В.Ф. Козяр, Д. В. Белоконь, Н.В. Козяр, Н.А. Смирнов
НПЦ "Тверьгеофизика", ВНПФ "ГеоГЕРС"
АКУСТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ - СОСТОЯНИЕ И НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ
(Обзор отечественных и зарубежных источников информации)
| СОДЕРЖАНИЕ
|
| Введение |
| 1. Упругие волны, распространяющиеся в скважине и околоскважинном пространстве. Информативные волны |
| 2. Скважинные приборы акустического каротажа |
| 2.1. Приборы массового применения для исследований открытых скважин |
| 2.2. Скважинные приборы для регистрации полных волновых пакетов |
| 2.3. Скважинные приборы акустической цементометрии |
| 2.4. Основные конструктивные элементы измерительных зондов |
| 2.5. Передача первичных данных из скважинных приборов в компьютеризированные цифровые каротажные лаборатории |
| 2.6. Поверка и калибровка приборов АК |
| 3. Решение геологических задач |
| 3.1. Литологическое расчленение пород |
| 3.2. Определение пористости пород с использованием измеренных значений Dtp
|
| 3.3. Определение пористости пород с использованием интервального времени Dts
|
| 3.4. Оценка трещиноватости и напряженного состояния пород по данным дипольного зонда |
| 3.5. Выделение проницаемых, в том числе трещиноватых, пород по параметрам волны Стоунли |
| 3.6. Оценка характера и коэффициентов насыщенности коллекторов |
| 4. Решение инженерных задач в обсаженных скважинах |
| 4.1. Определение характеристик пород для расчета параметров гидроразрывов пластов |
| 4.2. Выделение интервалов напряженного состояния пород и потенциальных участков разрушения обсадных колонн |
| 5. Оценка качества цементирования обсадных колонн |
| 6. Другие виды акустических измерений и воздействий на горные породы в нефтегазовых скважинах |
| 6.1. Акустическая шумометрия |
| 6.2. Акустическое воздействие на продуктивные пласты (интенсификация дебитов) |
| 6.3. Локация подземных выработок и кавернометрия |
| 6.4. Межскважинное прозвучивание |
| 7. Заключение |
| 8. Литература |
ВВЕДЕНИЕ
После появления на рубеже 60-70-х годов серийных отечественных приборов акустического каротажа (АК) объемы применения метода в стране быстро стабилизировались и составили в конце 80-х годов 8-10% от общего объема ГИС [33]. В условиях применения аналоговой измерительной техники и ручной обработки данных для решения разнообразных задач использовались преимущественно характеристики продольной (Р) головной волны. Эта волна фиксируется в первых вступлениях регистрируемых сигналов АК и не искажена интерференцией с другими, более медленными волнами Значения ее скорости v распространения (интервального времени Dt = 1/ v), амплитуд А и эффективного затухания а широко применялись для расчленения разрезов скважин, определения коэффициентов Кп
пористости пород с межзерновыми порами и выделения на этой основе гранулярных коллекторов, оценки качества цементирования обсадных колонн.
На уровне лабораторных и опытных скважинных работ в те годы изучались возможности применения для решения геолого-технических задач характеристик других, помимо продольной, типов волн поперечной S, Лэмба L, Стоунли St, отраженных и т.д. Объемы таких исследований в России ограничивались единицами, в лучшем случае десятками скважин в год. За рубежом комплексное применение характеристик Р, S, L, St волн стало обычным явлением с начала 80-х годов [131], с момента широкого применения цифровой техники при производстве ГИС. В те же годы начались исследования по изучению горных пород методом АК через обсадную колонну [115, 58, 56, 29].
В 80-х годах ведущие зарубежные фирмы применили высокочастотные приборы (сканеры) для детального изучения строения стенок скважин и обсадных колонн. В открытых скважинах первоочередными задачами стало расчленение тонкочередующихся пород и идентификация трещинно-каверновых коллекторов в уплотненных и заглинизированных разрезах В обсаженных скважинах их преимущество заключается в детальной оценке технического состояния обсадной колонны и цементного камня, в том числе в выделении в цементе вертикальных каналов и интервалов газонасыщенного (вспученного) цемента Появились акустические шумомеры для определения интервалов поступления пластовых флюидов в скважину и их затрубных перетоков. Многочисленные опытные образцы таких приборов, а иногда и серийные приборы (например, акустический "телевизор" [САТ-1], индикатор шума [АКШ
]) появились в те же годы в СССР. Несмотря на положительные результаты исследований, эти приборы не нашли массового применения вследствие изъянов, присущих аналоговым системам измерений, и невостребованности производством в условиях заранее запланированных схем эксплуатации, выбраковки и ликвидации скважин.
Состояние разработок и применения отечественных приборов АК изменилось в 90-е годы после появления в России доступной цифровой вычислительной техники. Несмотря на обвальное сокращение финансирования НИОКР, объемов бурения и ГИС, почти одновременно были испытаны несколько типов приборов АК с антеннами приёмников для исследований разрезов открытых и обсаженных скважин [9, 52, 61], акустической цементометрии [42, 53] и АК-сканеров [68]. Схемотехнические решения этих приборов близки к уровню зарубежных образцов. Ещё более многочисленны попытки модернизации приборов предыдущего поколения (АКВ-1, АКШ, АК-4, МАК-5, АК-П и др.) с целью цифровой регистрации полных волновых сигналов. Попытки базировались на оснащении приборов телеметрическими системами, позволяющими изменять режимы работы измерительных зондов, и оцифровке сигналов АК на дневной поверхности с помощью управляющей ЭВМ.
С развитием технических средств АК постоянно увеличивалось количество геологических и технических задач, решаемых в открытых и обсаженных скважинах, и качество самих решений. При изучении геологических разрезов - это литологическое расчленение и расчет упругих (прочностных) свойств пород, локализация трещинных зон, трещин гидроразрывов и интервалов напряжённого состояния пород, определение коэффициентов межзерновой и вторичной (трещинно-каверновой) пористости коллекторов и характера их насыщенности, выделение проницаемых интервалов в чистых и глинистых породах, расчет синтетических сейсмограмм и интеграция данных АК с наземными и скважинными сейсмическими данными. Технические задачи в обсаженных скважинах включают в себя выявление нарушений обсадных колонн (порывов, смятий, коррозии), оценку заполнения затрубного пространства цементом и степени его сцепления с колонной и породами, обнаружение в цементном камне вертикальных каналов и зон вспученного (газонасыщенного) цемента, определение интервалов поступления в скважину пластовых флюидов и их заколонных перетоков, интенсификацию дебитов.
В аналоговой технике для решения далеко не всех перечисленных задач предназначались отдельные приборы АК, например, приборы для исследований открытых скважин (СПАК, АКШ, АКВ, АК-4 и др.) и для оценки качества цементирования обсадных колонн (АКЦ, МАК-2;3 и др.). Для приборов массового применения такое разделение функций сохранилось и с переходом на цифровую технику. Теперь это связано с нежеланием использовать универсальные, более сложные и дорогие приборы для решения простых задач или со специфичной конструкцией отдельных приборов, например, сканера с электронной коммутацией неподвижных преобразователей. Приборы универсального назначения обеспечивают регистрацию полных волновых сигналов, содержащих информацию обо всех типах волн, распространяющихся в данных условиях измерений. С их помощью почти с равным успехом решается большинство перечисленных выше геологических и технических задач. Хотя конструкции большинства таких приборов обеспечивают их работоспособность в составе комбинированных сборок, сложность и высокая цена ограничивают их применение решением задач, не имеющих других вариантов решения в конкретных геолого-технических условиях.
1. УПРУГИЕ ВОЛНЫ, РАСПРОСТРАНЯЮЩИЕСЯ В СКВАЖИНЕ И ОКОЛОСКВАЖИННОМ ПРОСТРАНСТВЕ. ИНФОРМАТИВНЫЕ ВОЛНЫ
Необходимость возврата к обсуждению такой, казалось бы, изученной темы обусловлена неоднозначностью идентификации (расшифровки) той части волнового пакета АК, которая следует буквально после первого колебания поперечной волны. При невозможности полной идентификации этой части пакета все колебания относят к псевдорэлеевским волнам ( рис. 1 ,а). Основание такого решения заключается в том, что скорости поверхностных волн, распространяющихся вдоль стенки скважины и составляющих эту часть волнового пакета, только не намного меньше скорости vs
поперечной волны (0,9 vs
для волны Рэлея) или стремятся к ней (волна Лява в обсаженной зацементированной скважине). Иногда в пакете "псевдорэлеевских" волн выделяют интервал времени, в котором возможны колебания волны Стоунли [88, 120, 131]. Другие авторы выделяют в этом временном интервале на частотах больше 1 кГц фазу Эйри (Airy phase), скорость которой равна 0,6-0,85 vж
[126].
Как было отмечено в [39], поверхностная волна, распространяющаяся вдоль цилиндрической границы, носит множество названий: Лэмба, гидроволны, водной волны, низкоскоростной водной волны, нулевой нормальной волны, Лэмба-Стоунли. В этой же работе было предложено рассматривать эту волну в скважинах большого диаметра (l/rС
<1) как (поверхностную) волну Стоунли, условия распространения которой аналогичны плоской границе двух сред, а в скважинах малого диаметра (l/rс
>1) - как (нормальную) волну Лэмба, которая распространяется в столбе жидкости, играющем роль волновода. Авторы предлагают именовать эту волну волной Лэмба-Стоунли. Примерно такое же определение волны дается в работе [24], в которой низкочастотная волна поименована волной Лэмба. Отметим лишь, что в первоисточниках, давшим им эти названия, волны Лэмба и Стоунли имеют совершенно разную физическую основу (нормальная и поверхностные волны соответственно), а волна Лэмба охарактеризована как присущая только твердым телам ограниченных размеров (стержень, пластина) со свободными поверхностями.
Различия, проявляющиеся в идентификации упругих волн и их наименованиях, - не риторические. Каждая волна обладает определенной информативностью, поэтому для решения с использованием её характеристик обратных (геологических) задач волну необходимо предварительно идентифицировать. Одни волны распространяются без дисперсии скорости; для других проявляется то или иное значение дисперсии. Отсутствие или наличие дисперсии должно предусматривать разные алгоритмы определения искомых геологических величин - с учетом разнообразных поправок или без них. Затрудняется также само понимание существа решаемых задач. Например, первые практические результаты выделения проницаемых разностей пород с применением параметров волны Стоунли были получены российскими исследователями [2, 57]. Однако сама волна была поименована авторами как волна Лэмба. Это переименование внесло определённое непонимание позиций авторов и надолго замедлило применение полученных ими научных результатов.
Горные породы, вскрытые скважиной, представляют собой сложную среду, упругие свойства которой должны быть изучены посредством АК. В открытой скважине следует рассматривать распространение волн в самих породах (околоскважинном пространстве), в скважинной жидкости и вдоль границы скважинкой жидкости с горными породами. В обсаженной скважине к перечисленным компонентам среды добавляются обсадная колонна и цементное кольцо. Незацементированные участки обсадной колонны представляют собой волновод с относительно свободными границами, в котором распространяются нормальные волны. Наоборот, зацементированная колонна, поверхность которой жестко связана с цементным камнем и стенкой скважины, является, с точки зрения физики распространения упругих волн, лишь тонким слоем на поверхности горных пород (стенки скважины). Условия распространения упругих волн в колонне и цементном камне очень далеки от условий волновода и приближаются в зависимости от толщин колонны и цементного кольца к условиям околоскважинного пространства [14, 74].
В неограниченной твёрдой среде (породе) распространяются 2 типа волн: продольная Р и поперечная S ( табл.1 ). Их природа определяется колебаниями частиц среды относительно направления распространения волны. В продольной волне частицы колеблются в направлении распространения волны, в поперечной - перпендикулярно ему. Так как плоскость, перпендикулярная направлению распространения волны, имеет 2 координаты, то поперечная волна может быть поляризована двояко. Поляризуемость волны проявляется в анизотропных средах. Например, в трещиноватых породах скорость распространения волны и её интенсивность больше вдоль преобладающей системы трещин (трещины гидроразрыва) и меньше в направлении, перпендикулярном трещиноватости. Продольная и поперечная волны распространяются в однородной среде без дисперсии скорости; их групповые скорости равны фазовым.
В условиях скважинных измерений, когда простейший измерительный зонд АК представляет собой разнесенные на некоторое расстояние и удаленные от стенки скважины излучатель И и приемник П упругих колебаний, эти волны представлены головными Р и S волнами ( рис. 1 ). Последние распространяются как волна сжатия в жидкости, заполняющей скважину, а в горной породе - вдоль стенки скважины в виде Р и S волн. Углы преломления обеих волн в горную породу определяются законом Снеллиуса:
где iЖ,
ip,s
- углы падения волны сжатия в жидкости и преломления Р и S волн в твердом теле; vж
, vp
, vs
- скорости упругой волны в жидкости, заполняющей скважину, продольной и поперечной волн в твёрдом теле. Продольная и поперечная волны распространяются вдоль стенки скважины, если угол ip
или is
равен 90°. Головные волны обладают всеми характеристиками, что и Р и S волны в неограниченной среде.
Во временном интервале, принадлежащем "псевдорэлеевским" волнам, принципиально возможно существование трёх типов поверхностных волн: Рэлея, Стоунли и Лява ( табл. 1 ). Из них наиболее изучена и известна волна Рэлея, обладающая вертикальной поляризацией. Под вертикальной поляризацией в физике упругих волн подразумевается, что вектор колебательного смещения частиц среды в волне расположен в плоскости, перпендикулярной к граничной поверхности, т.е. к стенке скважины (в физических моделях граничная поверхность расположена горизонтально). Волна Рэлея распространяется вдоль границы твердого тела с разреженным пространством (вакуумом, газом). Энергия волны Рэлея локализована в поверхностном слое твердого тела (породы) толщиной около одной длины волны l. Волной Рэлея называют также волну, распространяющуюся вдоль границы твердого тела с жидкостью. В последнем случае она непрерывно излучает энергию в жидкость, образуя в ней неоднородную поверхностную волну. Затухание этой волны велико, и она практически не регистрируется на базах измерения АК. Скорость распространения vr
волны Рэлея определяется преимущественно скоростью поперечной волны в твёрдом теле (vR
~0,9 vs
).
Волна Стоунли также является волной с вертикальной поляризацией, но имеет иную, по сравнению с волной Рэлея, форму колебаний. Она состоит из слабо неоднородной волны в жидкости, амплитуды которой медленно убывают при удалении от границы, и двух (продольной и поперечной) сильно неоднородных волн в твёрдом теле. По этой причине энергия волны и движение частиц локализованы, в основном, в жидкости. Скорость волны меньше скоростей распространения упругих волн в обеих средах, то есть vst
< vp
,vs
,vж
( рис. 1 , б, г). В отечественной литературе волну Стоунли часто именуют волной Лэмба-Стоунли [5, 63] ( рис. 1 , б) или даже волной Лэмба [2, 35, 57].
Волна Лява с горизонтальной поляризацией распространяется вдоль границы твёрдого полупространства с твёрдым слоем (аналог - обсаженная скважина с хорошо зацементированной колонной). Она представляет собой чисто сдвиговую волну и обладает дисперсией скорости. Если толщина слоя стремится к нулю, скорость волны стремится к скорости vs
поперечной волны в неограниченном пространстве, а волна преобразуется в обычную объемную S волну. В диапазоне частот 5-30 кГц, используемом в АК, в обсаженной скважине с зацементированной колонной фактически регистрируются неискаженные значения vs
Все три типа поверхностных волн регистрируются в скважине не одновременно вследствие разных условий их образования, затухания и чувствительности к ним приёмных элементов.
В жидкости, заполняющей скважину, упругая волна может распространяться в пределах измерительного зонда в кольцевом зазоре между стенкой скважины и скважинным прибором. Если рассматривать саму скважину и этот кольцевой зазор как столб жидкости или газа с жёсткими стенками, диаметр которого меньше длины волны, то в нём должна была бы формироваться плоская волна (гидроволна), такая же, как в неограниченном пространстве ( рис. 1 , б). Реально же при увеличении отношения длины волны l к толщине зазора (l/Dd>l) гидроволна вырождается. Как будет показано ниже, её интенсивность существенно меньше, чем это обычно представляется. Временной интервал, в котором ожидается появление гидроволны, заполнен преимущественно колебаниями интенсивной волны Стоунли.
В обсаженной скважине интервалы свободной незацементированной колонны представляют собой упругий волновод со свободными границами, в котором распростаняются нормальные волны - продольные (волны Лэмба в классическом их понимании) и поперечная. При малой толщине колонны, когда wh/vs
<<l, что всегда выполняется в скважине на частотах АК, в колонне возможно распространение только нормальных волн нулевого порядка: двух волн Лэмба и одной поперечной волны. Симметричная продольная волна Лэмба соответствует Р волне в неограниченном пространстве. В ней преобладает продольная компонента смещения, и только потому, что поверхности колонны свободные, появляется небольшое поперечное смещение, которое в vs
/wh раз меньше продольного. Фазовая скорость этой волны несколько меньше скорости Р волны в неограниченном пространстве и равна примерно 5350-5400 м/с ( рис. 1 , рис. 2 ). Собственно это волна, которая в акустической цементометрии носит наименование "волны по колонне".
Антисимметричная волна Лэмба представляет собой изгибную волну, которая обладает ярко выраженной дисперсией скорости. При реальных соотношениях толщины колонны и длин упругих волн скорость распространения изгибной волны составляет несколько сотен метров в секунду. Затухание волны велико, и она не регистрируется приборами АК.
Нормальная поперечная волна нулевого порядка является симметричной; деформация частиц представляет чистый сдвиг; фазовая и групповая скорости равны vs
, т.е. это такая же сдвиговая волна, как в неограниченном пространстве. Затухание волны велико. Её удаётся регистрировать с помощью измерительных зондов, оснащенных дипольными преобразователями, на относительно высокой частоте - более 8 кГц.
В скважине с зацементированной обсадной колонной распространяются те же типы волн, что и в открытом стволе. Обсадная колонна и цементное кольцо представляют собой два тонких слоя на поверхности стенки скважины (горных пород), толщины которых много меньше длин Р и S волн.
В табл. 1 приведены сведения об упругих волнах, распространяющихся в тонком (wd<<vs
) жестком стержне со свободными границами. Хотя в условиях скважины такие волны отсутствуют, общность их природы с волнами, распространяющимися в тонкой пластине (колонне), облегчает понимание сущности продольной волны Лэмба, распространяющейся в незацементированной обсадной колонне.
Из множества волн, которые могут распространяться в скважине и околоскважинном пространстве, в практике ГИС выделяется небольшое количество, для которых установлены определённые взаимосвязи между измеряемыми параметрами волн (Dt, А, a) и искомыми характеристиками пород или обсадной колонны. Это продольная и поперечная волны и волна Стоунли, параметры которых применяют для изучения разрезов скважин. Кроме того, на измерениях интервального времени Dt и амплитуд отраженной продольной волны основано сканирование стенок скважины в открытых и обсаженных скважинах. Оценку качества цементирования обсадных колонн выполняют с использованием параметров (Dt, А, a) волны Лэмба, распространяющейся в обсадной колонне. Чтобы выделить эти типы волн из множества других, их называют иногда информативными волнами [14], отнюдь не отрицая, что со временем таковыми могут стать и любые другие типы волн.
Идентификация информативных и других волн в зарегистрированном волновом пакете представляет собой сложную задачу, если учесть близкие значения скоростей распространения и частот многих волн - продольной волны в породе и волны Лэмба в обсадной колонне, поперечной и Рэлея, гидроволны и Стоунли и др. В лабораторных условиях эту задачу решают построением годографов упругих волн на специально построенных моделях, при изучении которых годографы разных типов волн резко расходятся или приобретают разную форму. Например, разделение годографов S и R волн достигается при переходе приёмника через ребро модели, когда путь распространения S волны (диагональ) существенно уменьшается по сравнению с путём R волны (два катета) [20].
