Wskaźniki gazonośności określane na podstawie danych geofizyki otworowej i modelowań teoretycznych

Zmiany nasycenia wodą i gazem w przestrzeni porowej skał wywołują zmiany zarówno prędkości propagacji fal podłużnych (VP), modułów odkształcenia objętości (K), jak i gęstości objętościowych. W znacznie mniejszym stopniu wpływają na prędkości fal poprzecznych (VS) i modułów odkształcenia postaci µ(MI). Wpływ nasycenia gazem na prędkość fali podłużnej (VP) jest duży nawet przy małej objętości gazu występującej w przestrzeni porowej skały. Jeszcze silniej uwidacznia się jego obecność w wartościach impedancji fali P(IAP). Ponieważ na prędkość fali poprzecznej gaz wpływa nieznacznie (VS), powoduje to obniżenie stosunku VPNS oraz współczynnika Poissona. Dla utworów piaskowcowych stosunek VPNS < 1,59 wskazuje na obecność gazu, jednak nie można stwierdzić, jak dużo znajduje się go w danym horyzoncie. Potwierdzają to zarówno pomiary geofizyki otworowej, jak i modelowania teoretyczne. W obliczeniach teoretycznych można założyć różny sposób rozmieszczenia wody i gazu w skale (homogeniczne, heterogeniczne), co ma silny wpływ na uzyskane wyniki. Parametry Lamego λ i µ(MI) dostarczają dodatkowej informacji, która może być wykorzystana do identyfikacji skał nasyconych gazem i wodą złożową.

---

Changes in gas- and water saturation of the pore space give rise to changes in both longitudinal wave propagation velocity (VP) and elastic bulk moduli (K), as well as of bulk density. Considerably less they affect velocity of transverse waves (VS) and of shear modulus µ (MI). The influence of gas saturation on the longitudinal wave velocity (VP) is strong even with a small volume of gas present in the pore space of rocks. The gas effect can be even better seen in values of the impedance of P wave (IAP). Since gas has only slight influence on velocity of the transverse wave (VS), this causes a reduction of the VPNS and Poisson's ratio. For sandstone deposits the ratio of VPNS < 1,59 indicates the presence of gas, but it is not possible to conclude what amount of gas is present in the given horizon. This is confirmed both by well logging measurements and theoretical modeling. The theoretical calculations can assume a different way of water and gas distribution in the rock (homogeneous, heterogeneous), which has a strong influence on the results. The Lame parameters λ and µ(MI) provide additional information that can be used to identify rocks saturated with gas and reservoir water.