Оценка пористости по данным метода АК.

Определение коэффициента пористости ультразвуковым методом (АК) основано на зависимости между интервальным временем т_п прохождения упругих колебаний в пласте и коэффициентом пористости.

Существует линейная зависимость между коэффициентами поглощения ультразвуковых волн и пористостью. На практике из-за недостаточной точности измерений эта зависимость для оценки коэффициента пористости практически не используется.

Для неглинистых коллекторов коэффициент пористости может быть определен:

1. По зависимостям т_п . Данная эталонная кривая получается путём статистической обработки результатов измерения т_п и коэффициента пористости в интервалах, где пористость определена другими методами ГИС или по образцам пород (керна) с учетом его напряженного состояния на глубине залегания.

2. По уравнению среднего времени (уравнение Вилли)    (49),

где  - интервальное время в породе, твёрдой части породы, в среде заполняющей поровое пространство.

При использовании этого метода данные по скорости прохождения упругих волн в твердой и флюидальной составляющей горной породы определяются по специальным номограммам, учитывающих литологию пород, состав флюида, давление, температуру, минерализацию и др. 

Для глинистых коллекторов коэффициент пористости определённый по АК превышает его истинную величину. Чем выше глинистость, тем сильнее отличие.

Если в коллекторе в заполненном состоянии присутствуют газ или нефть, истинная величина коэффициента пористости составляет 0,65—0,75 (для газоносных коллекторов) и 0,8—0,9 (для нефтеносных коллекторов) от определённого по уравнению среднего времени.

Трещиноватость, перпендикулярная к стволу скважины, и прискважинная зона так называемых ослабленных пород увеличивают , что приводит к завышению коэффициента пористости.

При ориентации трещин вдоль ствола скважины ультразвуковой метод дает величину коэффициента пористости, близкую к коэффициенту пористости блоков.

 Чем выше остаточное газо- или нефтенасыщение и газовый фактор (для нефтеносных коллекторов), тем в большей степени отличается значение коэффициента пористости от его действительной величины.

Недостатками метода являются:

1) влияние структуры коллектора на точность оценки коэффициента пористости и недостаточная изученность этого вопроса;

2) влияние искусственной трещиноватости стенок скважины и изменения коэффициента пористости в прискважинной зоне из-за разности геостатического и гидростатического давлений;

3) зависимость точности оценки коэффициента пористости  от нефтегазонасыщенности  и напряженного состояния коллектора, которое не всегда поддаётся учету.

4) Погрешности определения коэффициента пористости вследствие недостаточного учёта влияния структуры коллектора, давления, температуры, трещиноватости и остаточного газонасыщения.