Для идентификации упругих волн в волновых пакетах АК в настоящее время разработана одна методика - оценка когерентности волновых пакетов и их частей, зарегистрированных с помощью многоэлементных [6, 71, 90] либо простейших трёхэлементных зондов [34]. В обоих случаях определяются коэффициенты корреляции (множественной или парной) волновых пакетов, зарегистрированных многими или только двумя приёмниками. Технически это достигается выбором небольшого (1-1,5 периода колебаний) интервала в волновом пакете первого приёмника и определением коэффициента его корреляции с колебаниями в равных по длине временных интервалах в волновом пакете второго приёмника (последующих приёмников для многоэлементного зонда), после чего в первом пакете коррелируемый интервал сдвигается на шаг дискретизации и т.д. Положения локальных максимумов коэффициентов корреляции на графике "Dt-t" соответствуют интервальным временам распространения волн по оси Dt и временным интервалам существования этих волн по оси t ( рис. 2 ). Постоянные значения Dt во временном интервале существования волны свидетельствуют о распространении волны без дисперсии или о том, что величина дисперсии меньше погрешности определения Dt.
Полученный набор максимумов подвергается процедуре отбраковки, основанной на кинематической связи между Dt, t и длиной l измерительного зонда. Отбрасываются максимумы, для которых tp,s,st
<Dtp,s,st
l+100 мкс, где постоянный член 100 мкс приближённо учитывает время распространения волны в скважинной жидкости. Прямая, отображающая это неравенство, ограничивает информационное поле слева. Его можно ограничить также справа, если допустить, что при импульсном режиме измерений колебания каждой волны, не искажённые интерференцией, длятся в пределах 3-4 периодов. Затем проводится идентификация оставшихся максимумов с учетом априорной информации об объекте исследования. Вначале определяется наличие или отсутствие максимума, соответствующего волне Лэмба в обсадной колонне; значение DtL
должно находиться в диапазоне 183-187 мкс/м. В открытом стволе максимум с минимальным значением At принадлежит продольной Р волне (Dtp
), обладающей максимальными значениями скорости распространения. Локальный максимум, для которого значение Dt находится в диапазоне(1,7-2,1)Dtр
, идентифицируется принадлежащим поперечной волне (Dts
). Для монопольных преобразователей значение Dts
не может быть большим 660 мкс/м - значения интервального времени в скважинной жидкости (Dtж
). О том, что этот максимум принадлежит именно поперечной волне, а не волне Рэлея, свидетельствует равенство значений Dts
, измеренных зондами с монопольными и дипольными преобразователями [25,139]. И, наконец, определение максимума, который соответствует волне Стоунли, не вызывает затруднений, так как его локализация заранее известна (Dtst
> Dtp
, Dts
, DtЖ
).
Как показывает опыт обработки материалов трёхэлементных [34] и многоэлементных [71] зондов, в геометрии наблюдений, присущей АК, возможна регистрация весьма ограниченного количества волн Как правило, это информативные волны - Лэмба, продольная, поперечная, Стоунли. В волновых пакетах отсутствует волна Рэлея, распространяющаяся в скважине в виде сильно неоднородной волны. Интенсивность прямой гидроволны, распространяющейся в скважинной жидкости, намного меньше интенсивности волны Стоунли, а временной интервал её существования незначителен (менее одного периода), и её не удаётся выделить в волновом пакете.
2. СКВАЖИННЫЕ ПРИБОРЫ АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА
По-видимому, наиболее целесообразной была бы классификация приборов АК по основному объекту исследований, предложенная для методов и приборов ГИС в целом [13, 143]. В открытом стволе таким единственным объектом изучения являются горные породы. Характеристики промывочной жидкости, в основном, скорость vж
упругой волны в ней, измеряются с целью повышения достоверности решения основной задачи. В обсаженной скважине объектов изучения четыре: внутрискважинное пространство, заполненное одно- или многофазным неподвижным и движущимся флюидом; обсадная труба; затрубное пространство, заполненное цементом либо жидкостью; породы, слагающие разрез скважины и изучаемые через обсадную колонну.
В настоящем обзоре, в основном, будут затронуты вопросы изучения трех объектов - геологических разрезов в открытых и обсаженных скважинах, технического состояния обсадных колонн и цементного камня. Решение других задач будет затронуто фрагментарно. Исторически сложилось разделение приборов АК, предназначенных для изучения геологических разрезов и технического состояния обсадных колонн, на группы, основной определяющей характеристикой которых служит их назначение (для исследований открытых или обсаженных скважин) либо сложность конструкции измерительных зондов. Первые две группы составляют приборы массового применения, которые используются в открытых и обсаженных скважинах. Наиболее простые из них ( рис. 3 , а, б) содержат уходящие в прошлое трёхэлементные (излучатель и 2 приёмника или 2 излучателя и 1 приёмник) либо компенсированные четырёхэлементные зонды (два излучателя и два приёмника). Часто компенсированный зонд содержит также третий приёмник П3
( рис. 3 , б), обеспечивающий специфичные технологические решения: фиксацию муфт обсадной колонны при любом качестве сцепления цемента с колонной, запись фазокорреляционных диаграмм (ФКД) на стандартной по длине базе, равной 5 футам (1,5 м), и т.п. Приборы массового применения эксплуатируются самостоятельно или в составе комбинированных сборок. Они ориентированы на измерение параметров (Dt, А, a) преимущественно продольной волны и в меньшей степени, при благоприятных геолого-технических условиях, - поперечной головной волны. К этим группам относятся также высокочастотные (300-1000 кГц) приборы-сканеры с одним или несколькими электроакустическими преобразователями, совмещающими функции излучателя и приёмника упругих колебаний ( рис. 3 , д, е). Их основное назначение заключается в детальном изучении анизотропных слоистых и трещиновато-кавернозных пород в открытых скважинах и выделении вертикальных каналов в цементном камне, заполняющем затрубное пространство.
Отдельную группу составляют приборы, предназначенные для решения практически всех задач, доступных АК, в любых геолого-технических условиях. Они оснащены многоэлементными измерительными зондами с монопольными и дипольными преобразователями ( рис.3 , б, в), охватывают широкий для АК диапазон частот (1-30 кГц) и обеспечивают измерение параметров информативных Р, S и St волн без влияния интерференции этих волн между собой и с другими волнами-помехами.
2.1. Приборы массового применения для исследований открытых скважин
Приборы этой группы предназначены для решения ограниченного круга задач в основной массе поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин. Ими владеют все отечественные и зарубежные фирмы и предприятия, применяя их самостоятельно или в составе комбинированных сборок из приборов других видов ГИС. Приборы обеспечивают измерение параметров (Dtp
, ap
, fp
и др.) продольной головной волны ( табл.2 , а). Измерение параметров поперечной волны является для них желательным, но вовсе не обязательным. Как правило, его ведут при стечении благоприятных условий: номинальный диаметр скважины, относительно высокоскоростной разрез (vр
>vs
>vж
), толщины исследуемых пластов превышают длины измерительных зондов, отсутствуют породы с аномальным затуханием упругих волн. Конструкции приборов массового применения отражают максимальный уровень развития технических средств АК первой половины 80-х годов.
Круг геологических задач, решаемых по данным приборов АК массового применения, определился с начала применения метода. К ним относятся расчленение разрезов по значениям скорости vp
и затухания aр
продольной волны, расчет пластовых скоростей для целей сейсморазведки, определение литологии и коэффициентов Кп
пористости пород с межзерновыми порами, выделение гранулярных коллекторов по значениям Кп
. Эти приборы применяют также для исследований обсаженных скважин с целью оценки качества цементирования обсадных колонн.
Длительное совершенствование элементов скважинных приборов АК массового применения привело к выравниванию характеристик измерительных зондов, разработанных разными зарубежными и отечественными фирмами и предприятиями ( табл. 3 , а). Повсеместно применяются компенсированные измерительные зонды, в которых расстояние от излучателя до ближнего приёмника составляет 0,915-1,0 м, а база зонда (расстояние между приёмниками) - 0,5-0,61 м. Собственная частота колебаний излучателей составляет 20-25 кГц. Излучатели упругих колебаний выполнены в виде пьезокерамических цилиндров у большинства зарубежных фирм; отечественные предприятия и фирма Halliburton используют цилиндрические магнитострикционные излучатели. Приёмники упругих колебаний во всех приборах выполнены из пьезокерамических сфер диаметром 30-50 мм.
Эксплуатационные характеристики у всех скважинных приборов также сходные. Диаметр приборов - 70-90 мм; диаметр обслуживаемых скважин - 108-457 мм. Почти все фирмы владеют также приборами меньшего диаметра (42-60 мм) для обслуживания скважин диаметром 51-120 мм, в том числе наклонно направленных скважин, забуриваемых из старых стволов. Термобарические характеристики скважинных приборов стандартные: у зарубежных фирм - 177 °С и 138 МПа; у отечественных - 120°С и 80 МПа. Более низкие характеристики отечественных приборов объясняются ничтожным количеством на территории РФ скважин с высокими значениями температур и давлений и редким выходом российских предприятий на обслуживание таких скважин в других районах мира. Отечественные приборы с более высокими характеристиками производятся в единичных экземплярах. Как правило, это достигается изготовлением корпусов приборов из специальных сталей или титановых сплавов и размещением электронных схем в сосудах Дьюара.
Приборы массового применения используются самостоятельно или в составе комбинированных сборок. Чаще всего в состав сборок входят приборы НК, ГГКП либо ИК. Для привязки результатов исследований к разрезу для всех приборов обязателен зонд ГК. Оцифровка первичных данных осуществляется в самих приборах зарубежными фирмами, использующими семижильный каротажный кабель и, соответственно, две-три линии передачи данных, и в каротажном регистраторе на дневной поверхности для отечественных приборов.
Среди скважинных приборов массового применения двумя отличительными чертами выделяется отечественный прибор АВАК-7 [1, 25]. Он содержит 2 монопольных излучателя, возбуждаемых на частотах 20 (или 12), 8 и 2,5 кГц, дипольный излучатель с собственной частотой колебаний 3-4 кГц и соответствующие им 2 пары монопольных и дипольных приёмников. Это позволяет организовать в процессе одной спускоподъёмной операции работу трёх разночастотных измерительных зондов, оснащённых монопольными преобразователями и обладающими различной чувствительностью к Р, S и St волнам, и одного дипольного зонда. Прибор обеспечивает раздельную регистрацию параметров продольной (на частотах 20, 12 и 8 кГц), поперечной (8 кГц и дипольным зондом) и Стоунли (2,5 кГц) волн в открытых и обсаженных скважинах. Поперечная и Стоунли волны регистрируются (первая - дипольным зондом, вторая - на частоте 2,5 кГц) вне интерференции с более высокочастотной Р волной в первом случае, Р и S волнами - во втором, что повышает достоверность измерений Dt, А, a. Зарегистрированы минимальные значения vs
, равные 1050 м/с (Dts
=950 мкс/м), значения vst
в диапазоне 900-1500 м/с (Dtst
=660-900 мкс/м). В обсаженных скважинах с помощью дипольного зонда достигается измерение параметров S волны в случае удовлетворительного и даже плохого цементажа, когда затрубное пространство заполнено цементом, но отсутствует его сцепление с колонной и породами.
Конструкции и эксплуатационные характеристики сканеров АК, предназначенных для детальных исследований открытых скважин, также близки друг к другу ( табл. 3 , б). Совмещенный "излучательприёмник" упругих колебаний совершает 6-12 оборотов в минуту вокруг оси скважинного прибора. Излучающая поверхность электроакустического преобразователя выполнена в форме вогнутого диска, радиус кривизны поверхности которого определяется размерами и собственной частотой колебаний преобразователя и близок к 100 мм. Рабочая частота колебаний преобразователя составляет 250-500 кГц в зарубежных приборах и 900-1000 кГц в отечественных. За исключением сканера АВК-42, ось преобразователя перпендикулярна оси скважинного прибора. Именно таким образом обеспечиваются максимальные интенсивность и дифференциация отражённых сигналов. В сканере АВК-42 преобразователь расположен вдоль оси прибора. Излучение (и приём) упругих импульсов в сторону стенки скважины достигается отражением сигналов от отражателя, расположенного на некотором расстоянии от преобразователя.
Дискретность сканирования в азимутальной плоскости регулируется в диапазоне 100-500 точек на один оборот [141], иногда она выдерживается постоянной - 128 точек на оборот [68, 79]. Дискретность исследований по вертикали составляет 8-10 мм при скорости движения прибора 180-500 м/ч. Ориентация развертки поверхности стенки скважины по сторонам света достигается применением магниточувствительного феррозондового датчика. Такого датчика лишён сканер АВК-42.
Разрешающая способность АК-сканеров достаточно высока. С их помощью на стенке скважины различаются неоднородности, линейные размеры которых превышают 6-7 мм. Это способствует выделению тонких, но протяжённых элементов разреза - устьев трещин, выходящих на поверхность стенки скважины, контактов пород с разной акустической жёсткостью (sv, где s - общая плотность пород, v -скорость распространения Р волны), прослоев и различных включений в тонком переслаивании песчано-глинистых пород. Одновременно определяется профиль скважины (колонны) по времени прихода к преобразователю сигнала, отраженного от стенки. Погрешность определения радиуса скважины в каждой точке сканирования не превышает ±0,7-1,0 мм. Приборы, посредством которых выполняются такие измерения, содержат дополнительный преобразователь "излучатель-приёмник", предназначенный для измерения на постоянной базе скорости vж
упругой волны в скважинной жидкости.
С определённой степенью достоверности с помощью АК-сканеров решают задачи литологического расчленения тонко чередующихся терригенных толщ, выделения тонких (не регистрируемых приборами БМК и МК) прослоев и включений глинистых пород в песчаниках, идентификации трещиновато-кавернозных интервалов в карбонатных породах, определения границ наклона контактов пород, обладающих контрастными значениями акустических жесткостей. Отечественные сканеры АК, разработанные для исследований открытых скважин, применяют также в обсаженных скважинах. Изображение поверхности стенки скважины, получаемое в этом случае, позволяет установить глубины расположения муфтовых соединений (точнее, зазора между соседними обсадными трубами), перфорационных отверстий, трещин и порывов обсадной колонны, линейные размеры которых превышают пределы чувствительности метода.
2.2. Скважинные приборы для измерения полных волновых пакетов
Такие приборы предназначены для измерения в открытых и обсаженных скважинах параметров всех информативных волн - L, Р, S, St - в широких диапазонах изменения этих параметров ( табл. 4 ). С их помощью решается наиболее широкий круг геологических и технических задач, в том числе таких сложных, как количественные определения коэффициентов трещиноватости пород и направления преимущественного распространения трещин, расчет параметров гидроразрывов и прогнозирование пространственного положения трещины разрыва, выделение проницамых интервалов, оценка текущей насыщенности пород и т.д. ( табл. 4 ).
Все приборы этой группы содержат один или два монопольных широкополосных излучателя и от 4 до 16 (обычно 8) также широкополосных (1-30 кГц) приёмников, составляющих приёмную антенну ( табл. 5 ). В качестве излучателей, расположенных через 0,5-0,76 м друг от друга, применяют пьезоэлектрические цилиндры или, редко, пьезоэлектрические сферы диаметром не менее 50 мм. Диапазон излучаемых частот - обычно 1-30 кГц при средней рабочей частоте 11-17 кГц. Приёмниками служат пьезоэлектрические цилиндры малого диаметра или сферы диаметром 20-30 мм. Расстояние между приемниками - 0,15-0,31 м, но применяют также меньшие 0,05-0,10 м и большие 0,61-1,0 м расстановки. Длины наиболее короткого измерительного зонда (расстояние между ближайшими излучателем и приёмником) изменяются в разных приборах в пределах 0,9-3,5 м, но имеется ряд приборов, по определению фирм "с особо длинными базами", в которых они составляют 4-10 м. Как правило, в сборках приборов с антеннами приёмников имеются также 1-2 преобразователя для измерения скорости упругой волны в скважинной жидкости.
Наиболее совершенные, но и сложные скважинные приборы содержат, помимо антенны монопольных приёмников, ещё и антенну из 8 дипольных приёмников, воспринимающих сигналы от одного-двух низкочастотных (1-3 кГц) дипольных излучателей. Такие излучатели выполнены из биморфных пьезоэлектрических пластин, и только в скважинном приборе LFDT фирмы Halliburton применён магнитострикционный излучатель с преобладающей частотой излучения, равной 1,5 кГц. Дипольные приёмники располагаются между монопольными; характеристики направленности соседних дипольных приёмников могут быть ортогональны друг другу. С помощью дипольных измерительных зондов измеряют скорости поперечной волны, существенно меньшие скорости упругой волны в скважинной жидкости. Остронаправленные диаграммы излучения и приёма колебаний дипольными преобразователями позволяют определять анизотропию горных пород по скорости S волны и решать тем самым геологические задачи, связанные с оценкой преимущественного направления естественных и искусственных трещин. Приборами с антеннами монопольных и дипольных приёмников владеют 3 ведущие зарубежные фирмы (Schlumberger, Halliburton, Western Atlas International). Стоимость таких приборов составляет несколько сотен тысяч долларов.
Сложность приборов с антеннами приёмников видна из описания измерительного зонда скважинного прибора MAC фирмы Western Atlas International. Блок излучателей длиной 2,11 м содержит 2 монопольных и 2 дипольных излучателя и 4 генератора для их возбуждения. Монопольные излучатели представлены обычными пьезокерамическими цилиндрами с широким диапазоном (1-20 кГц) излучаемых частот; они разнесены на 0,76 м. Низкочастотные (1-3 кГц) излучатели выполнены из биморфных пьезокерамических пластин; расстояние между ними - 0,305 м. Минимальные расстояния между одноимёнными излучателями и приёмниками составляют 2,44 м для монопольных и 2,59 м для дипольных преобразователей.
Блок приёмников длиной 3,36 м содержит две антенны из 8 монопольных и 8 дипольных приёмников. Первые выполнены из пьезокерамических цилиндров малого диаметра, полоса приёма частот - 1-20 кГц; вторые - из биморфных дисков с равномерной частотой преобразования в диапазоне 1-10 кГц. При стандартной конфигурации характеристики направленности всех дипольных приёмников направлены в одну сторону. Каждый второй из этих приёмников может поворачиваться на 90° посредством натяга гибкой сцепки управлением сверху. Таким образом, единая антенна дипольных приёмников трансформируется в две (по 4 приёмника в каждой) с ортогональной направленностью диаграмм чувствительности. Расстояние между соседними преобразователями в каждой антенне монопольных и дипольных приёмников равно 0,152 м.
Блок приёмников соединяется с электронным блоком герметичным мостом, который содержит 67 штырьков. Электронные схемы и программное обеспечение прибора обеспечивают синхронную работу всех элементов, оцифровку данных в пределах 4-8 мс с шагом 4-8 мкс с помощью четырёх синхронных 12-битовых АЦП (12МГц ЦП), фильтрацию принятых сигналов для лучшего выделения колебаний Р, S и St волн посредством применения трёх верхних и трёх нижних частот среза, передачу оцифрованных данных на дневную поверхность. Скорость передачи данных - 41,6 или 93,75 кбит/с. Динамический диапазон передаваемых данных составляет 102 дБ. Скорость каротажа определяется режимом работы скважинного прибора и решаемыми задачами; максимально - 500 м/ч. В реальном режиме времени регистрируются значения Dtp
и Dts
, полученные по методике прослеживания фазы на основе выбранного порога срабатывания, vp
/vs
и ФКД монопольного и дипольного зондов. Погрешность измерения интервального времени продольной волны равна ±3%, поперечной - ±5%.
Не менее сложно, но более изобретательно устроен блок приёмников скважинного прибора DSI фирмы Schlumberger [139]. Прибор предназначен для измерений параметров продольной, поперечной и Стоунли волн в любых типах пород. Блок излучателей содержит один монопольный излучатель с диапазоном рабочих частот 8-30 кГц и два дипольных излучателя, обладающих равномерной частотой преобразования в диапазоне 0,1-5 кГц. Восемь приёмников, удалённых от излучателей на 2,75 и 3,4 м, общие для монопольных и дипольных зондов. Каждый из них состоит из четырёх гидрофонов, расположенных под углом 90° друг к другу. Одновременное включение всех четырёх гидрофонов позволяет получить общую равномерную диаграмму направленности, которая соответствует монопольному приёмнику. Поперечное включение гидрофонов, расположенных по диагонали, соответствует образованию двух ортогонально расположенных дипольных приёмников. Расстояние между соседними (по оси скважины) приёмниками составляет 0,152 м.
