в околоскважинном пространстве. Given the significant differentiation of gas-oil strata by rheological properties, the method allows the dynamic characteristics of transmitted seismic waves to establish fluid saturation of porous-fractured formations opened by an exploratory well, as well as to obtain reliable information about the physical and mechanical condition of rocks in the near-wellbore space.

Claims (1)

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ТВЕРДОЖИДКИХ СРЕД, основанный на возбуждении сейсмических волн наземными источниками, вертикальном сейсмическом профилировании скважины с регистрацией проходящих волн техкомпонентными взаимно ортогональными приемниками смещений или напряжений и обработке кинематических характеристик волнового поля, отличающийся тем, что, с целью повышения достоверности информации о физико-механическом состоянии среды и расширения диапазона измеряемых параметров путем раздельного определения коэффициентов объемной и сдвиговой динамической вязкости горных пород в условиях их естественного залегания, в околоскважинном пространстве формируют плоскую продольную волну, дополнительно регистрируют динамические характеристики проходящих сейсмических волн, при этом один из приемников ориентируют по нормали к плоскому фронту продольной волны, затем с учетом полученных кинематических характеристик проходящих продольных и поперечных волн вначале производят выделение из зарегистрированных в скважине компонентов проходящей продольной волны монотипных временных сигналов поточечным вычитанием из осевой составляющей Z-компоненты тангенциальной составляющей X, Y-компоненты смещений или напряжений, после чего по прогнозируемым зависимостям производят количественные оценки интегральных динамических параметров монотипных временных сигналов для каждой точки приема и выделенной составляющей плоской продольной волны вдоль ствола скважины, затем производят пересчет интегральных динамических параметров монотипных временных сигналов и кинематических характеристик в дифференциальные с последующим определением упругих модулей λ , μ коэффициентов динамической вязкости λ* , η а также параметров поглощения продольной волны для каждой точки приема вдоль ствола скважины.METHOD FOR DETERMINING THE RHEOLOGICAL PROPERTIES OF SOLID FLUIDS, based on the excitation of seismic waves by ground sources, vertical seismic profiling of a well with recording of transmitted waves by technically mutually orthogonal receivers of displacements or stresses and processing of kinematic characteristics of the wave field, characterized in that it is more reliable to the mechanical state of the medium and expanding the range of measured parameters by separately determining the coefficient volumetric and shear dynamic viscosity of rocks in the conditions of their natural occurrence in a near-borehole space, a plane longitudinal wave is formed, dynamic characteristics of transmitted seismic waves are additionally recorded, while one of the receivers is oriented normal to the plane front of the longitudinal wave, then taking into account the obtained kinematic characteristics of transverse longitudinal and transverse waves, first, the components from the transmitted longitudinal wave are extracted from the components registered in the well s of monotypic time signals by pointwise subtraction from the axial component of the Z-component of the tangential component of the X, Y-component of the displacements or stresses, after which the predicted dependencies quantify the integral dynamic parameters of monotype time signals for each receiving point and the extracted component of the plane longitudinal wave along the borehole , then recalculate the integral dynamic parameters of monotypic time signals and kinematic characteristics in the differential and the following, with the subsequent determination of the elastic moduli λ, μ, dynamic viscosity coefficients λ * , η as well as longitudinal wave absorption parameters for each receiving point along the wellbore.
SU904853201A 1990-06-21 1990-06-21 Method to determine rheological properties of liquid/solid media RU2025747C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU904853201A RU2025747C1 (en) 1990-06-21 1990-06-21 Method to determine rheological properties of liquid/solid media

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU904853201A RU2025747C1 (en) 1990-06-21 1990-06-21 Method to determine rheological properties of liquid/solid media

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2025747C1 true RU2025747C1 (en) 1994-12-30

Family

ID=21528733

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU904853201A RU2025747C1 (en) 1990-06-21 1990-06-21 Method to determine rheological properties of liquid/solid media

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2025747C1 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11709119B2 (en) 2020-01-06 2023-07-25 Saudi Arabian Oil Company Determining the rheological properties of a fluid through a non-linear response
US11860077B2 (en) 2021-12-14 2024-01-02 Saudi Arabian Oil Company Fluid flow sensor using driver and reference electromechanical resonators
US11867049B1 (en) 2022-07-19 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Downhole logging tool
US11879328B2 (en) 2021-08-05 2024-01-23 Saudi Arabian Oil Company Semi-permanent downhole sensor tool
US11913329B1 (en) 2022-09-21 2024-02-27 Saudi Arabian Oil Company Untethered logging devices and related methods of logging a wellbore

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
1. Красильников В.А., Крылов В.В. Введение в физическую акустику. М.:Наука, 1984, с.400. *
2. Многоволновые сейсмические исследования./ Под ред. Н.Н. Пузырева, Новосибирск: Наука, 1987, с.213. *

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11709119B2 (en) 2020-01-06 2023-07-25 Saudi Arabian Oil Company Determining the rheological properties of a fluid through a non-linear response
US11879328B2 (en) 2021-08-05 2024-01-23 Saudi Arabian Oil Company Semi-permanent downhole sensor tool
US11860077B2 (en) 2021-12-14 2024-01-02 Saudi Arabian Oil Company Fluid flow sensor using driver and reference electromechanical resonators
US11867049B1 (en) 2022-07-19 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Downhole logging tool
US11913329B1 (en) 2022-09-21 2024-02-27 Saudi Arabian Oil Company Untethered logging devices and related methods of logging a wellbore

Similar Documents

Publication Publication Date Title
McDonal et al. Attenuation of shear and compressional waves in Pierre shale
AU2017348010B2 (en) Downhole nonlinear acoustics measurements in rock formations using dynamic acoustic elasticity and time reversal
Geertsma et al. Some aspects of elastic wave propagation in fluid-saturated porous solids
US7529151B2 (en) Tube-wave seismic imaging
US11067711B2 (en) Time-reversed nonlinear acoustic downhole pore pressure measurements
US20110015907A1 (en) Petrophysical Method For Predicting Plastic Mechanical Properties In Rock Formations
Harrison et al. Acquisition and analysis of sonic waveforms from a borehole monopole and dipole source for the determination of compressional and shear speeds and their relation to rock mechanical properties and surface seismic data
US4713968A (en) Method and apparatus for measuring the mechanical anisotropy of a material
AU742727B2 (en) Method of imaging the permeability and fluid content structure within sediment
Cheng et al. Acoustic waveform logging-advances in theory and application
Riggs Seismic wave types in a borehole
RU2025747C1 (en) Method to determine rheological properties of liquid/solid media
King Rock-physics developments in seismic exploration: A personal 50-year perspective
Kowalski Formation strength parameters from well logs
Holt et al. Rock mechanical analysis of North Sea reservoir formations
Zinno et al. Overview: Cotton Valley hydraulic fracture imaging project
Jin DAS: The survival toolkit for geophysicists in the wilderness of unconventionals
RU2439317C1 (en) Evaluation method and system of characteristic properties of two contacting media and boundary surface between them considering mixed surface waves propagating along their boundary surface
Saito et al. Detection of formation boundaries and permeable fractures based on frequency-domain Stoneley wave logs
SU1013885A1 (en) Method of seismic prospecting in water-filled wells
McDonal et al. Geophysics: Attenuation of Shear and Compressional Waves in Pierre Shale
WO2005017560A2 (en) Tube-wave monitoring of underground fluid reservoirs
Winbow et al. Acoustic dipole shear wave logging device
Cheng et al. Acoustic-waveform Logging-advances Intheory And Application
Wang Laboratory measurements and applications of seismic velocities

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20040622