Данные прибора DSI обрабатываются при различных способах фильтрации сигналов, что обеспечивается программным обеспечением каротажной станции MAXIS 500. Интервальные времена Р, S и St волн могут быть определены по первым вступлениям этих волн выбором порога дискриминации и согласно методу STC (когерентность "интервальное время-время"). Одновременно определяются другие параметры упругих волн (амплитуда А, эффективное затухание a, преобладающие частоты f, спектр частот, интегральное время пробега волны и др.), динамические параметры упругости (К, G, Е, v) горных пород, степень напряжённого состояния и трещиноватости пород и др. Прибор DSI комплексируется со всеми другими скважинными приборами серии MAXIS и, естественно, с техническим модулем ориентации, температуры, давления.
Отечественные скважинные приборы АК, оснащённые антеннами приёмников, имеют более скромные возможности. Они оснащены антеннами только монопольных приёмников. В этом отношении такая особенность приборов АКМ, АК-6 и АКД-8, как возможность работы на одножильном кабеле, вовсе не является их преимуществом. В самом современном из них, приборе АКД-8 [16], выбрана типовая конструкция измерительного зонда. Цилиндрический пьезокерамический излучатель малой длины (25 мм), что является далеко не лучшей конструкцией этого элемента, расположен в 2,4 м от ближайшего приёмника. Снижение резонансной частоты излучателя и расширение спектра излучаемых частот достигается демпфированием активной части стальным цилиндром и выбором заднего фронта возбуждающего импульса. Восемь приёмников с резонансной частотой 22 кГц расположены через 0,1 м. Электронная часть прибора организована в режиме общего пункта возбуждения, когда при каждом возбуждении излучателя регистрируются все 8 волновых пакетов. Применение антиаляйсинговых фильтров позволяет выбрать информационные сигналы в диапазоне 2-20 кГц и усилить их 8 усилителями с кратностью 1:4:16:64. Оцифровка сигналов в приборе достигается двумя 12-разрядными АЦП с дискретностью 10 мкс во временном диапазоне 5120 мкс. При скорости передачи оцифрованных данных на поверхность, равной 100 кбит/с, обеспечивается шаг квантования по глубине, равный 0,2 м. Столь большие шаги квантования по времени и глубине сводят на нет все преимущества прибора АКД-8. В первую очередь это относится к возможности использования частотного спектра для фильтрации волновых пакетов, выделения и идентификации волн, а также и вертикальной избирательности при исследовании тонких пластов. Настораживает также заявление об отсутствии программного обеспечения обработки первичных данных и определения интервальных времен Р, S и St волн [16], хотя такое отечественное обеспечение существует даже для простых трёхэлементных зондов [34].
Сообщается [68] о разработке многозондового прибора МАК-8, предназначенного для АК через обсадную колонну. Предполагается, что измерительный зонд составят низкочастотный (менее 10 кГц) излучатель, работающий попеременно в монопольном и дипольном режимах, и 4 широкополосных приёмника, размещенных на расстоянии до 3,5 м от излучателя. Другие характеристики прибора не раскрываются.
Пожалуй, сегодня лучшим отечественным скважинным прибором, предоставляющим возможность определения с приемлемыми погрешностями параметров Р, S и St волн, остаётся АВАК-7 [25], хотя онотносится к более простому классу приборов массового применения.
2.3. Скважинные приборы акустической цементометрии
Бурное развитие акустической цементометрии началось на заре появления скважинных приборов АК. Этому способствовали, по крайней мере, два обстоятельства: важность задач определения технического состояния обсадной колонны и цементного камня, обеспечивающих длительную работу нефтегазовых скважин, и более низкие на первых порах требования к количественным определениям параметров упругих волн по сравнению с приборами, предназначенными для исследований открытых скважин. Со временем требования к качеству решения задач и, соответственно, к приборам АК-цементометрии неизмеримо повысились. Появилась необходимость количественной оценки сцепления цемента с обсадной колонной и горными породами, выделения в цементном камне тонких вертикальных каналов, идентификации интервалов внутренней и внешней коррозии обсадной колонны и др.
Решение усложнившихся задач осуществляется в настоящее время двумя группами приборов, чётко различающихся между собой. Традиционные задачи цементометрии - определение высоты подъема цемента за колонной, степени заполнения затрубного пространства цементом и качества его сцепления с колонной и горными породами - решаются приборами АК-цементометрии (АКЦ), обладающими относительно невысокими частотами излучения (20-30 кГц) со средними для АК длинами (0,7-1,5 м) измерительных зондов ( табл. 6 ). Для этой цели часто применяют также приборы АК, предназначенные для исследований открытых скважин. Обычно ими исследуют качество цементирования промежуточных (технических) обсадных колонн во время каротажа глубже залегающих открытых интервалов. Вторую группу приборов составляют высокочастотные (250-1000 кГц) АК-сканеры. Их основное назначение заключается в обнаружении небольших дефектов, нарушающих целостность колонны и/или герметичность затрубного пространства: порывов, трещин, смятий и коррозии обсадных труб, вертикальных каналов в цементном камне, интервалов залегания газонасыщенного (вспученного) цемента.
Современные приборы АК-цементометрии обладают короткими компенсированными измерительными зондами ( табл. 7 ,а). Расстояния между ближайшими излучателем и приёмником в приборах разных фирм изменяются от 0,7 до 1,2 м; базы зондов (расстояние между приёмниками) - в пределах 0,305-0,61 м. Зарубежные и некоторые отечественные приборы содержат также третий приёмник. Его назначение заключается в регистрации ФКД на стандартной в зарубежной практике базе в 5 футов (примерно 1,5 м). С помощью этого приёмника регистрируют также положение муфт при любом качестве цементирования, воспринимая упругие колебания ближнего излучателя, расположенного на расстоянии 0,2-0,3 м от приёмника. Основная рабочая частота излучателей приборов АК-цементометрии равна 20 кГц, что благоприятно для регистрации параметров волны Лэмба, распространяющейся в колонне. Собственно, по затуханию этой волны определяется (количественно!) степень сцепления цемента с колонной. Сцепление цементного камня с горными породами фиксируется на качественном уровне по факту появления на ФКД упругих волн, распространяющихся в породах. Методические возможности и эксплуатационные характеристики приборов с компенсированными зондами близки между собой; диаметр приборов - 70-83 мм, длина - 5,4-8,5 м с центраторами. Термобарические характеристики - стандартные для зарубежных (177 °С, 138 МПа) и отечественных приборов (120°С, 80 МПа).
Скважинные приборы АК-цементометрии, оснащенные компенсированными измерительными зондами, представляют собой лучшие достижения метода начала 90-х годов. Однако практически все фирмы и предприятия продолжают эксплуатацию более старых приборов с трёхэлементными и, даже, двухэлементными измерительными зондами. По-видимому, это делается с целью полной амортизации ранее изготовленных приборов. В других случаях такие приборы предназначены для исследований скважин с экстремальными условиями: диаметр скважин - менее 120 мм, забойные температуры близки или превышают 200°С, необходимость работы с одножильным каротажным кабелем.
Конструкции сканеров АК-цементометрии более разнообразны ( табл. 7 , б). Их можно разделить, по крайней мере, на три обособленных группы: 1) сканеры с одним совмещённым преобразователем "излучатель-приёмник", вращающимся вокруг оси прибора; 2) сканеры с восемью преобразователями "излучатель-приёмник", установленными в корпусе прибора неподвижно, по винтовой линии, через 45° в проекции на азимутальную плоскость; 3) приборы с шестью парами преобразователей "излучатель-приёмник", установленными на близком расстоянии (микрозонды АК) на 6 выносных башмаках. Излучатели и приёмники соседних башмаков заменены местами. Башмаки (через один) размещены в двух горизонтальных плоскостях таким образом, что верхний излучатель первого башмака (И1
), верхний приёмник второго (П1
), нижний приёмник третьего (П2
) и нижний излучатель четвёртого башмака (И2
) образуют короткий компенсированный измерительный зонд И1
П1
П2
И2
и т.д. Всего таких зондов 6; они расположены под углом к оси прибора и скважины, охватывая сегмент раскрытостью 60° [81,140]. Все сканеры АК-цементометрии оснащены дополнительным преобразователем "излучатель-приёмник" для определения скорости упругой волны в жидкости, заполняющей скважину.
Первичные данные сканеров АК-цементометрии включают время распространения и амплитуды упругой волны, отражённой от внутренней и внешней стенок обсадной колонны и стенки скважины, время реверберации колонны, резонансную частоту колебаний колонны, интервальное время распространения упругой волны в скважинной жидкости. Эту информацию получают почти непрерывно приборами с вращающимся преобразователем "излучатель-приёмник" (от 6-10 оборотов в минуту, до 18-32 опросов за один оборот) или в сегментах с раскрытием 45° либо 60° другими приборами. Помимо первичных данных (обычно это кривые затухания и ФКД), стандартные заключения зарубежных фирм содержат с теми или иными вариациями у разных фирм сведения о внутреннем диаметре и эксцентриситете колонны, её толщине, наличии интервалов внутренней и внешней коррозии, положении муфт и центраторов, карту распределения цемента за колонной с выделением вертикальных каналов, индекс сцепления цемента с колонной (в кг/см2
). Часто, подобно тому как это делается для открытого ствола, изображение обсадной трубы может быть представлено в псевдотрехмерном отображении, на котором видны дефекты - перфорационные отверстия, коррозионные воронки, следы выработки от движения бурильных труб или НКТ и т.п.).
К сожалению, уровень решения перечисленных задач отечественными сканерами АК-цементометрии намного ниже. Сканер АВК-42 позволяет получить лишь изображение внутренней стенки скважины и её дефектов (порывов, трещин, перфорационных отверстий). Сканер САТ-4 обеспечивает измерение профиля колонны и отображение её поверхности. Линейная разрешающая способность САТ-4 по дефектам внутренней поверхности составляет 6 мм, абсолютная погрешность измерения внутреннего радиуса - не более ±0,7 мм [68]. Методические возможности сканера АРКЦ-Т-1 в общедоступной литературе не раскрыты.
Предполагается, что возможности, близкие к зарубежным сканерам, будут достигнуты у сканеров, разрабатываемых НПП "Геометр". Авторы сообщают [44], что они разрабатывают аналоги сканеров АК-цементометрии СЕТ и USI фирмы Schlumberger и сканера СВТ фирмы Western Atlas International. Организация начала опытные работы со сканером АКЦ ВМ, разработка двух остальных находится на стадии лабораторных исследований.
2.4. Основные конструктивные элементы измерительных зондов
Измерительные зонды АК составляют излучатели и приёмники упругих колебаний, в совокупности обеспечивающие необходимое для измерений соотношение информационных сигналов и шума, а также акустическая развязка (акустический изолятор) между ними, препятствующая распространению сигнала-помехи по корпусу зонда. Непременными атрибутами измерительных зондов и приборов АК в целом являются центрирующие устройства, обеспечивающие соосное расположение зонда и исследуемой скважины. В зависимости от назначения скважинного прибора, решаемых с его помощью задач и условий эксплуатации перечисленные элементы зонда основаны на разных принципах работы, обладают различным конструктивным исполнением и эксплуатационными характеристиками. Вероятно, никогда не удастся достичь в этих устройствах совершенства или хотя бы каких-либо стандартов. Во всяком случае, количество изобретений в этой области знаний не снижается, хотя в отдельные годы наблюдаются всплески, обусловленные, как правило, появлением новых материалов или принципов измерений. Так, в середине 80-х годов (1983 -1986 гг.) наблюдалась "вспышка" изобретений, связанных с дипольными преобразователями. Её вызвало сообщение об успешном применении низкочастотных антисимметричных колебаний для измерения скорости распространения поперечной волны в слабоконсолидированных средах, в которых её значение vs
существенно меньше скорости vж
упругой волны, заполняющей скважину [111]. Основными патентовладельцами способов измерений и измерительных зондов скважинных приборов АК являются фирмы Schlumberger Technology Corporation, Ezzon Production Research Company, Mobil Oil Corporation, Atlantic Richfield Company. В сфере дипольных преобразователей с ними конкурирует Горный колледж университета Акита (Япония). В сфере АК-сканеров приоритетные позиции занимают Western Atlas International, Inc. и Chevron Research and Technology Company. Российские предприятия и организации в последние 5-7 лет практически прекратили патентование, и поэтому трудно судить об уровне и направлении их деятельности в данной области техники. Отдельные появляющиеся в российской литературе сообщения носят рекламный характер и не позволяют судить об уровне разработок.
За последние годы не произошло радикальных изменений в применении материалов для изготовления монопольных электроакустических преобразователей. В приборах АК используются преимущественно электрострикторы на основе пермендюра и пьезокерамики. Применение этих материалов обусловлено их высоким электроакустическим КПД, достигающим 50% в импульсном режиме излучения и приема, технологичностью изготовления и относительно высокой термостойкостью.
Магнитострикционные материалы чаще всего применяются в отечественных приборах АК для изготовления излучателей упругих волн. В зарубежных приборах и отечественных приборах последнего поколения излучатели выполняют из пьезокерамики, очевидно, научившись преодолевать её более низкую механическую прочность. Приёмники упругих колебаний с середины 80-х годов выполняют только из пьезокерамики. Это тем более относится к АК-сканерам, в которых один и тот же преобразователь выполняет функции излучателя и приёмника. Такой преобразователь имеет, как правило, форму вогнутого пьезоэлектрического диска [135,147]. Редко в приборах массового применения предлагается использовать преобразователи, работающие на других принципах, например, электродинамические [137], хотя они заняли прочное место в зондах для исследования низкоскоростных разрезов (дипольные зонды).
Традиционно в скважинных приборах АК применялись излучатели с диаграммами направленности, близкими по форме к сферической ( рис.4 ), что обусловлено необходимостью возбуждения головных продольной и поперечной волн в широком (20°-90°) диапазоне критических углов. Такие излучатели выполняются в форме сфер и пустотелых цилиндров либо в форме двух магнитострикционных колец с общей обмоткой, включённой таким образом, чтобы маг- нитные потоки в кольцах были направлены в разные стороны. Высота h цилиндрического излучателя должна находиться в пределах 0.5l <= h <= 0,7l, где l - длина волны в скважинной жидкости на основной частоте излучателя.
В связи с растущей востребованностью измерений параметров поперечной и поверхностных волн в приборах АК всё чаще появляются монопольные излучатели направленного действия [45,82,118]. Их выполняют в двух вариантах: а) в виде колец, размещённых вдоль оси измерительного зонда и возбуждаемых с временной задержкой, чтобы обеспечить создание диаграммы направленности, вытянутой вдоль оси скважины [117]; б) в форме поршневых преобразователей с активными элементами (толкателями), выполненными из пьезокерамических столбиков или магнитострикционных стержней и излучающих энергию вдоль оси прибора. Для формирования диаграммы направленности, обращённой к стенке скважины, и уменьшения интенсивности прямой волны по корпусу прибора между поршнем и приёмником размещают отражатель.
Второй тип излучателя направленного действия нашёл большее применение вследствие простоты конструкции и надежности. Основные его преимущества состоят в следующем: более высоком (в 3-10 раз), по сравнению с традиционными излучателями, отношении амплитуд S и Р волн; возможности возбуждения доминирующей в волновом пакете волны Стоунли; уменьшении влияния обсадной колонны при измерении упругих характеристик горных пород в обсаженных скважинах. К недостаткам поршневых излучателей следует отнести заниженные в 1,5-3 раза (в зависимости от частоты и угла раскрытия основного лепестка диаграммы направленности) амплитуды продольной волны по сравнению с излучателями со сферической диаграммой направленности.
Приёмники направленного действия в виде специальных механических конструкций практически не применяются, по крайней мере, не патентуются. Большинство фирм пошли путём построения измерительных зондов с антеннами приёмников, в которых каждый приёмный элемент выполнен из пьезокерамики в форме сферы или пустотелого цилиндра со сферической диаграммой направленности. Расстояние между приёмными элементами варьирует от 0,05 до 0,20 м, длина антенны - от 0,5 до 2,0 м, количество приёмников - от 4 до 16 [5,16,81,96 и др.]. Направленность приёмной антенны создаётся программами обработки сигналов, зарегистрированных от каждого приёмника [150].
Сочетание разночастотных и направленных излучателей, приёмных антенн (в том числе фазированных) позволяет получить максимально эффективные монопольные измерительные зонды АК. С их помощью в открытых и обсаженных скважинах получают волновые пакеты продольной, поперечной и Стоунли волн с максимально возможным отношением "сигнал-помеха". Для измерения параметров поперечной волны в низкоскоростных разрезах (vs
<vж
) востребованы дипольные (мультипольные) преобразователи.
Интенсивная разработка мультипольных преобразователей для скважинных приборов АК началась с 1980 г., когда экспериментально была доказана возможность измерения параметров поперечной волны в низкоскоростных неконсолидированных осадках [111]. Пик разработок пришёлся на середину 80-х годов, хотя патентование дипольных преобразователей продолжается до сих пор [128,145]. Принцип работы мультипольных преобразователей связан с созданием и приёмом антисимметричных колебаний и низкой чувствительностью к симметричным колебаниям ( рис. 4 , б). Это позволяет измерять значения скорости распространения поперечных (S) волн, значительно меньшие скоростей упругих волн, распространяющихся в жидкости, заполняющей скважину, и по корпусу скважинного прибора [112,113].
Основными типами дипольных преобразователей в приборах АК являются электродинамические [125] и пьезокерамические [80]. Реже предлагается изготавливать их из магнитострикционных материалов [91]. Эффективность дипольного преобразователя определяется соотношением дипольной и монопольной составляющих в общем сигнале. Монопольная компонента обусловлена неидеальной симметрией диполя и колебаниями, вызванными реакцией несущей конструкции (сигнал отдачи).
Идеальным диполем является излучатель, состоящей из двух пьезокерамических пластин, возбуждаемых противофазно [80]. Однако высокая добротность и малые относительные деформации пьезокерамических пластин не обеспечивают достаточную для приборов АК акустическую мощность излучения на низких (менее 3 кГц) частотах. Поэтому для возбуждения низкочастотных колебаний предложено конструировать диполи на основе электродинамических преобразователей, КПД которых ниже, чем у пьезокерамических. Построение магнитострикционного диполя основано на противоположной (по знаку) стрикции пермендюра и никеля. Принципиально такие диполи можно сконструировать, но строгую симметрию обеспечить трудно, и, следовательно, не удаётся добиться приемлемого соотношения амплитуд поперечной и Стоунли волн, распространяющихся с близкими скоростями.
Теоретически и на физических моделях показана возможность возбуждения антисимметричных колебаний мультипольными, в частности, квадрупольными ( рис. 4 , в) электроакустическими преобразователями [36,83,87]. Имеются также многочисленные патенты на эти преобразователи и зонды с ними, но сообщения об их применении в скважинах отсутствуют. Очевидно, преимущества квадрупольных преобразователей, обладающих явно выраженными по сравнению с монопольными преобразователями диаграммами направленности, не превалируют над их недостатками - сложностью конструкции и низким уровнем "сигнал/шум". В то же время положительный эффект применения системы ортогональных дипольных преобразователей для определения акустической анизотропии горных пород, в первую очередь, их трещиноватости, очевиден и получает в последнее время широкое распространение [100,109,124 и др.].
Применение дипольных преобразователей радикально расширило возможности АК для решения геологических и технических задач, поэтому в ближайшие годы следует ожидать их дальнейшего развития. В первую очередь должны появиться новые материалы, способные к большим деформациям и обладающие достаточно высоким КПД электроакустического преобразования, или конструкции, позволяющие увеличить мощность излучения диполя на низких (1-5 кГц) частотах. Это тем более важно, что теоретические предпосылки [26] и первый отечественный опыт исследований скважин дипольными зондами [25] свидетельствуют о более низкой мощности дипольных излучателей по сравнению с монопольными. Безусловно, актуальными будут конструкции дипольных приёмников, обеспечивающих приём полезных сигналов в двух ортогональных направлениях и обладающих достаточно высокими отношениями "сигнал/шум" Если удастся создать дипольные приёмники с резко выраженными диаграммами направленности, может возникнуть задача увеличения количества приёмников, расположенных в одной плоскости, до 6-8 с целью создания объёмного изображения скважины (технология Imager).
В последние годы получены единичные патенты на акустические изоляторы для скважинных приборов АК, что указывает на исчерпанность возможных вариантов их конструкций. В то же время необходимость измерений параметров волн, распространяющихся со скоростями, меньшими 1500-2000 м/с, вновь привлекает внимание конструкторов к решению этой задачи. Из двух возможных схем построения акустических изоляторов - гибкой и жёсткой конструкций - в последнее время преобладала первая Гибкие изоляторы, представляющие собой отрезок каротажного кабеля, использованы в серийных скважинных приборах АКШ, АК-П, АКМ. В опытных образцах прибора АКАС (ВО ИГИРГИ) акустический изолятор представляет собой цепь, собранную из отдельных колец. Такие изоляторы подавляют волну-помеху, распространяющуюся по корпусу скважинного прибора, в ущерб центровке измерительного зонда. Наоборот, жёсткие изоляторы позволяют поднять уровень полезных сигналов за счёт центровки прибора в скважине и развязки электроакустических преобразователей с корпусом зонда [66,116 и др ] Опыт применения в приборе АВАК-7 разночастотных монопольных и дипольных излучателей для преимущественного возбуждения волн разных типов свидетельствует о новых возможностях жёстких изоляторов. Данным прибором зарегистрированы значения скорости поперечной волны, равные 1000 м/с, и волны Стоунли, равные 900 м/с, на длинах измерительных зондов, близких к 1,5 м. Из-за отсутствия единства мнений по вопросу акустической развязки электроакустических преобразователей можно надеяться на появление новых технических решений этого простого, но важного узла скважинных приборов АК
К настоящему времени полностью стабилизировались конструкции центрирующих устройств измерительных зондов. Приборы для открытых скважин центрируют двумя-тремя рессорными фонарями, которые обеспечивают положение прибора на оси скважины, если диаметр последней изменяется в диапазоне 140-400 мм (реже до 500 мм). Иногда для обеспечения равномерного прижатия рессор к стенке скважины при больших изменениях её диаметра рессоры поддерживают изнутри подпружиненными штангами (тягами, рычагами) [104]. Как правило, в зарубежных приборах рессорные фонари выполнены отдельными съёмными узлами, длина которых составляет 0,9-1,1 м. Стандартными центраторами скважинных приборов акустической цементометрии и сканеров АК-цементометрии стали рычажные устройства, аналогичные применяемым в отечественных приборах гамма-гамма-цементометрии и толщинометрии СГАТ и СГДТ. Центрирование приборов с помощью этих устройств обеспечивает измерение внутреннего радиуса обсадной колонны с погрешностью ±0,7 мм [68]. Новыми элементами измерительных зондов стали резиновые или пластиковые кольца и рёбра, выступающие над поверхностью охранного кожуха и предотвращающие непосредственное соприкосновение приборов со стенкой скважины на уступах, границах каверн и других участках ствола.
2.5. Передача первичных данных из скважинных приборов в компьютеризированные цифровые каротажные лаборатории (телеметрические линии связи)
На рубеже 80-90-х годов произошёл переход ГИС в новое качественное состояние. Он базируется на одновременном проведении многих измерений комплексными и/или комбинированными скважинными приборами, обработке первичных данных в реальном времени средствами каротажной лаборатории и более глубокой многовариантной обработке тех же данных в стационарных условиях, решении целого ряда совершенно новых для ГИС задач, представлении результатов обработки и геологической интерпретации в псевдотрёхмерной форме, облегчающей их восприятие геологическими службами. Основу такого перехода составили процедуры, связанные с обеспечением качества получаемых первичных данных. К ним относятся оцифровка первичных данных в скважинных приборах, передача их с приемлемой скоростью в наземные обрабатывающие и регистрирующие устройства (каротажные лаборатории), повышение достоверности переноса метрологических характеристик скважинных приборов от момента их поверки до проведения измерений, упрощение процедур первичного редактирования, транспортировки и обработки готовых (в том числе, увязанных с глубиной скважины) оцифрованных данных средствами современной вычислительной техники.
Все реализованные отечественные телеметрические линии связи (ТЛС) [42,53,69] основаны на принципах, изложенных в ГОСТ'ах 19619-74 и 2676.52-87. Более чем существенным отклонением от требований этих ГОСТ'ов являются характеристики кабельного интерфейса. Большая длина кабеля (5-10 км) и большая его ёмкость (0,25 мкф/км) заставляют снижать предусмотренную ГОСТ'ами частоту от 1 МГц до 20-100 кГц в зависимости от реальной длины кабеля и выбранных фильтров, обеспечивающих компенсацию частотных характеристик кабеля. Такие же принципы и применение того же кода передачи данных Manchester-II заложены в ТЛС зарубежных фирм. Они также применяют частоты передачи сигналов в диапазоне 20-100 кГц, обеспечивая скорость передачи по одному каналу, равную примерно 20-100 кбит/с. Более высокая скорость передачи данных (около 270 кбит/с) достигается при использовании семижильного кабеля и трёх "фантомных" линий передачи [104]. На основе обобщения литературных источников и общения с зарубежными специалистами в [10] указывается на наличие ТЛС со скоростью передачи данных 500 кбит/с. Сведения о широком практическом применении этого достижения отсутствуют.
Особенность акустических методов исследований заключается в необходимости передачи в цифровом виде объёмов информации, превышающих возможности современных ТЛС более чем на 2 порядка. Действительно, для скважинных приборов массового применения, рабочая частота излучателей которых составляет 10-20 кГц, необходима оцифровка в каждом канале измерения волнового пакета длительностью 4-8 мс с дискретностью 2-4 мкс. Отсюда следует: количество передаваемых точек (samplers per sensor) оцифровки равно 1000-2000 при объёме передачи каждой точки 20 бит. Если выбрать дискретность опроса по глубине, равную 0,2 м (что для многих задач, например, определения интервалов обводнения, совсем неприемлемо), объём передаваемой информации в интервале глубин 1000 м составит 12500 кбит/с для двухэлементного зонда И-П, вдвое больше - для трёхэлементного зонда И-П-П и вчетверо больше для компенсированного зонда И-П-П-И. Для сравнения: для любого вида электрического каротажа объём передаваемой информации при той же дискретности передачи составит 12,5 кбит/с.
Если принять, что коммерческая скорость АК, по крайней мере, для приборов массового применения, не должна снижаться менее какого-то допустимого значения (скажем, 400-600 м/ч), то окажется, что для передачи волновых пакетов АК в цифровом виде количество измерительных каналов не может быть достаточно большим ( рис. 5 ). Выход из этого тупика сегодня находят в применении радикальных решений: передаче в приборах массового применения начальной части волновых пакетов, ограничившись регистрацией параметров только продольной волны, увеличении шагов дискретизации сигналов во времени и по глубине [53], передаче информации АК цифровыми ТЛС в аналоговом виде в специально выделенных временных окнах [42,69 и др.].
Наиболее просто, потому что для этого ничего не надо изменять, осуществляется передача волновых пакетов в аналоговом виде. Её реализуют, используя общий канал цифровой телеметрии, выделив в нём специальные временные окна для передачи аналоговых сигналов АК [69], или передавая волновые пакеты по третьей жиле кабеля, а синхроимпульсы - по каналу цифровой телеметрии с целью ослабления влияния переходных процессов [42]. В АК-сканере [44] волновые пакеты 8 преобразователей оцифровываются в скважинном приборе, заносятся в промежуточную память, а затем передаются по каротажному кабелю в аналоговом виде в частотном диапазоне, который соответствует аналоговым приборам АК. В наземном регистраторе аналоговые сигналы повторно оцифровываются.
Известны две полностью завершённые отечественные разработки приборов АК, в которых применена цифровая передача данных. В модуле ВАК [75] использован трёхэлементный измерительный зонд. Волновые пакеты перед оцифровкой логарифмируются, чем достигается сужение динамического диапазона передаваемых сигналов, уменьшение объёмов информации и возможность применения 8-разрядного АЦП. В каротажной лаборатории осуществляется восстановление первоначальной формы сигналов. Скорость каротажа - до 1000 м/ч.
В многоэлементном приборе АКД-8 [16,53] волновые пакеты, воспринятые восемью приёмниками при одном срабатывании излучателя, оцифровываются двумя 12-разрядными АЦП, работающими в режиме параллельно-последовательного преобразования сигналов в чётных и нечётных измерительных каналах. Дискретность преобразования равна 10 икс, время наблюдения - 5120 мкс от момента излучения. Оцифрованные данные записываются в буферную память и затем по командам управления, передаваемым с поверхности по интерфейсу ТСМ2-100, поступают в наземный регистрирующий комплекс. При скорости передачи, равной 100 кбит/с, длительность передачи данных от восьми приёмников с одной глубины составляет 900 мс. При дискретности опроса по глубине, равной 0,2 м, скорость каротажа составляет 800 м/ч.
Авторы последней разработки указывают [16], что большая (4-20 мкс) дискретность оцифровки волновых пакетов исключает применение для определения скорости (интервальных времён) упругих волн методов, основанных на прослеживании первых вступлений. Представляется однако, что большие интервалы дискретности несут другую опасность. Оцифровка данных через 10-20 мкс на частотах АК (5-20 кГц) затрудняет или вовсе исключает возможность использования динамических (амплитуды и затухание) и частотных характеристик для разделения упругих волн с применением различных приёмов фильтрации и суммирования сигналов. Дискретность измерений по глубине, равная 0,2 м, ограничивает применение АК для оценки трещиноватых, тонко чередующихся пород, характера насыщенности коллекторов, то есть для решения именно тех сложных задач, для которых создаются многоэлементные приборы АК.
Таким образом, реализованные скорости передачи цифровых сигналов по каротажному кабелю сдерживают применение цифровых приборов АК. Применение цифровых ТЛС требует поиска компромисса между числом измерительных каналов, дискретностью оцифровки, шагом квантования по глубине, скоростью каротажа и перечнем решаемых задач. Эти затруднения будут устранены при создании цифровой ТЛС со скоростью передачи данных по одному каналу, равной 270-400 кбит/с. Из устных сообщений известно, что над такими ТЛС активно работают ведущие зарубежные фирмы.
2.6. Поверка и калибровка приборов АК
Эти средства ( табл.8 ) создавались в Российской Федерации (точнее, в СССР) и за рубежом для поверки и калибровки приборов АК, предназначенных для измерения параметров (скорости распространения Vp и эффективного затухания aр
) продольной головной волны [50,51,62,63,104]. В зарубежных фирмах первичные средства включают контрольные аттестованные скважины, в которых в единых условиях аттестовываются все производимые фирмой приборы. Контрольные скважины, имеющиеся в отдельных организациях РФ (например, в трестах "Сургутнефтегеофизика" и "Ноябрьскнефтегазгеофизика"), вроде бы полностью аналогичны зарубежным, но выполняют, скорее всего, роль вторичных средств поверки, так как первичную поверку должен выполнять изготовитель. Десятилетний опыт стандартизации и калибровки акустических цементомеров в таких скважинах подтверждает их несомненную полезность.
Вторичные средства представлены аттестованными отрезками труб, изготовленных из различных материалов (чаще всего, отрезков металлических обсадных труб), сегментов таких труб либо металлических лент, которые устанавливают в зажимах, закрепляемых на скважинном приборе. Контроль работоспособности приборов в процессе скважинных измерений повсеместно выполняется в интервалах незацементированной обсадной колонны, значение Dtp
(точнее, DtL
) в которых равно 185-187 мкс/м.
В последнее время в отечественной литературе активно обсуждается пригодность указанных средств поверки и полевой калибровки на новом этапе применения АК в связи с оцифровкой полных волновых пакетов и последующим выделении в них колебаний волн Лэмба, продольной, поперечной и Стоунли [47, 59]. Дискутируются два подхода: возможность применения калибровочных средств, разработанных для измерения параметров Р волны, и необходимость создания метрологических средств, пригодных для калибровки параметров измерения каждой (L, S, St) волны в отдельности.
В пользу первого подхода можно привести сохранение (в смысле - неизменение), прежних требований - достоверного воспроизведения амплитуд и времён прихода к приёмнику упругих колебаний в диапазоне скоростей распространения от 7500 до 1500 м/с и коэффициентов затухания в диапазоне 20-40 дБ/м от максимальной амплитуды.
Перечисленные документы [50,51,62,63,104] относят это требование к продольной волне. Волна Лэмба, как нормальная продольная волна в ограниченном пространстве, полностью подчиняется этому требованию. Волны поперечная и Стоунли отличаются от продольной значениями скоростей распространения и амплитуд, которые не выходят за пределы требований перечисленных документов (1400-4000 м/с; 20-40 дБ/м). Более низкие частоты колебаний поперечной волны (в 1,2-1,3 раза по сравнению с Р волной) и волны Стоунли (2,5-4 кГц) попадают в полосу пропускания амплитудно-частотной характеристики каналов передачи сигналов (3-30 кГц на уровне 0,5-0,7), которая устанавливается для всех уже имеющихся приборов АК. От возможных перегрузок приемоусилительный тракт защищён тем, что в современных приборах АК коэффициент усиления регулируется автоматически или по команде наземного регистрирующего устройства. Следовательно, если прибор проверен и откалиброван с помощью метрологических средств для продольной волны, то колебания остальных волн - Лэмба, поперечной, Стоунли - будут зарегистрированы без искажений. К тому же, объективно канал регистрации не идентифицирует упругие колебания, как принадлежащие определённой волне, и не накладывает на них каких-либо дополнительных условий.
Обсуждаемые метрологические средства характеризуются рядом других ограничений: не учитывают влияния давления и температуры, уровня шумов от движения прибора в скважине, отклонений в центрировании скважинного прибора и т.п. Тем не менее, они (метрологические средства) позволяют выявить при полностью собранном приборе влияние переходных процессов при возбуждении излучателей и коммутации каналов, влияние прямой волны по корпусу прибора на равномерность амплитудной характеристики и на ограничение временного интервала приёма первых и последующих вступлений без искажений; оценить численные значения измеряемых параметров, а также равномерность диаграмм направленности преобразователей в горизонтальной и вертикальной плоскостях. Более того, они позволяют определить, с каким зондом - дипольным или монопольным - ведётся работа, и оценить интенсивность сигналов дипольного зонда. Эти проблемы являются основными при оценке пригодности прибора для исследований. Учитывая невысокую стоимость существующих средств метрологической поверки и малые их габариты, можно ожидать, что они ещё послужат для контроля качества и стабильности метрологических характеристик приборов после их изготовления и в процессе эксплуатации.
На практике возникает другая проблема, связанная с разделением в волновом пакете интерферирующих между собой волн разных типов. Путь её решения, связанный с удлинением измерительных зондов, не самый удачный по двум причинам. Во-первых, для длинных измерительных зондов уменьшается отношение амплитуд регистрируемых сигналов к шумам. Во-вторых, усложняется эксплуатация длинных приборов, требующая их разборки в суровых климатических условиях, в которых расположены основные запасы нефти и газа страны. Основная тяжесть разделения волн в волновых пакетах и определения параметров волн (Dt, A, a, f) ложится на программное обеспечение, совершенствованию которого нет предела. Существующие в организациях контрольные скважины позволяют оценить сходимость результатов, полученных разными приборами при использовании того или иного программного обеспечения.
Второй подход связан с созданием метрологического обеспечения для измерения параметров волн поперечной и Стоунли. Этот путь не безнадёжен. Например, дипольный зонд, оснащённый излучателем с повышенной собственной частотой (6-10 кГц), позволяет измерить в отрезке стальной трубы скорость распространения волны Лэмба и поперечной волны. Если возбуждать в том же отрезке трубы волну Стоунли на низких частотах (2-4 кГц), для которых скважина является фильтром Р и S волн, то в первых вступлениях волнового пакета можно получить колебания St волны. Такой способ возбуждения реализован в приборе АВАК-7 [25]. Однако это - возможные пути поиска необходимых метрологических средств, а не достоверные способы их реализации.
3. РЕШЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАДАЧ
Значения скоростей распространения, амплитуд и эффективного затухания волн, регистрируемые при АК, определяются большим количеством факторов: литологическим составом пород, их консолидацией и реологическими свойствами, структурой порового пространства, коэффициентами пористости и проницаемости, характером насыщенности, наличием обсадной колонны, полнотой заполнения затрубного пространства цементом и степенью его сцепления с колонной и горными породами, дефектами колонны и цементного кольца, свойствами жидкости в стволе скважины. В свою очередь, выявленные закономерности подвержены влиянию температуры и давления на глубине залегания исследуемых сред, интенсивности и частоты применяемых колебаний. Подобно другим исследователям, разработчики технических и методических средств АК пытались найти конкретные виды взаимосвязей параметров упругих волн с характеристиками горных пород и техническим состоянием скважин. Решения обратных задач (определения геологических и технических характеристик по значениям параметров упругих волн) отличаются большим разнообразием. В одних случаях это - достоверные решения, точность которых выше, чем по материалам остальных видов ГИС, в других - неоднозначность решений очень высока, но выявленные хотя бы общие закономерности облегчают решение задач по материалам других видов ГИС или их комплексов.
3.1. Литологическое расчленение пород
В отдельных литологических разностях осадочных пород (песчаник, алевролит, аргиллит, известняк и т.д.) скорости распространения и коэффициенты затухания Р и S волн зависят от минерального состава слагающих частиц, степени их уплотнения, сцементированности, величины и структуры порового пространства (межзерновые поры, трещины, каверны), характера насыщенности пород и изменяются в широких пределах. Вследствие влияния на параметры АК (Dtp
, aр
, Dts
, as
) многих факторов их применение позволяет уверенно выделить в разрезе только крупные литологические комплексы - песчаники, аргиллиты, карбонатные породы - без детального расчленения этих комплексов на более дробные разности - алевролиты, глинистые песчаники и т.п. ( табл.9 ). Исключение составляют гидрохимические осадки. Ангидриты, гипсы, галит (каменная соль) характеризуются близкими к постоянным значениями скоростей Р и S волн, которые незначительно изменяются с глубиной, что способствует однозначности их выделения.
Многочисленные попытки использования для литологического расчленения отношения скоростей vp
/vs
продольной и поперечной волн не улучшили возможности самостоятельного применения АК для решения этой задачи вследствие малых изменений значений vp
/vs
в различных породах ( табл.9 ). Увеличение пористости и трещиноватости пород определённой литологии (карбонатных) уменьшает значения скоростей продольной (vp
) и поперечной (vs
) волн, однако отношение vp
/vs
остаётся стабильным [102]. В работе [153] была показана лишь целесообразность применения отношения vр
/vs
для определения коэффициентов пористости сильно глинистых пород. Дифференциация пород весьма значительна, но предварительно по каким-либо материалам необходимо установить коэффициенты глинистости или общей пористости пород.
Таким образом, АК не имеет каких-либо преимуществ перед другими видами ГИС при детальном литологическом расчленении разрезов, которое следовало бы проводить по данным комплекса ГИС. Однако важным результатом работ, выполненных многочисленными зарубежными и отечественными исследователями по изучению возможностей такого расчленения, стало определение эмпирических значений интервальных времён (DtCK
)p,s
в идеальном непористом поликристаллическом минеральном скелете породы. Практикой интерпретации (определения коэффициентов Кп
) показана стабильность и применимость этих значений для территорий, удалённых на тысячи километров.
3.2. Определение пористости пород с использованием измеренных значений
Dtp
Определение коэффициентов Кп
межзерновой (гранулярной) пористости (далее: "пористости") было практически первой задачей скважинной геофизики, которую начали решать с использованием материалов АК. В основу определения положено утверждение, что осадочные породы представляют собой гетерогенные среды, состоящие из зёрен минералов и флюидов в порах [48]. Эффективные свойства таких сред при малых размерах зёрен и пор и их множестве определяются концентрациями отдельных фаз, формой и степенью связи между фазами. При небольших различиях в упругих свойствах и плотности фаз (например, для смесей песчаник-аргиллит, известняк-доломит и т.д.) форма границ не имеет практического значения, и величины Dtp
, Dts
определяются, как средневзвешенные, в соответствии с объёмными концентрациями фаз. Такой подход может быть применён и при более значительных различиях свойств фаз (минеральный скелет породы, вода и нефть в порах), хотя для таких случаев он менее обоснован. Редко и неравномерно расположенные, по сравнению с длиной упругой волны, трещины и каверны не отвечают условиям гетерогенной среды, поэтому для определения их ёмкости применяют другие взаимосвязи, чем для пород с межзерновой пористостью.
Первым и наиболее простым по форме уравнением, удовлетворяющим высказанному выше утверждению, стало уравнение среднего времени [152]:
где DtCK
- интервальное время в непористом минеральном скелете, выбираемое из табл. 9 ; DtЖ
- интервальное время в жидкости, заполняющей поры, значение которого зависит от состава флюида, пластовых температур и давлений, минерализации пластовой воды. Значение последней постоянной изменяется от 570 мкс/м в предельно минерализованной воде до 640 мкс/м в пресной воде. Оно не всегда четко соответствует минерализации воды. В породах, насыщенных газом и, отчасти, нефтью, значение интервального времени в флюиде намного меньше, чем это следует из vГ
и vh
. Величину DtЖ
следует рассматривать как подстроечную постоянную, значение которой в породах разной насыщенности близко к DtЖ
для случая насыщения пород водой.
Лучшие результаты при определении пористости песчаников с использованием уравнения (2) получают для крепко сцементированных разностей, залегающих на глубинах более 2000 м. Для других глубин полученные значения Кп
исправляют за уплотнение, ориентируясь на уплотнение глин с глубиной [48]. Для карбонатных пород поправку не вносят, если они залегают на глубинах более 700-1000 м.
Влияние глинистости и нефтегазонасыщенности коллекторов учитывают расширением уравнения среднего времени. Например, для глинистых пород
где Кгл
- коэффициент объемной глинистости; DtГЛ
- интервальное время распространения волны в глинах. Величина DtГЛ
принимает разные значения для слоистой, структурной (в виде гранул) и дисперсной (рассеянной) глинистости. Её определяют по ближайшему пласту глин в случае явно выраженной слоистой глинистости. Значение DtГЛ
стремится к DtЖ
для дисперсной глинистости и занимает промежуточные между DtГЛ СЛ
и DtЖ
значения для пород со структурной глинистостью. Некоторые сведения о распределении глинистых частиц в коллекторе получают по отношению vp
/vs
: значение vp
/vs
<2 соответствует дисперсной глинистости; vp
/vs
>2 служит признаком структурной глинистости. На практике определение типа глинистости и значения DtГЛ
вызывает значительные затруднения, поэтому величину DtГЛ
часто рассматривают как подстроечную константу.
Специалисты фирмы Schlumberger предложили другое, тоже предельно простое расширение уравнения (2) для учёта глинистости коллекторов:
Dtp
= Dtск
+(Dtж
-Dtск
)Кп
(2 - aпс
), (4)
где aпс
- относительный параметр ПС. При aпс
=1 уравнение (4) превращается в уравнение (2).
В [76] отмечается, что наглядность уравнения среднего времени и удобство его применения образовали серьёзное препятствие прогрессу в области построения новых петрофизических взаимосвязей между Dtp
и Кп
. Тем не менее, сегодня известны несколько десятков уравнений, связывающих интервальное время распространения продольной волны и межзерновую пористость пород. Наиболее известные из них:
а) уравнение В.Н. Дахнова:
Dtp
= DtCK
+ (Dtж
- DtCK
)Кп
Mn
+ (Dtгл
- DtCK
)Kгл
Мгл
, (5) где Мn и Mгл - структурные коэффициенты, изменяющиеся от 0,7 до 1,5. Если Мn
=l и Мгл
=1, уравнение (5) превращается в уравнение (3);
б) уравнение Raymer, Hunt, Gardner [136]:
Dtp
-1
=Dtск
-1
(l-Kп
)2
+Dtж
-1
Kп
, (6) полученное эмпирически для совокупности большого числа разнородных данных для диапазона пористости 0-37%. Для этого же диапазона пористости авторы предложили две других аппроксимации:
КПАК
= 0,61(1 -DtCK
/ Dtp
), (7)
KПAK
=(sСK
- sж
)-1
(1-DtCK
/Dtp
), (8)
где sск
и sж
- минералогическая плотность скелета породы и жидкости в порах соответственно;
в) уравнение Krief et. al. [114]:
Dtp
-2
=s-1
[sск
Dtск
-2
(1-b) + Mb2
], (9)
где s - общая плотность породы; М-1
=КСК
-1
(b-КП
) + КЖ
-1
Кп
; Кск
и Кж
- модули объёмного сжатия скелета породы и жидкости в порах соответственно; Р= f(Kn
) - функция, определяемая теорией Био-Гассмана. Граничные значения этой функции равны 0, если Кп
=0, и b= 1, если Kп
= 1. Krief и др. предложили для этой функции выражение:
b(Кп
)=1-(1-Кп
)3/(1-Кп)
(10)
Специалисты фирмы Halliburton предложили для этой функции несколько изменённое выражение [103]:
b(Кп
) = 1- (1-Kп
)3,5/(1-Кп)
. (11)
Обзор последних зарубежных работ, посвящённых определению Кп
с использованием Dtp
, выполнен Heysse [106]. Им показано, что с помощью нелинейных уравнений (6-9) при тех же значениях Dtp
получают более высокие значения Кп
по сравнению с уравнением среднего времени. Максимальные (4-8% абс.) завышения Кп
обеспечивают уравнения (9 и 10), несколько меньшие - (9 и 11). Отечественный опыт определения Кп
по данным АК не подтверждает столь больших занижений значений пористости, определяемых по уравнению среднего времени.
Наиболее близки между собой значения Кп
, рассчитанные по уравнениям (2-8), хотя с использованием нелинейных уравнений получают значения на 2-3% выше, чем по (2). Как было показано в [48], рассчитанные по (2-8) значения Кп
почти с равным успехом аппроксимируют экспериментальные данные, полученные для продуктивных отложений многих нефтегазовых месторождений страны ( рис. 6 ). Поэтому выбор какого-либо из этих уравнений для описания модели коллектора является скорее вопросом вкуса исследователя, чем строго доказанным явлением. Применение нелинейных уравнений тем более обоснованно, чем больше форма пор и зёрен отличается от изометрической [106].
В [77] показано, что гетерогенность среды нарушается, если отношение длины волны l к размеру d пор (и зёрен) становится меньшим 128. Если l/d =8, то Dtp
=DtCK
, то есть в среде с редко расположенными порами и кавернами большая часть энергии волны распространяется по скелету породы, минуя поры и каверны. На частоте АК, равной 20 кГц, средний размер таких пор и каверн равен 1,5 мм. Нижняя оценка Dtp
в породе с кавернами составляет
Dtp
>=DtCK
(l+KП.КАВ
/2), (12)
где Кп.кав
- ёмкость каверн; Dtp
- интервальное время в породе такой же пористости, но без каверн.
Из (12) следует, что пористость кавернозных пород, определяемая по уравнениям (2-8), занижена на Кп.кав
/2. Сопоставляя полную пористость пород, рассчитанную, например, по материалам радиоактивных видов ГИС, и её значение по АК, можно оценить до 1/2 каверновой пористости. Общая пористость порово-трещинных пород рассчитывается по уравнениям, предложенным для пород с межзерновой пористостью.
3.3. Определение пористости пород с использованием интервального времени
Dts
поперечной волны
В немногочисленной по этому вопросу литературе отмечается важное преимущество применения Dts
для определения пористости - независимость результатов от типа флюида, заполняющего поры. Достоверность предложенных решений требует, по-видимому, серьёзной проверки. Об этом свидетельствует их противоречивость: отечественные исследователи предполагают существование линейной связи между Dts
и Кп
, зарубежные, наоборот, - между vs
и Кп
В одной из первых работ предлагается находить пористость пород с использованием видоизменённого уравнения среднего времени (2), в котором член Dt Кп
заменен на m • Dts
ск
• Кп
[60]:
Kп
= (Dts
-DtS CK
)/(m - 1)DtS CK
, (13)
где DtS CK
- интервальное время распространения поперечной волны в минеральном скелете породы.
По мнению авторов, значение структурного коэффициента m равно 4, что описывает путь распространения поперечной волны вокруг пор по минеральному скелету породы. В более поздней работе [43] установлено, что значение m изменяется от 2,8 до 4. В последней работе авторы, пытаясь проверить применимость уравнения (13) на материалах другого района работ (Оренбургская область), получили корреляционное уравнение:
Dts
= 268,5+ 491,5 Кп
, (14)
где Dts
выражено в мкс/м, Кп
- в долях. Они пришли к выводу, что связь между Dts
и Кп
подвержена заметному влиянию трещиноватости. Совместное использование значений общей пористости, найденных независимым способом и установленных по Dts
, позволит установить структуру порового пространства, величину трещинной пористости и преобладающую ориентацию трещин.
Обзор зарубежных работ, посвященных теме определения пористости по измеренным значениям скорости S волны, выполнен в [134]. В работе приведены уравнения, установленные разными авторами в разные годы, но удивительно близкие друг к другу. Они устанавливают линейную зависимость vs
от Кп
и объёмной глинистости пород:
vs
(км/с) = 3,7 - 6,ЗКп
-2,1Кгл
; [146] (15)
vs
(km/c) = 3,89 - 7,07КП
- 2,04КГЛ
; [86] (16)
vs
(km/c) = 3,52 - 4,91КП
- 1,89КГЛ
, [105] (17)
где Кп
и Кгл
выражены в долях.
Две следующие зависимости - более сложные. Одна из них связывает модуль сдвига пород (G =svs
2
, где s - общая плотность) с пористостью [123]:
G = 42,65(1-3,48Кп
+2,19Кп
2
), (18)
где G выражено в GПа, Кп
- в долях.
Другая зависимость предложена Krief et. al. [114] и напоминает зависимость (9), связывающую vp
и Кп
:
vs
2
=(sCK
/s)v2
S CK
(1 - b), (19)
где b определяется выражениями (10) и (11).
Результаты сопоставлений значений пористости, установленных по интервальному времени (скорости распространения) поперечной волны, очень близки к таковым по материалам РК и других видов ГИС (с использованием программы ELAN фирмы Halliburton) [134], что в определённой степени подтверждает достоверность определений и право на жизнь нового способа определения Кп
.
3.4. Оценка трещиноватости и напряженного состояния пород по данным дипольного зонда
Методика оценки анизотропии горных пород, которая обусловлена их трещиноватостью или напряжённым состоянием, первоначально была разработана для интерпретации материалов детальной трёхмерной сейсмики [94,97 и др.] и ВСП с многокомпонентными приёмниками [95]. Основным критерием анизотропии служит "расщепление" поперечной волны на высоко- и низкоскоростную компоненты, разность скоростей которых достигает 7% и более. Компонента с более высокой скоростью несёт основную часть энергии волны и поляризована параллельно направлению преобладающей трещиноватости, имеющей, например, тектоничекую природу. Медленная и менее интенсивная компонента поляризована перпендикулярно направлению трещиноватости. Максимум напряжения сжатия пород на больших глубинах направлен обычно вертикально, минимум - в горизонтальной плоскости. Поэтому многие естественные трещины, а также трещины гидроразрыва или кливажа также имеют вертикальное расположение. Азимут направления трещин определяется по максимуму vs
. Погрешности определений составляют: по азимуту - ±3%; по оценке плотности трещин - ±5%; для крупных трещин, например, трещин гидроразрыва, отношение длины трещины к её раскрытию (ширине) оценивается с погрешностью ±10% [95].
При использовании материалов АК направление распространения волн задано наперёд направлением скважины. Следовательно, для определения анизотропии невозможно применить данные продольной волны, при распространении которой колебания частиц совпадают с направлением распространения. Как справедливо отмечено в [100], для решения этой задачи по данным Р волны пришлось бы бурить несколько наклонных скважин, секущих исследуемый интервал под разными углами. Регистрация поперечных волн, возбуждаемых двумя ортогонально расположенными излучателями, существенно изменила возможности АК. Появилась возможность изучения вокруг вертикальной скважины азимутальной анизотропии, вызванной присутствием трещин либо напряжённым состоянием пород Методика решения задачи аналогична применяемой и трёхмерной сейсмике и ВСП. Наоборот, в горизонтальных скважинах с равным успехом могут быть изучены анизотропия, обусловленная тонкой горизонтальной слоистостью отложений, и собственным анизотропия глинистых пород.
Стремительное развитие методики оценки трещиноватости и напряжённого состояния пород по материалам дипольных зондов наступило в середине 90-х годов [100, 109, 122, 124 и др.]. Методика основана на обработке матрицы четырёхкомпонентных данных, которые в простейшем случае можно получить с помощью двух ортогонально расположенных излучателей и двух таких же приёмников, расположенных на некотором удалении от излучателей. Если излучатели или приёмники расположены со сдвигом по оси скважинного прибора (для излучателей это наблюдается всегда), при обработке материалов их программно приводят к единой глубине, что существенно упрощается, если расстояния между излучателями и приёмниками выбраны одинаковыми. Обычно на практике применяют более сложные измерительные зонды. Например, прибор DSI содержит 2 разнесённых излучателя и 8 пар ортогональных приёмников, каждые две пары из которых расположены в одной плоскости [139]. Прибор MAC содержит 8 разнесённых дипольных приёмников. Каждые два соседних приёмника представляют собой ортогональную пару, в которой приёмники расположены на расстоянии 0,152 м [81,104].
Сообщается, что анизотропия скоростей поперечной волны, измеренных дипольными зондами АК, выше, чем по данным трёхмерной сейсмики и ВСП, и достигает 10-25% [124]. Во всех случаях результаты определения в открытых скважинах интенсивности трещиноватости и азимута преимущественного направления трещин подтверждены результатами исследований керна [109,124], материалами АК-сканеров и ЭК-сканеров [100,122,124], определениями проницаемости пород по данным волны Стоунли [109]. В обсаженных скважинах из-за невозможности определения положения скважинного прибора относительно сторон света по материалам дипольного зонда выделяют положение интервалов трещиноватости или напряжённого состояния пород без указания направления их распространения [100].
Весьма перспективным считается определение азимута естественной трещиноватости или напряжённого состояния пород с целью прогнозирования направления трещины гидроразрыва и последующего контроля её фактического положения.
3.5. Выделение проницаемых, в том числе трещиноватых, пород по параметрам волны Стоунли
Это одна из наиболее новых задач, решаемых по материалам АК. Значимость её решения трудно переоценить в интервалах залегания тонко чередующихся, полиминеральных, заглинизированных, битуминозных и плотных, но трещиноватых пород, выделение коллекторов в которых связано с почти непреодолимыми трудностями.
Пионерные теоретические работы по применению волны Стоунли для выделения проницаемых пород появились в начале 80-х годов [88, 89, 120]; несколько позже возможность решения этой задачи была подтверждена скважинными исследованиями [2, 57]. В 90-х годах количество работ, посвященных возможностям волны Стоунли, увеличивается почти в геометрической прогрессии.
Как для всех новых задач, работы, посвящённые выделению проницаемых разностей пород по параметрам волны Стоунли, представляются чрезвычайно противоречивыми, если не учитывать время их появления. При этом уже в первых работах [39] правильно сформулирована физика процесса, лежащего в основе решения. На низких частотах упругих колебаний основной вклад в уменьшение фазовой (и групповой!, если рассматривать волну Стоунли как поверхностную, а не нормальную) скорости распространения и эффективного затухания волны вносит гидродинамический механизм. Он связан с фильтрацией жидкости из скважины в пустотное пространство породы (явление так называемого "акустического ветра", что математически описывается генерацией на границе продольных волн второго рода [38]) и с последующей вязкой диссипацией энергии за счёт трения жидкости о стенки поровых каналов. В породах с эластичной глинистой коркой, выполняющей роль мембраны, в движение приводится жидкость, уже находящаяся в поровом пространстве. Эти явления эквивалентны появлению на границе "скважинная жидкость-горная порода" дополнительной присоединённой массы. Их не следует смешивать с уменьшением vst
c ростом пористости, что обусловлено уменьшением модуля сдвига породы. Поэтому более поздние работы, посвящённые этой проблеме, рекомендуют использовать для оценки проницаемости разность рассчитанных и измеренных значений vst
. С увеличением частоты колебаний затухание волны Стоунли всё в большей степени определяется диссипацией энергии в скважинной жидкости. Для уменьшения влияния скважины (свойств промывочной жидкости и диаметра скважины) измерения выполняют на низких частотах, которые определяются разными авторами в диапазоне менее 1 кГц [39, 89] и, чаще всего, в диапазоне менее 1,5-2,5 кГц [9, 139]
В большинстве работ 80-х годов возможность решения обратной задачи - выделения проницаемых пород - увязывалась с затуханием волны Стоунли [2, 39, 98]. Очевидным объяснением этому служило отсутствие в то время технических и методических (программных) средств измерений скорости распространения волны Стоунли, вступающей в едином волновом пакете на фоне более высокоскоростных продольной и поперечной волн. Но уже в одной из первых цитируемых работ [57] указывается, что уменьшение vst
(увеличение Dtst
) является более стабильным параметром для решения задачи, чем затухание волны.
В последние годы преобладают работы, отдающие предпочтение vst
. В частности, предлагается выполнять оценку проницаемости пород, используя разность рассчитанных и измеренных значений скорости волны (или обратных значений Dtst
) с тем, чтобы учесть влияние межзерновой пористости, свойств скважинной жидкости и диаметра скважины [32, 85, 142, 144]. Дискутируется, что таким образом могут быть идентифицированы породы, проницаемость которых обусловлена трещиноватостью [98, 99, 127, 107 и др.]. В других работах отстаивается противоположное мнение, что изменение параметров волны Стоунли определяется только межзерновой пористостью [35, 102], в последних работах поддерживаются оба мнения. Так как разработка методики не завершена, в цитируемых работах значительное внимание уделяется подтверждению результатов выделения проницаемых пород данными исследований керна и испытаний выделенных интервалов [31, 32, 57, 85, 99, 120] либо материалами ядерно-магнитного каротажа, АК с дипольными зондами, акустических и электрических сканеров [99, 107, 122, 142], отражающих в той или иной мере те же геологические величины (пористость, трещиноватость и связанную с ними проницаемость).
До сих пор неясен минимальный предел проницаемости, при превышении которого породы идентифицируются по параметрам волны Стоунли как проницаемые. По результатам теоретических оценок он должен превышать 1 мД [38, 39], 10 мД [89], 100 и более [151]. В работе [2], описывающей результаты скважинных исследований, утверждается, что важен сам факт проницаемости, а не фактические значения проницаемости и пористости. Если исходить из результатов измерения дебитов нефтяных скважин (единицы и первые десятки м3
в сутки) и толщин работающих интервалов, проницаемость выделенных по параметрам волны Стоунли пород находится в пределах от нескольких десятых до десятков мД.
Сведения о влиянии глинистой корки на параметры волны Стоунли также противоречивы. В экспериментальной работе [65], в которой корка имитировалась слоем парафина, утверждается, что эффект влияния корки превышает влияние проницаемости, и в случае толстой корки увеличение затухания вызвано именно её присутствием. В работах, в которых приведены результаты обработки скважинных материалов, влияние корки не обнаружено [2, 149]. Последними отечественными теоретическими и сугубо производственными работами показано, что приращения Dtst
против проницаемых пород с межзерновой пористостью достигают 6-8% от их значений против непроницаемых пород [31, 32, 38]. Вполне естественно, что такие породы не могли быть разбурены и исследованы без образования глинистых корок. Затухание волны достигает при этом 3-4 раз, тем не менее вследствие больших погрешностей его измерения этот параметр является менее надёжным для выделения коллекторов.
Несколько отдельно стоят работы, в которых обсуждается возможность выделения трещин большого раскрытия, в том числе трещин гидроразрыва, по отражённым от них волнам Стоунли [71, 107, 144]. Реализация этого предложения может быть достигнута при обработке данных АК с использованием программных средств, применяемых в наземной сейсморазведке [55].
3.6. Оценка характера и коэффициентов насыщенности коллекторов
Технология решения задачи базируется на разности скоростей распространения и затухания продольной и поперечной волн в породах, насыщенных водой, нефтью и газом. Уже в одной из первых работ было показано, что в модели коллектора, сложенного песчаником, коэффициенты поглощения продольной волны изменяются (увеличиваются) при смене воды на нефть и газ в 3-4 раза, а скорость распространения уменьшается на 0-20% [24]. С увеличением сцементированности пород и внешнего давления, что эквивалентно увеличению глубины их залегания, разности скоростей и затухания волны в породах с разной насыщенностью уменьшаются. Например, на глубинах залегания коллекторов 800-900 м (месторождение Забурунье) значения интервального времени Р волны скачкообразно изменяются на водонефтяном и нефтегазовом контактах на 20-80 мкс/м и легко обнаруживаются на кривой Dtp
[46]. С увеличением глубины залегания пород абсолютные значения разностей Dtр
и ap
при смене порового флюида заметно уменьшаются и становятся различными иногда только при углублённой инструментальной обработке. В открытых скважинах их ещё больше нивелирует наличие зоны проникновения, в которой пластовые флюиды оттеснены вглубь проницаемых пород фильтратом промывочной жидкости. Тем не менее, даже в этом случае они остаются значимыми и заметными при измерениях. Поэтому при расчёте пористости по кривой Dtp
рекомендуется принимать полученные значения с коэффициентом 0,90-0,95 для нефтенасыщенных коллекторов и 0,80-0,90, если породы насыщены газом [46, 48].
Относительно поперечной волны общепризнанно, что в сцементированных породах её скорость распространения не зависит от характера насыщенности или незначительно уменьшается при переходе от газонасыщенных пород к нефте- и водонасыщенным. В той же последовательности уменьшается затухание S волны. Отметим, что эта последовательность обратна установленной для Р волны [19, 24].
Методики оценки по материалам АК характера насыщенности коллекторов в обсаженных скважинах многочисленны и отличаются глубиной обработки первичных данных. Как правило, решение задачи в зарубежных и большинстве отечественных работ не продвигается дальше идентификации на момент проведения измерений типа порового флюида, даже если работы опубликованы в последние 1-3 года. Количественные определения текущих коэффициентов нефте- и водонасыщенности рекламируются редко [22].
Наиболее простая методика определения пористости коллекторов и идентификации газо-, нефте- и водонасыщенных интервалов в обсаженных (и открытых) скважинах основана на измерении скоростей продольной, но все же преимущественно поперечной волны и сравнении их (скоростей в разных интервалах) между собой [121]. О таком же решении задачи для коллекторов, залегающих на малых глубинах, упоминалось выше [46]. В большинстве других работ решение этой задачи предлагается выполнять расчётом модулей К объёмного сжатия [138] или объёмного сжатия и сдвига G [133] и оценивать характер насыщенности после учёта влияния пористости и состава минерального скелета породы.
Методика идентификации насыщенности терригенных и карбонатных коллекторов и определения положений межфлюидных контактов с использованием вычисленных по АК значений коэффициентов Пуассона v детально описана в [93]. В песчаниках с высокими фильтрационно-ёмкостными свойствами (Кп
=30%, Кпр
=1200 мД) значения v составляли 0,10-0,18 в газонасыщенных интервалах, 0,20-0,25 - в нефтенасыщенных и более 0,35 в породах, содержащих свободную или только рыхло связанную и остаточную воду. Примерно такие же значения v зарегистрированы на водонефтяном контакте в карбонатных породах с пористостью 16 %. Успешное решение задачи было достигнуто и при очень низких значениях фильтрационно-ёмкостных свойств в полевошпатовых песчаниках (Кп
=20%, Кпр
=2-4 мД, содержание шпатов - до 30%). В глинистых песчаниках (Кгл
=20%) успешно определено положение нефтегазового контакта при высокой водонасыщенности пород пресными водами (Кв
=45-65%). Объёмное содержание газа местами уменьшалось до 20%, что подтверждено испытаниями. Фильтрационно-ёмкостные свойства этих пород были высокими (Кп
=18-23%, Кпр
- до 2000 мД). Там же упоминается, что ещё более низкие коэффициенты газонасыщенности, равные 10-15%, обнаружены с использованием значения v другим автором [148]. Эффект уменьшения v при столь низкой газонасыщенности равен таковому в породах, в которых коэффициент Кг
газонасыщенности был равен 90%. Очень близка к вышеописанной методика выделения газонасыщенных интервалов с низкими значениями Кг
(в диапазоне 5-50%) в рыхлых несцементированных осадках (песчаниках) с использованием отношения vp
/vs
[108]. Пористость песчаников составляла 30-35%.
Идентификация интервалов коллекторов с различной насыщенностью по динамическим параметрам полного волнового пакета предложена в [7, 19, 27]. Для этой цели используются преимущественно энергетические характеристики волн, в меньшей степени - частотные и фазовые характеристики. Реально это достигается построением полей мгновенных амплитуд, частот и фаз после преобразований волновых пакетов, направленных на повышение отношения амплитуд регистрируемых сигналов к помехам. Авторы подчёркивают, что их подход не имеет общего теоретического обоснования и не всегда подтверждается физическим моделированием и лабораторными исследованиями керна. Тем не менее, при наличии некоторой априорной информации, например, сведений об опорных пластах с известной насыщенностью, методика позволяет получить приемлемые результаты в открытых и обсаженных скважинах.
Специалисты РГУ НГ им. И.М. Губкина [22] предлагают выполнять количественные определения коэффициентов текущей нефтенасыщенности пород в длительно эксплуатирующихся скважинах расчётом по АК коэффициентов сжимаемости пород и их минерального скелета, используя в качестве априорных сведений сжимаемость пластовых вод, нефти и газа. Детали методики расчётов не раскрываются. Тот же подход при дополнительном учёте затухания упругих волн использован другим авторским коллективом [54, 67]. Методика оценки нефтегазонасыщенности терригенных коллекторов в обсаженных скважинах базируется на двух составляющих: увеличении затухания Р и St волн и расчете эффективной сжимаемости пород. Сжимаемости нефти и воды, которые отличаются вдвое, находят по скоростям распространения Р и S волн. Отправной точкой служит модель терригенной породы, состоящей из минерального скелета, рассеянной (дисперсной), структурной и слоистой глинистости. Применение методики связано с известными трудностями, если учесть сложность определения типов и объемов глинистости по материалам ГИС. Наверное, по этой причине рекомендуется выявлять информационные составляющие волновых пакетов сопоставлением фоновых и последующих многократных контрольных измерений. Авторы утверждают, что для продуктивных отложений Западной Сибири, содержащих пресные пластовые воды, для нефтяных залежей иерархия успешного определения характера текущей насыщенности коллекторов определяется рядом АК-ИННК. Для газовых залежей эффективность решения задачи методами стационарного НК, ИННК и АК примерно одинакова.
4. РЕШЕНИЕ ИНЖЕНЕРНЫХ ЗАДАЧ В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ
Возросшее в последние годы внимание к продлению сроков активной жизни скважин старого фонда стимулировало решение с помощью материалов АК двух инженерных задач - определения за обсадной колонной упругих свойств пород для последующего расчета параметров гидроразрывов пластов и выделения интервалов напряженного состояния пород, потенциально опасных для сохранения целостности колонн. По способу решения к ним примыкает традиционная задача выделения в бурящихся скважинах интервалов пород с аномально высокими или аномально низкими пластовыми (АВПД, АНПД) либо перовыми (АВПоД, АНПоД) давлениями. Способы решения этих задач практически одинаковы, хотя каждая из них обладает своими тонкостями, обусловленными геолого-техническими условиями в скважинах. Основу решений составляет вычисление по материалам АК динамических модулей (коэффициентов) упругости горных пород: модулей продольной упругости (Юнга) Е, сдвига G и объемного сжатия К, а также коэффициентов Пуассона v и бокового распора Kv
( табл. 10 ). Последний характеризует боковую составляющую геостатической нагрузки.
4.1. Определение характеристик пород для расчета параметров гидроразрывов пластов
Расчетные параметры гидроразрыва пласта (ГРП) включают минимальное и максимальное давления разрыва и скорость его набора, длину и раскрытость трещины разрыва, необходимые количества рабочей смеси и пропанта, закрепляющего трещину. Для расчета этих параметров, например, согласно пакету программ MFRAC-П фирмы Меуег and Assotiates, Inc., необходимо знание следующих характеристик горных пород: глубин залегания и толщин пластов и прослоев в интервале перфорации и на 10-15 м выше и ниже его; литологических характеристик выделенных пластов и прослоев; значений коэффициентов общей плотности, пористости, проницаемости, коэффициента Пуассона и модуля Юнга для каждого выделенного пласта и прослоя.
Определение перечисленных характеристик не представляет трудностей, если в скважине выполнен комплекс ГИС, предназначенный для оценки минерального состава и фильтрационно-емкостных свойств пород: АК, ГГКП, НК, ГК, ПС. Материалы комплекса обеспечивают идентификацию типов пород, определение толщин пластов и прослоев, Dtp
, Dts
, s, Кп
, Кгл
, Кпр
. Последнюю характеристику находят хотя бы с использованием корреляционных связей между Кп
, Кгл
и Кпр
.
Ситуация существенно усложняется в скважинах старого фонда, пробуренных в 70-80-е годы и исследованных ограниченным комплексом ГИС, в котором отсутствовали методы АК, ГГКП, а в терригенных разрезах и НК. Материалы применявшегося в то время однозондового метода НГК, обеспеченного скважинными приборами ДРСТ-1;2;3 и СП-62, не позволяют определять в терригенном разрезе минералогический состав пород и их пористость с учетом изменяющейся литологии. Хотя это далеко не лучший выход из создавшегося положения, в работах [7, 64] предлагается находить необходимые характеристики пород по материалам АК, полученным непосредственно перед проведением ГРП. Если считать, что данные АК, полученные через обсадную колонну, полностью соответствуют данным открытого ствола, с чем сегодня согласны все отечественные и зарубежные исследователи [7, 25, 90, 139], то алгоритм расчетов характеристик пород весьма прост. Он содержит [64]: идентификацию литологической принадлежности пород с использованием вновь полученных данных АК и уже имеющихся материалов минимального комплекса ГИС - ПС, КС, ГК, НГК, БК; определение пористости чистых и глинистых песчаников согласно выражениям (2-6) и вмещающих аргиллитов на основе графиков уплотнения глин с глубиной [64]; определение проницаемости коллекторов на основе статистической связи между Кп
и Кпр
; определение общей плотности пород с учетом вычисленных значений общей пористости коллекторов и аргиллитов; расчет значений упругих модулей (коэффициентов) пород с использованием аналитических выражений из табл. 10 .
Сообщается, что найденные таким образом значения входных характеристик пород, необходимые для расчета параметров ГРП, существенно различаются даже для соседних скважин одного эксплуатационного куста [64]. Это связано с явно выраженной неоднородностью коллекторов, по крайней мере, на месторождениях Западной Сибири, на которых выполнены основные объемы работ, зависимостью коэффициентов Пуассона v от насыщенности коллекторов [93], изменением в 2-3 раза значений модуля Юнга чистых, глинистых и карбонатизированных пород в пределах одного интервала перфорации. Расчетные и фактически полученные контролируемые параметры ГРП (давление разрыва, расход рабочей жидкости и пропанта) совпадают между собой в пределах ±10 %. Для продуктивных отложений Западной Сибири те же параметры различаются в 1,5-2 раза, обычно в сторону завышения, если в расчетах используются средние для многих регионов значения коэффициентов упругости пород (что является практикой проведения работ) без учета их особенностей в этом крупном регионе.
Многочисленные зарубежные работы предусматривают предварительную оценку направления развития (по странам света) трещины ГРП и последующий контроль фактически полученной трещины [95, 122, 124, 127 и др.]. Отечественные скважинные приборы АК до сих пор не оснащены узлами ориентации, работоспособными в открытых и обсаженных скважинах. Поэтому с их помощью удается определить лишь развитие трещины ГРП в вертикальной плоскости1
является она вертикальной или близкой к горизонтальной [64]. Последние часто развиваются по контакту прослоев пород с различными упругими характеристиками.
4.2. Выделение интервалов напряженного состояния пород и потенциальных участков разрушения обсадных колонн
В стандартной постановке - выделении на больших глубинах интервалов напряженного состояния пород (пород с высокими реологическими свойствами) - эта задача решается уже на протяжении 20-30 лет. Обычно такие интервалы приурочены к массивным отложениям глинистых или галитовых толщ, способных к течению в горизонтальной плоскости под действием геостатического давления. Решение задачи достигается сопоставлением двух или большего количества кривых, характеризующих уплотнение осадочных пород (преимущественно глин) с глубиной. Как правило, это кривые АК, ЭК или кривая значений пористости, вычисленных по материалам ГИС или измеренных на образцах керна. В каждой паре кривых одна из них характеризует нормальное уплотнение пород с глубиной под действием геостатического давления, вторая - их фактическое состояние в исследуемой скважине. Под действием АВПД и АНПД, которые создаются пластовыми флюидами, находящимися в замкнутой залежи, увеличивается (уменьшается) также внутрипоровое давление в покрывающих их глинах за счет проникновения в них газового компонента. Следствием этого проникновения является уменьшение vp
и s, увеличение электрического сопротивления и пористости. Благодаря этому эффекту коллекторы, характеризующиеся АВПД, фиксируются за 50-150 м до их вкрытия бурением.
Можно предположить, что решение этой задачи значительно упростится, если вместо измерений vp
измерять скорости продольной и поперечной волн и рассчитывать с их помощью упругие коэффициенты пород, в том числе коэффициент Kv
бокового распора.
Решение этой задачи заметно усложняется, если разрушения колонн происходят на небольших глубинах. В Западной Сибири это глубины залегания неуплотненных переувлажненных глин чеганской, люлинворской, талицкой и ганькинской свит на глубинах 300-750 м [15,64]. Описаны также примеры порыва сложной крепи, представленной кондуктором, технической и эксплуатационной колоннами, на глубинах, не превышающих 100 м [3].
Значения коэффициентов Kv
бокового распора на столь малых глубинах недостаточны для смятия колонн; измеренные значения Dtp
, равные 540-620 мкс/м, близки к таковым для утяжеленных промывочных жидкостей и не позволяют установить их отклонения от нормального уплотнения глин с глубиной. Разрывы обсадных колонн происходят по муфтам вследствие растяжения колонны и выхода тела трубы из муфтового соединения. Все исследователи единодушны в том, что причиной разрывов служит переход переувлажненных глин в пластичное полужидкое состояние, которое наступает при дополнительном поступлении воды в интервалы переувлажненных глин через поврежденную колонну в одной из нагнетательных скважин. Полужидкие глины переходят в текучее состояние. При достижении стволов соседних скважин они смещают участки колонны с неудовлетворительным качеством тампонажа, в которых цементное кольцо имеет асимметричную форму. Вследствие наступившего изгиба колонна удлиняется, и происходит ее разрыв по муфте [64]. По другой версии, интенсивное поступление дополнительной воды вызывает горизонтальный гидроразрыв глинистых пластов; трещины разрыва растут по мере поступления в них закачиваемой воды и растягивают эксплуатационные колонны, закрепленные на устье и зацементированные в нижней части [15].
Как бы то ни было, интервалы напряженного состояния пород характеризуются по материалам АК-цементометрии хорошим и улучшающимся во времени качеством цементирования обсадной колонны. Такое поведение данных АК объясняется, по крайней мере, двумя обстоятельствами. Первое - уменьшением амплитуд и увеличением затухания волны Лэмба, распространяющейся в свободной (незацементированной) колонне, вследствие обжатия колонны текучими глинами и оттока энергии волны из колонны в породы. Второе обстоятельство связано с увеличенным затуханием упругой (наверное, только продольной) волны в разжиженных глинах. По этим признакам они идентифицируются в разрезе задолго до разрыва колонны. Дополнительные данные для идентификации интервалов потенциального разрушения обсадных колонн предоставляют материалы непрерывной инклинометрии, фиксирующие изменения во времени положения обсадной колонны [15], и изменения температурного поля в интервалах движущихся глин [54].
5. ОЦЕНКА КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТОМЕТРИИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Несмотря на совпадение технических и метрологических характеристик скважинных приборов АК-цементометрии, зарубежные и отечественные фирмы несколько разными способами ведут обработку и интерпретацию первичных данных. Зарубежные фирмы обычно используют для интерпретации амплитуды (пиковые или суммарные), измеренные в фиксированном временном окне, начало которого соответствует первому вступлению распространяющейся в колонне волны Лэмба, а также ФКД полного волнового пакета. Иногда амплитуды измеряют в "плавающем" окне, которое открывается амплитудным дискриминатором при определенном уровне сигнала. Примеры практической реализации таких измерений немногочисленны. Отношение измеренных амплитуд к амплитуде сигнала в свободной (незацементированной) колонне является количественным показателем связи цемента с колонной - индексом цементирования (bond index). Отличному качеству цементирования соответствует значение индекса, равное 0,8 (80 %).
Для количественных расчетов индексов цементирования измерения амплитуд производят при избыточном давлении на устье, равном 7 МПа [129, 130]. Такого давления достаточно, чтобы устранить микрозазор между внешней стенкой колонны и цементом, который образуется вследствие периодических расширений и сужений колонны под воздействием механических и тепловых нагрузок. Кстати, саму процедуру цементирования зарубежные фирмы ведут при небольшом расхаживании колонны с целью
Наличие или отсутствие сцепления цемента с горными породами определяется на качественном уровне фиксацией на ФКД фазовых линий, принадлежащих упругим волнам, распространяющимся в горных породах, и их корреляцией с материалами ГИС открытого ствола.
Последний этап заключения включает определение расстояния между соседними пластами с различной насыщенностью, которое обеспечит герметичность затрубного пространства при вычисленном индексе цементирования и заданных диаметре колонны, толщине кольцевого зазора, градиенте пластового давления и вязкости фильтрующихся жидкостей. С учетом тиксотропных свойств жидкостей их движение в тонких каналах определяется сечением и длиной каналов и градиентами прилагаемых давлений. Расчетные значения расстояний между пластами с разными пластовыми давлениями оказываются небольшими. При наличии кольцевого зазора в 30-100 мкм и обычно применяемых обсадных колонн диаметром 146-168 мм жидкость не будет фильтроваться в затрубном пространстве на расстояниях, больших нескольких метров. Эффективность (достоверность) заключений с применением изложенной методики достигает 90 % [129]. Дальнейшее повышение эффективности невозможно вследствие влияния тонких (сечением в несколько десятков квадратных миллиметров) вертикальных каналов в цементном камне, что предполагается фиксировать с помощью сканеров АК-цементометрии, и растущего количества случаев исследований тонких (менее 20 мм) цементных колец. Последнее связано с прогрессом в бурении и заканчивании скважин малого диаметра.
Многочисленные зарубежные публикации о методических возможностях сканеров АК-цементометрии свидетельствуют о регистрации в цементном камне вертикальных каналов, угловая раскрытость которых составляет 45° [81, 139, 140]. Такое значение угла соответствует характеристике направленности преобразователей "излучатель-приемник". Можно предположить, что реальная раскрытость фиксируемых каналов находится вблизи существенно меньших углов, равных примерно 30°. Принципиально возможны измерения с помощью всех сканеров внутреннего диаметра обсадной колонны с погрешностью ±(0,1 - 0,5) мм. По материалам сканера USI фирмы Schlumberger толщина обсадной колонны определяется по времени ее реверберации на резонансной частоте с погрешностью ± 0,1 мм. В рекламе отечественного сканера АРКЦ-Т-1 указаны возможности решения тех же задач [68]. Публикации, раскрывающие эти возможности, авторами обзора не встречены.
В отечественных приборах АК-цементометрии до сих пор применяется преимущественно аналоговая регистрация первичной информации. Обычно регистрируют 3 кривых: амплитуды (пиковые) Ацк
или эффективное затухание aцк
волны по колонне (волны Лэмба) в фиксированном временном окне, положение которого определяется значением DtL
= 183-187 мкс/м в обсадной трубе; интервальное время Dtп
и амплитуды Ап
или затухание aп
первых вступлений упругих волн, распространяющихся в породах. Обычно это колебания наиболее высокоскоростной волны, превосходящие по амплитуде минимальный порог регистрации для данного типа скважинного прибора. Подразумевается, что в интервалах залегания пород, в которых vL
><Vp
, эти колебания принадлежат Р волне.
Регистрацией кривых Dtn
и aп
возмещалась невозможность повсеместной регистрации полномасштабных ФКД из-за отсутствия общедоступней цифровой вычислительной техники. С начала 70-х годов, когда началось освоение методики, на основе перечисленных сведений выдавались на качественном уровне заключения о сцеплении цемента с обсадной колонной и горными породами. Они (заключения) включали три градации: отсутствие сцепления цемента с колонной (свободная колонна), частичное сцепление цемента с колонной, хорошее сцепление цемента с колонной. Последняя градация предусматривает (особенно в последнее время после многих упрощений) вовсе необязательное заключение о сцеплении цемента с горными породами. Особенно велика доля заключений о частичном сцеплении, которое может включать в себя, в том числе, невысокое качество материалов АК-цементометрии и, как противоположность, неудовлетворительное качество тампонажных работ.
Оцифровка в каротажной лаборатории первичных данных АК-цементометрии (кривых aцк
, Dtп
, aп
) и появление многочисленных отечественных цифровых программ обработки и интерпретации этих кривых закрепляют положение, достигнутое в прошедшие годы, и не предоставляют новых методических решений.
6. ДРУГИЕ ВИДЫ АКУСТИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ И ВОЗДЕЙСТВИЙ НА ГОРНЫЕ ПОРОДЫ В НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
Появление конструкций электроакустических преобразователей, способных работать в скважинных условиях, повлекло за собой по- пытки их применения для решения задач, аналоги которых были освоены в других технических областях. К ним относятся интенсификация и определение интервалов притоков флюидов в скважину, определение её геометрических размеров, а также размеров горных выработок, выявление неоднородностей в межскважинном пространстве. Поиски путей решения этих задач были естественными, так как они требовали более простых схемотехнических решений, нежели измерения с приемлемой точностью скоростей распространения и затухания информативных L, P, S, St волн. Положительные результаты поисков и выявленные особенности проведения работ привели со временем к обособлению технических и методических средств решения этих задач. Они получили названия акустической шумометрии, локации подземных полостей, межскважинного прозвучивания и акустического воздействия (интенсификации притоков).
Из перечисленных аппаратурно-методических комплексов достойное развитие получили акустическая шумометрия и акустическое воздействие. Локация подземных полостей и скважин большого диаметра выполняется эпизодически, а межскважинное акустическое прозвучивание не вышло из стадии опытно-методического опробования.
6.1. Акустическая шумометрия
Простота датчика шумометрии, представляющего собой обычный гидрофон (пьезокерамическая сфера или цилиндр), обуславливает широкое распространение приборов (модулей) акустической шумометрии. Ими владеют практически все зарубежные (noise logging) и отечественные организации (акустическая шумометрия, акустический шумовой каротаж), выполняющие промысловые исследования скважин.
Отечественные приборы шумометрии существуют в двух вариантах. Первый, более обширный, включает отдельные или комплексные (содержащие другие, помимо гидрофона, датчики) модули, которые входят в состав комбинированных сборок для промысловых исследований действующих скважин [11, 21, 53 и др.]. Они обладают такими же эксплуатационными характеристиками, как и другие модули сборок. К этой группе принадлежит также большое количество макетов приборов (модулей) акустической шумометрии, изготовленных производственными организациями. Второй вариант изготовления составляют модули шумометрии, которые входят в состав приборок АК-цемептометрии [42, 52, 53] Обычно это видоизменённый за счёт подключения различных фильтров один из каналов (приёмников) измерительного зонда, которым выполняют в процессе отдельной спускоподъёмной операции измерения шума при выключенном излучателе (излучателях) прибора.
Измерения приборами акустической шумометрии выполняются, как правило, дважды. Материалы непрерывных исследований используются для выделения мест поступления в скважину пластовых флюидов в интервалах перфорации и через дефекты обсадной колонны, а также межпластовых перетоков флюидов за колонной. Дискретные измерения, на каждое из которых затрачивается 2-3 мин, предназначены для идентификации типа флюида. Для этого изучается спектр шумов в диапазоне от 0 до 6 кГц; в разных приборах спектр шумов разделяется для этого на 4-11 диапазонов [21, 42, 53, 73, 139 и др.]. Исследования заколонных перетоков выполняют также в условиях, когда на устье скважины создается дополнительное давление с целью исключения влияния микрозазоров между обсадной колонной и цементным камнем [30].
6.2. Акустическое воздействие на продуктивные пласты (интенсификация дебитов)
В основе метода лежит ряд физических процессов, протекающих в насыщенной пористой среде под действием относительно мощного акустического поля частотой от десятков герц до нескольких килогерц. Такие поля создают электроакустические преобразователи приборов ААВ-320 [23], Приток и Скиф-4М [18], опускаемых в интервал перфорации через НКТ, либо прибора большего диаметра (104 мм), например, Приток-1 [49], воздействие которым выполняют при поднятых НКТ в остановленных скважинах. Последний прибор создает в импульсе давление упругого воздействия, равное 10 МПа. Источником упругой энергии в приборах акустического воздействия служат магнитострикционные и пьезоэлектрические преобразователи [18, 23, 28] или электрические разряды, инициируемые в жидкости сжиганием калиброванной проволочки [18, 49]. Считается [18, 49], что импульсный режим более благоприятен для акустического воздействия, так как при этом излучается более широкий спектр частот. В противоположность этим работам в [30] настойчиво проводится мнение, что те же результаты можно получить с помощью слабых акустических полей, возбуждаемых обычными приборами АК малого диаметра, спускаемыми через НКТ.
Учитывая малую глубинность акустического воздействия, которую большинство разработчиков оценивают в единицы метров, основным следствием воздействия является очистка призабойной зоны от кольматирующих включений - механических частиц, отложений высокомолекулярных углеводородов и минеральных солей, пузырьков газа, выделяющихся при снижении пластового давления ниже давления насыщения. Важное значение имеют также физические процессы, усиливающиеся под воздействием акустических полей, - изменение сил поверхностного натяжения и разрушение двойного электрического слоя в капиллярах, турбулизация и повышение скорости фильтрации жидкости в порах, акустический разогрев жидкости, уменьшающий её вязкость, и др. [12, 23, 40]. Интересное объяснение увеличения дебитов, учитывающее нелинейное реологическое поведение углеводородов, предлагается в работе [37]. Рассматривая поведение тиксотропных жидкостей, автор считает, что слабые по сути акустические (вибрационные) воздействия резко уменьшают динамическую вязкость нефтей и играют роль спускового механизма, инициирующего последующее действие градиента пластового давления, во много раз превышающее по мощности и создаваемым напряжениям акустическое воздействие.
В работе [49] развивается идея упругого воздействия на породы резонансных частот, способствующих очистке прискважинной зоны от загрязнений и созданию в коллекторе новых пор (наверное, межпоровых каналов) и трещин. Возбуждение потоков жидкости на резонансных частотах, которые находятся в диапазоне частот 0,1-103
Гц, происходит также на значительном удалении от скважины. Отмечено увеличение дебитов в соседних скважинах, расположенных в радиусе одного километра от обрабатываемой скважины.
Авторы разработок и независимые источники [17] подтверждают высокую эффективность акустического воздействия, успешность которого изменяется от 50 до 94% в скважинах с различными дебитами. Наиболее высокие показатели приростов характерны для пластов небольшой (6-8 м) толщины, неоднородных по коллекторским свойствам, средняя проницаемость которых находится в пределах (200-1300) мД, а воздействие выполняется одновременно с кислотной обработкой пород [17, 18]. Эффективность воздействия сохраняется в течение 4-5 мес и даже более года [28]. В работе [17] отмечено, что в высокопроницаемых коллекторах с большими эффективными толщинами из всех видов интенсификации только акустическое воздействие давало положительный эффект.
6.3. Локация подземных выработок и кавернометрия
Последние 20 лет акустической локацией крупных подземных пустот занимаются специалисты ВНИИгеосистем (ранее ВНИИЯГГ). Сообщается [72], что с помощью гидроакустического локатора ГАЛС осуществляется сканирование (в каждом сечении 32 точки) полостей радиусом до 100 м и объёмом до 100 тыс м3
. Погрешность измерения расстояния до стенок полости составляет ±2,5%, погрешность определения объёма - ±5%. Аппаратура применялась для измерения поперечных размеров, конфигурации и объёмов полостей в солях, предназначенных для добычи полезных минералов или для хранения нефтепродуктов, выработок твёрдых полезных ископаемых (фосфоритов, кимберлитов, железных руд), образуемых в процессе гидродобычи, для контроля проходки шахтных стволов диаметром до 6 м и глубиной до 1500 м. Там же сообщается о разработке низкочастотной акустической системы с низким уровнем боковых излучений для изучения шахтных стволов, бурящихся на тяжёлых глинистых растворах.
Второе направление связано с разработкой акустических каверномеров. Фирма Sperry-Sun Drilling Services разработала акустический каверномер для исследований сечения ствола скважины в процессе бурения [78]. Полный волновой сигнал оцифровывается и хранится в твёрдотельной памяти. Одновременно регистрируются показания магнитометра и акселерометра. Показаны примеры вычисления по первичным данным профиля ствола скважины, определения объёма цементного раствора для крепления обсадной колонны.
Задачи акустической кавернометрии перечислены в [132]. Наиболее интересной представляется определение эллипсности открытого ствола и обсадной колонны, определение на этой основе интервалов напряженного состояния пород и преимущественного направления его развития.
6.4. Межскважинное прозвучивание
Осуществляется на частотах 100-3000 Гц, которые намного ниже частот АК. В качестве скважинного источника используется электрогидравлический излучатель, приёмные антенны содержат несколько десятков датчиков давления [16]. Системы измерений выбираются такими, чтобы в исследуемых пластах минимальной толщины находилось не менее одной точки приёма и возбуждения. Расстояния между скважинами может достигать 250-600 м. По результатам исследований строятся сейсмотомограммы полей скоростей и затухания, на которых выделяют границы продуктивных пластов и границы разного флюидонасыщения внутри пласта. Материалы АК используются на первом этапе исследований для выделения в разрезе скважин интересующих пластов, а иногда и для контроля полученных результатов.
Сообщается об успешном применении методики при изучении выработанных нефтяных пластов [16], обнаружении полостей выщелачивания твёрдых полезных ископаемых на участках гидродобычи [41], выделении в нефтяных залежах участков с пониженными скоростями упругих волн, образовавшихся в результате закачки в пласты углекислого газа [110].
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Возможности акустического каротажа для решения в нефтегазовых скважинах геолого-технических задач многократно расширились после перехода на цифровую регистрацию первичных данных и применения электроакустических преобразователей с улучшенными частотно-энергетическими характеристиками. Для самого метода измерений это расширение заключается в регистрации характеристик других, помимо продольной, упругих волн - поперечной, Стоунли, Лэмба, отраженных - и в расширении диапазонов измерения их значений. Для ГИС в целом возросшие возможности АК отразились на решении новых задач. В первую очередь к ним относятся: исследования геологических разрезов через обсадную колонну; определение анизотропии пород, обусловленной их трещиноватостью, и оценка направлений разрыва трещин гидроразрыва; определение упругих (прочностных) свойств пород и выделение интервалов их напряженного состояния; оценка характера насыщенности плохо сцементированных, глинистых коллекторов и коллекторов с пресными пластовыми водами; оценка технического состояния обсадных колонн и цементного камня в затрубном пространстве, в том числе выделение в камне тонких вертикальных каналов и интервалов газонасыщенного цемента.
Ведущие зарубежные фирмы (Schlumberger, Halliburton, Western Atlas International, CGG) обладают полным набором цифровых скважинных приборов и программных средств для решения всех перечисленных задач. Современный ряд приборов включает приборы, оснащенные компенсированными измерительными зондами и предназначенные для массовых исследований открытых и обсаженных (цементомеры АК) скважин в составе сборок приборов других видов ГИС, приборы с антеннами монопольных и дипольных приемников для регистрации характеристик Р, S, St волн и решения наиболее сложных геологических задач, АК-сканеры для открытых и обсаженных скважин. Независимо от сложности, эти приборы могут работать в составе комбинированных сборок. Программное обеспечение обработки первичных данных реализует все основные функции, обеспечивающие устойчивую регистрацию Р, S, St волн: частичную фильтрацию данных, суммирование информативных сигналов, определение скоростей (интервальных времен) прослеживанием выбранной фазы колебаний и по методике корреляции во временном пространстве "время - интервальное время".
Разработка отечественных технических и программных средств АК для решения новых задач существенно запаздывает, хотя в свое время именно работами отечественных авторов теоретически и экспериментально была доказана целесообразность решения большинства этих задач. Производство оснащено преимущественно аналоговыми приборами предыдущего поколения, оснащенными короткими трехэлементными (АКВ-1, АКШ, АК-4) либо компенсированными измерительными зондами (АК-П, МАК-5, АК-5) и первоначально предназначенными для регистрации характеристик продольной волны. Оцифровка первичных данных выполняется в каротажной лаборатории на дневной поверхности. Многоэлементные приборы АК оснащены антеннами монопольных преобразователей. За исключением прибора АКД-8 передача информации на поверхность реализуется в аналоговом виде. Появление более совершенного прибора АВАК-7, предназначенного для регистрации параметров продольной, поперечной и Стоунли волн и оснащенного трехэлементными измерительными зондами с монопольными и дипольными преобразователями, не решает всех поставленных задач. Этот прибор может служить лишь промежуточным макетом для новых скважинных приборов АК. Программное обеспечение обработки первичных данных и их геологической интерпретации базируется на приемах и решениях, заимствованных из эпохи ручной интерпретации.
Исходя из современного состояния технических и программных средств АК, первоочередными представляются следующие разработки [8]:
1. Цифровой модуль АК для массовых измерений в составе сборок и приборов других видов ГИС. Его основные параметры: компенсированный зонд с двумя монопольными излучателями и двумя приемниками; частоты излучения - 20 (или 12) и 8 кГц; короткие (1,0-1,5 м) зонды и база (0,4-0,5 м) измерения; оцифровка сигналов в приборе с дискретностью по времени 2-8 мкс и по глубине - 0,05-0,2 м; трассировка через прибор линий связи (проходной модуль); длина модуля - 5-6 м, диаметр - 90 и 73 мм. Модуль предназначен для измерения параметров продольной волны, а при благоприятных условиях - и поперечной волны (vs
>vЖ
). Решаемые задачи: корреляция разрезов, выделение и оценка гранулярных коллекторов, расчет упругих свойств пород.
Возможен вариант непроходного модуля, который должен содержать дополнительно низкочастотный излучатель для регистрации волны Стоунли и зонд с дипольными преобразователями для обеспечения измерений поперечной волны в разрезах со значениями vs
<vЖ
. Круг решаемых задач расширится за счет оценки трещинно-каверновых коллекторов, выделения проницаемых разностей в сложно построенных породах.
Необходим вариант прибора малого диаметра (48-60 мм) для исследований скважин диаметром менее 120 мм, бурящихся из старых стволов, и для спуска через НКТ в действующих нефтяных и газовых скважинах. Прибор должен иметь, по крайней мере, это очень желательно, компенсированный измерительный зонд с монопольными преобразователями; собственная частота колебаний излучателей - 20-40 кГц. Расстояние от излучателя до ближайшего приемника максимально сокращено (0,6-0,7 м), измерительная база - 0,2-0,4 м. Количество решаемых геологических задач минимальное - расчленение разрезов, выделение гранулярных коллекторов и определение коэффициентов их пористости, в газовых скважинах - определение положений текущего газожидкостного контакта. Прибор может применяться для оценки качества цементирования обсадных колонн диаметром 89-127 мм.
2. Цифровой проходной модуль АК-цементометрии для исследования качества цементирования обсадных колонн диаметром 114-340 мм в составе сборок из локатора муфт, модулей термометрии, гамма- и нейтронного каротажа, радиоактивной цементометрии. Основные параметры модуля: компенсированный измерительный зонд И-П-П-И; частота излучения - 20-25 кГц; короткие длины зондов (0,7 м) и базы (0,5 м); наличие третьего приемника для регистрации ФКД зондом стандартной длины (1,5 м) и муфт зондом длиной 0,2-0,3 м; оцифровка сигналов с шагом 2-8 мкс в диапазоне колебаний Р и S волн; диаметр модуля - 90 и 73 мм, длина - 5-5,5 м.
Для исследования обсадных колонн диаметром менее 114 мм необходима разработка АК-цементомера диаметром 42-48 мм. Он может содержать трехэлементный измерительный зонд и комплексироваться, по крайней мере, с зондами локатора муфт и гамма-каротажа.
Основными задачами новых приборов АК-цементометрии должны стать оценка степени заполнения затрубного пространства цементом и высоты подъема цемента, количественная оценка сцепления цемента с обсадной колонной, определение на качественном уровне (да, нет) сцепления цемента с породами.
3. Многоэлементный прибор с антеннами монопольных и дипольных приемников для измерения параметров всех типов волн. Измерительная часть прибора должна содержать: 2 монопольных и 2 дипольных излучателя с частотами излучения в диапазоне 5-20 и 1-5 кГц соответственно, монопольный излучатель на частоте 2,5 кГц для возбуждения волн Стоунли; встроенный короткий зонд (0,1 м) для измерения vж
; антенну не менее чем из четырех пьезокерамических или электрокинетических преобразователей, совмещающих функции монопольных и двух дипольных приемников с ортогональными характеристиками направленности, расположенных с шагом 0,1-0,2 м на удалений от ближнего излучателя не менее 1,5-2,0 м; датчики ориентации. Другой вариант прибора может содержать антенну из 8 монопольных приемников, расположенных через 0,05-0,10 м на удалении 1,5-2,0 м от ближнего излучателя, и две антенны по 4 дипольных приемника, развернутых относительно друг друга на 180° и расположенных между монопольными приемниками.
Этому прибору будет доступен самый широкий круг решаемых геологических задач: корреляция разрезов, выделение и оценка литологии и пористости гранулярных коллекторов; выделение и оценка полной и вторичной пористости трещинных и каверновых коллекторов; выделение проницаемых интервалов в глинистых и битуминозных породах; оценка текущей насыщенности коллекторов в скважинах старого фонда; оценка напряженного состояния пород и прогнозирование интервалов разрушения обсадных колонн; расчет параметров гидроразрыва, прогнозирование развития трещин гидроразрыва и контроль их фактического положения и др.
4. Высокочастотные АК-сканеры для открытых и обсаженных скважин. Они должны оснащаться вращающимся электроакустическим преобразователем (совмещенным датчиком "излучатель-приемник") с частотой собственных колебаний 300-1000 кГц, скоростью вращения преобразователя 4-10 об/мин и частотой опроса до 250 точек на оборот; узлом определения ориентации; цифровой ТЛС. Измеряемые параметры - времена распространения и амплитуды сигналов, отраженных от стенки скважины (обсадной колонны), цементного кольца и породы.
Основные решаемые задачи АК-сканеров различны в открытых и обсаженных скважинах. В открытых скважинах - это построение развертки поверхности стенки скважины или, что более современно, псевдотрехмерного изображения поверхности; расчленение тонкослоистых разрезов; выделение интервалов трещиноватых пород; определение углов падения пластов; определение профиля ствола скважины. Основными задачами изучения с помощью АК-сканера качества цементометрии обсадных колонн являются выделение в цементном камне тонких вертикальных каналов и интервалов газонасыщенного цемента. Присутствие этих дефектов обуславливает негерметичность затрубного пространства даже в случаях весьма положительных заключений по материалам интегральной АК- и РК-цементометрии. Выделение дефектов обсадной колонны - овальности, трещин, перфорационных отверстий, интервалов внутренней и внешней коррозии - представляется задачей второго плана на фоне доказательств герметичности или негерметичности затрубного пространства.
5. Реализация перечисленных аппаратурных разработок невозможна без создания цифровой телеметрической линии связи со скоростью передачи данных до 500 тыс кбит, которая обеспечит проведение каротажа со скоростью не менее 500 м/ч. Необходимость разработки новой ТЛС вызвана большими объемами передачи первичной информации, которые на 2 порядка превышают объемы данных остальных видов ГИС. Альтернативным решением может служить размещение в приборе твердотельной памяти с объемом хранения информации 100-200 Мбайт.
6. Дальнейшие успехи АК в решении разнообразных геологических и технических задач неразрывно связаны с развитием теории метода и программного обеспечения обработки первичных данных. В качестве первоочередных следовало бы выделить решение следующих задач:
• прямых задач АК для условий, максимально приближенных к скважинным;
• определение взаимосвязей между упругими параметрами пород (модули упругости, сдвига, сжатия, коэффициент Пуассона), которые определяются по данным АК, и их фильтрационно-емкостными свойствами без использования таких промежуточных величин, как значения параметров в минеральном скелете породы и поровом флюиде;
• разработку программного обеспечения обработки первичных данных, обеспечивающего устойчивую регистрацию параметров Р, S и St волн в тонкослоистом разрезе и в интервалах их большого затухания. Программное обеспечение должно включать процедуры выделения интервалов существования и идентификации волн разных типов, частотной фильтрации, суммирования информативных сигналов, определения фазовых и групповых скоростей с использованием методик прослеживания фазы и корреляции во временном пространстве "время-интервальное время".
ЛИТЕРАТУРА
1. Акустический каротаж с использованием монопольных и дипольных преобразователей: регистрируемые волны, решаемые задачи и полученные результаты/ Н.А. Смирнов, Д.В. Белоконь, Н.В. Козяр, A.M. Казаков//ЕАГО /EAGA/ SEG Международная геофизическая конференция и выставка, М., 15-18 сентября 1997. С.3.5.
2. Андреев А.Ф., Красавин С.В. Использование волн Лэмба для исследования горных пород в скважинах// Вопросы технологии геохимических и геофизических исследований при геологоразведочных работах и охране окружающей среды. М.: ВНИИГеоинформсистем. 1989. С. 28-35
3. Антипов В.И. Деформация обсадных колонн под действием неравномерного давления. М.: Недра, 1992. 233 с.
4. Аппаратурно-методический комплекс для исследований бурящихся скважин АМК УРАЛ-100 // НТВ "Каротажник". Вып. 52 . Тверь: ГЕРС. 1998.. С. 105-118.
5. Аркадьев Е.А. Измерительная установка для многозондового акустического каротажа нефтегазовых скважин // Современные тенденции развития техники и технологии ядерно-геофизических и геоакустических исследований скважин. М.: ВНИИГеоинформсистем. 1987. С. 11-18.
6. Базин В.В., Пивоварова Н.Е. Обработка данных многоэлементного акустического зонда // НТВ "Каротажник". Вып. 53. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 82-86.
7. Бедчер С.А., Зеренинов В.А., Лабковскис Б.З. Прогноз текущей нефтенасыщенности терригенных коллекторов по материалам волнового АК // НТВ "Каротажник". Вып. 48. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 15-22.
8. Белоконь Д.В., Козяр В.Ф. Состояние отечественного акустического каротажа. Ближайшие задачи // НТВ "Каротажник". Вып.44. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 83-92.
9. Белоконь Д.В., Козяр Н.В., Смирнов Н.А. Акустические исследования нефтегазовых скважин через обсадную колонну // НТВ "Каротажник". Вып. 29. Тверь: ГЕРС. 1996. С. 8-30.
10. Боганик В.Н. Анализ зарубежного опыта в области промысловой геофизики // НТВ "Каротажник". Вып. 46. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 89-93.
11. Буевич А.С. Компьютеризованный аппаратурно-методический комплекс для геофизических исследований действующих скважин: Автореферат дис-серт. на соиск. уч. степени доктора техн. наук / НПЦ "Тверьгеофизика". Тверь, 1998, 42 с.
12. Бурмистенко Ю.Н., Жуйков Ю.Ф. Технология повышения производительности нефтедобывающих и водозаборных скважин, основанная на обработке прискважинного пространства полем упругих колебаний // НТВ "Каротажник". Вып. 50. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 21-29.
13. Былевский Г.А., Петерсилье В.И. Состояние и пути развития каротажа обсаженных скважин (по зарубежным данным) // Обзор. Сер. Разведочная геофизика. М.: МГП Геоинформмарк. 1992. 23 с.
14. Викторов И.А. Физические основы применения ультразвуковых волн Рэлея и Лэмба в технике. М., 1966.
15. Возможные причины повреждения обсадных колонн / Ж.А. Поздеев, Ю.А. Куц, А.Ю. Игнатов, В.З. Кокшаров // НТВ "Каротажник". Вып. 48. Тверь; ГЕРС. 1998. С. 56-63.
16 Выделение невыработанных нефтяных пластов в эксплуатационных скважинах и проницаемых интервалов в разведочных скважинах по данным сейсмоакустических исследований / Ю.В Коноплев, В.Н. Лисицкий, В.П. Логвинов и др. //НТВ "Каротажник" Вып 50 Тверь ГЕРС 1998 С 54-63
17 Геолого-экономическая оценка эффективности методов повышения нефтеотдачи и интенсификации притоков по залежам пласта БС|0
Федоровского месторождения / А А Дорошенко, Б Р Саркисянц , Р.Г. Хисматов , Н Л Щергина // Нефть Сургута (сб ) М Нефтяное хозяйство 1997 С 52-60
18 Герштанский О.С. Опыт применения акустического воздействия на призабойную зону проницаемых пород на месторождениях Западного Казах стана // НТВ "Каротажник" Вып 48 Тверь ГЕРС 1998 С 76-80
19 Голиков Н.А. , Заикин А.Д. Влияние насыщенности флюидом на динамические характеристики Р и 3 волн в образцах горных пород / SPWLA/ ЕАГО/ РГУ НГ Международная конференция и выставка по геофизическим исследованиям скважин "Москва-98", 8-11 сентября 1998 Доклад М 1 1
20 Грацинский В.Г, Дзебань И.П. , Козяр В.Ф. Влияние трещины на поле головных волн // Известия АН СССР Сер Физика Земли М Наука, 1968, №2
21 Гуторов Ю.А , Теплухин В К , Калташов С А Современный малогабаритный геофизический комплекс "Контроль-2" для эффективной оценки технического состояния колонн малого диаметра в наклонно направленных и горизонтальных скважинах, забуриваемых из скважин старого фонда // НТВ "Каротажник" Вып 52 Тверь ГЕРС 1998 С 54-60
22 Добрынин В М , Городнов А В , Черноглазое В Н Новая технология определения текущей нефтенасыщенности//НТВ "Каротажник" Вып 29 Тверь ГЕРС 1996 С 57-67
23 Дрягин В В , Опошнян В И , Глухих В А Аппаратура акустического воз действия ААВ-320 для очистки призабойной зоны пласта // НТВ "Каротажник" Вып 46 Тверь ГЕРС 1998 С 74-76
24 Ивакин Б Н , Карус Е В , Кузнецов О Л Акустический метод исследования скважин М Недра, 1978 320 с
25 Измерения параметров упругих волн зондами с монопольными и дипольными преобразователями (результаты промышленных испытаний)/ В Ф Козяр, Н А Смирнов, Д В Белоконь, Н В Козяр // НТВ "Каротажник" Вып 42 Тверь ГЕРС 1998 С 14-30
26 Исакович М А Общая акустика М Наука, 1979 495с
27 Использование акустического зондирования для изучения нефтегазоносных коллекторов Западной и Восточной Сибири / С В Кушнарев, А П Базылев, В.З. Кокшаров, Ю.А. Нефедкин // SPWLA / ЕАГО / РГУ НГ Международная конференция и выставка по геофизическим исследованиям скважин "Москва-98", 8-11 сентября 1998, Доклад В.1.6.
28. Использование магнитострикционных источников акустической энергии для повышения нефтеотдачи / В.П. Митрофанов, А.И. Дзюбенко, Б.В. Терентьев и др. // НТВ "Каротажник". Вып. 45. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 25-32.
29. Карус Е.В., Кузнецов О.Л. Акустический каротаж обсаженных скважин // Изв. АН СССР. Сер. Физика Земли. М.: Наука. 1975. №4. С. 22-34.
30. Кирпиченко Б.И. Технология управления качеством изоляции пластов в обсаженных скважинах на основе шумоакустических методов: Автореф. докт. диссерт. / ГЕРС: Тверь, 1994. 42 с.
31. Козяр В.Ф., Глебочева Н.К., Медведев Н.Я. Выделение проницаемых пород-коллекторов по параметрам волны Стоунли (результаты промышленных испытаний)// НТВ "Каротажник". Вып. 56. Тверь: ГЕРС. 1999. С. 52-59.
32. Козяр В.Ф., Глебочева Н.К., Медведев Н.Я. Выделение проницаемых пород-коллекторов по параметрам волны Стоунли (результаты промышленных испытаний) / SPWLA / ЕАГО / РГУ НГ Международная конференция и выставка по геофизическим исследованиям скважин "Москва-98", 8-11 сентября 1998. Доклад F1.2.
33. Козяр В.Ф., Ручкин А.В., Синькова Т.Ф. Состояние и пути повышения эффективности использования данных ГИС при выделении продуктивных пластов и подсчета запасов нефти и газа в организациях бывшего Мингео СССР // Обзор. Сер. Развед. геофизика. Тверь: НПГП "ГЕРС", 1992. 82 с.
34. Козяр Н.В. Идентификация и определение характеристик упругих волн, распространяющихся в скважинах при акустическом каротаже // НТВ "Каротажник". Вып. 56. Тверь: ГЕРС. 1999. С. 73-80.
35. Кокшаров В.З. Волна Лэмба и её связь с проницаемостью // Исследования по многоволновому акустическому каротажу и сейсмомоделированию. Новосибирск: изд. ИгиГ СО АН СССР. 1990. С. 3-12.
36. Колесников Ю.И., Игнатов А.Ю. Физическое моделирование акустических волновых полей в скважине с радиальной неоднородностью // Геология и разведка. 1994. V. 35. №3. С. 137-143.
37. Крутин В.Н. Механизм акустической интенсификации притоков нефти из продуктивных пластов // НТВ "Каротажник". Вып. 42. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 46-53.
38. Крутин В.Н., Марков М.Г. Волновой акустический каротаж и проницаемость. Теоретические результаты / SPWLA / ЕАГО / РГУ НГ Международная конференция и выставка по геофизическим исследованиям скважин "Москва-98", 8-11 сентября 1998. Доклад В 1.5.
39. Крутин В.Н., Марков М.Г., Юматов А.Ю. Скорость и затухание волны Лэмба-Стоунли в скважине, окруженной насыщенной пористой средой // Изв. АН СССР. Сер. Физика Земли. М.: Наука. 1987. №9. С. 33-38.
40. Кузнецов О.Л., Ефимова С.А. Применение ультразвука в нефтяной промышленности. М.: Недра, 1983.
41. Курилович И.А., Ронин А.Л., Прокатор О.М. Возможность использования современных методов объемной сейсморазведки при изучении нефтегазовых месторождений // НТВ "Каротажник". Вып. 50. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 72-74.
42. Лаптев В.В., Коровин В.М., Иванов В.Я. Комплексная аппаратура "ВАР-ТА" для оценки качества цементирования скважин и технического состояния обсадных колонн // НТВ "Каротажник". Вып. 42. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 32-40.
43. Масленников В.И., Струков А.С. Изучение порового пространства карбонатных коллекторов акустическим каротажем на поперечных волнах // Прикладная геофизика. 1984. №108. С. 123-126.
44. Махов А.А. Разработка аппаратуры для детального исследования скважин с использованием высокочастотных акустических сканирующих систем // НТВ "Каротажник". Вып. 49. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 65-70.
45. Магнитострикционный преобразователь аппаратуры акустического каротажа. А.С. SU № 1473863 А 1, МКИ В06В1 1/08 / Махов А.А., Ягодов Г.Н. (СССР), Бюл. №15, 1989.
46. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробования и испытаний продуктивных пластов; Под ред. Б.Ю. Вендельштейна, В.Ф.Козяра, Г.Г. Яценко. Калинин: НПО "Союзпромгеофизика". 1990. 261 с.
47. Метрологическое обеспечение волнового акустического каротажа - принципы, методы и средства / A.M. Блюменцев, В.В. Стогов, В.Г. Цейтлин и др. // НТВ "Каротажник". Вып. 50. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 88-91.
48. Методические указания по обработке и интерпретации материалов акустического каротажа нефтяных и газовых скважин / В.Ф. Козяр, Д.В. Белоконь, Л.Н. Грубова и др. М.: изд. ВНИИЯГГ. 1986. 119 с.
49. Молчанов А.А., Дмитриев Д.Н., Ушкало В.А. Аппаратура импульсного упругого воздействия на нефтяные пласты "Приток-1" для интенсификации режима работы нефтегазовых скважин // НТВ "Каротажник". Вып. 50. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 16-21.
50. МУ 41-06-017-82. Аппаратура акустического каротажа. Методы и средства полевой калибровки.
51. МУ 41-06-081-87. Аппаратура акустического каротажа. Методика поверки.
52. Мясоедов А.Ф. Метод и аппаратура сейсмоакустического волнового каротажа // НТВ "Каротажник". Вып. 14. Тверь: ГЕРС. 1995. С. 97-102.
53. На Ярмарке-97 ОАО НПО "Нефтегеофизприбор" // НТВ "Каротажник". Вып. 42. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 74-102.
54. Новые промыслово-геофизические технологии контроля результатов разработки месторождений углеводородов / В.Х. Ахияров, Е.Е. Поляков, М.Л. Минин и др. // Геоинформатика. 1996. № 4-5. С. 95-101.
55. Обработка данных волнового АК. с использованием исследовательской версии системы, базирующейся на СЦС-5 и акустическом мониторе / З.С. Воцалевский, В.А. Заренинов, Г.В. Каширин и др. // НТВ "Каротажник". Вып. 50. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 43-54.
56. О возможности акустического каротажа обсаженных скважин в условиях Южного Мангышлака / О.Л. Кузнецов, Н.Н. Деев, А.А. Сергеев, В.М. Леонтьев // Нефтегазовая геология и геофизика. М.: ВНИИОЭНГ. 1969. №9. С. 42-45.
57. Опыт применения широкополосного акустического каротажа с цифровой регистрацией на месторождениях Западной Сибири / Ю.А. Курьянов, Ю.В. Терехов, А.Н. Завьялов и др. // Тюмень: изд. Запсибнефтегеофизика, 1987. 57 с.
58. Оценка пористости карбонатных коллекторов по данным акустического каротажа обсаженных скважин / Л.З. Цлав, О.Л. Кузнецов, Н.Н. Деев, Е.С. Парамонова// Геология нефти и газа. 1971. № 1 . С. 30-32.
59. Перельман А.Л. Проблемы метрологического обеспечения аппаратуры акустического каротажа с цифровой регистрацией волнового сигнала // НТВ "Каротажник". Вып. 50. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 80-87.
60. Полшков М.К., Логинов И.В., Харламов С.Я. Определение пористости карбонатных пород Узбекистана по скорости поперечных волн // Прикладная геофизика. 1973. Вып. 71. С. 158-164.
61. Прибор акустического каротажа АКД-8 // НТВ "Каротажник". Вып. 27. Тверь: ГЕРС. 1996. С. 82-83.
62. РДС 39-1-032-80. Ведомственная поверочная схема для скважинных средств интервального времени распространения акустических волн.
63. РДС 39-1-038-80. Ведомственная поверочная схема для скважинных средств измерений коэффициента затухания акустических волн в диапазоне частот от 3 кГц до 50 кГц.
64. Решение инженерных задач в обсаженных скважинах по данным акустического каротажа / В.Н. Журба, И.А. Кострюков, И.Ф. Попов и др.// НТВ " Каротажник". Вып. 48. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 41-55.
65. Смирнов Н.А. Обоснование параметров и разработка основных узлов аппаратуры акустического каротажа для раздельного возбуждения и регистрации продольной, поперечной и Лэмба-Стоунли волн: Автореф. дис-серт. на соиск. уч. степени канд. техн. наук / АООТ НПП "ГЕРС". Тверь. 1996. 25 с.
66. Акустический изолятор. А. с. №1770928, МКИ G01V1/40 / Н.А. Смирнов, Е.И. Богданов (СССР).
67. Современные геофизические технологии контроля разработки газовых и нефтяных месторождений / Е.Е. Поляков, В.Г. Фельдман, В.Г. Фоменко и др. // НТВ " Каротажник". Вып. 52. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 46-49.
68. Сулейманов М.А. Новые разработки ВНИИНефтепромгеофизики в области акустических методов исследований нефтегазовых скважин // НТВ " Каротажник". Вып. 47. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 67-73.
69. Телеметрическая линия связи в программно-управляемых геофизических скважинных приборах / Д.В. Белоконь, А.П. Грузомецкий, В.Ф. Козяр и др. // НТВ " Каротажник". Вып. 22. Тверь: ГЕРС. 1996. С. 18-31.
70. Техника и технология исследований нефтегазовых скважин. Тверь: НПЦ "Тверьгеофизика", 1998.
71. Техника каротажных исследований и интерпретации (конференция фирмы Schlumberger в Москве, 1986). Париж: изд. Шлюмберже. 1986. 326 с.
72. Тазяев Г.А. Использование скважинного акустического локатора для контроля подземных объектов в нефтегазовой и горнодобывающих отраслях // НТВ " Каротажник". Вып. 48. Тверь: ГЕРС. 1998. С. 97-104.
73. Троянов А.К., Дьяконов Б.П. Новый метод оценки характера насыщенности не вскрытых перфорацией коллекторов // SPWLA / ЕАГО / РГУ НГ Международная конференция и выставка по геофизическим исследованиям скважин "Москва-98", 8-11 сентября 1998. Доклад К 2.1.
74. Ультразвук. Маленькая энциклопедия; Под ред. И.П. Голямина. М.: Советская энциклопедия, 1979. 400 с.
75. Цифровой модуль волнового акустического каротажа (ВАК) // НТВ "Каротажник". Тверь: ГЕРС. 1994. Вып. 9. С. 103.
76. Элланский М.М., Еникеев Б.Н. Использование многомерных связей в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1991. 205 с.
77. Юматов А.Ю. Распространение упругих продольных волн в пористых горных породах с трещинами и кавернами: Автореф. канд. диссерт./ ВНИИЯГГ. М. 1984. 15с.
78. Althoff G. MWD ultrasonic caliper-advanced detection techniques // SPWLA 39th
Annual Logging Symposium. 1998, May 26-29, Abstr. Log Analyst. 1998. V. 39. №2.
79. Andrew W.B., Siddans PhD. A new digital acoustic borehole televiewer // United Kingdom. Robertson Geologging Ltd. s. 1-26.
80. Shear wave acoustic logging system. Пат. 4649525 США, МКИ G01V1/ 40 / Angona F.A., Zemanek J.
81. Attas Wireline Services. Сервисный каталог. 1997. (русск.яз.).
82. Malti directional assemblies for sonic logging / Пат. 4184562 США, МКИ G01V1/40 / Bakemjian B.Y.
83. Baker L.J., Winbow G.A. Multipole p-wave logging in formations altered by drilling // Geophysics. 1988. V.53. № 9. P. 1207-1218.
84. Boonen P., Flowers S. Hostile environment full-wave sonic logging permits fracture evaluation in high-temperature slimhole wells // SPWLA 37th
Annual Logging Symposium. 1996, June 16-19, paper FF.
85. Baffin A., Sutherland A. Permeability from waveform sonic data in the Otway basin // SPWLA 37th
Annual Logging Symposium. 1996, June 16-19, Abstr. Log Analyst. 1996. V.37. №2.
86. Castagna J.P., Batzle M.L., Eastwood R.L. Relationships between compressional wave and shear wave velocities in elastic silicate rocks // Geophysics. 1985. V. 50. № 4. P. 571-581.
87. Chen S.T. Shear wave logging with quadrupole sources // Geophysics. 1989. V. 54. № 5. P. 590-597.
88. Cheng C.H. Elastic wave propagation in a fluid-filled borehole and synthetic acoustic logs // Geophysics. 1981. V. 46. № 7. P. 1042-1053.
89. Cheng C.H. et.al. Effects of in situ permeability on the propagation of Stoneley (tube) waves in a borehole // Geophysics. 1987. V. 52. № 9. P. 1279-1289.
90. Chudy S., McIntyre G., Schuh P.R. Cased hole acoustic logging - a solution to a problem // SPWLA 36th
Annual Logging Symposium in Paris. 1995, June 26-29, paper I.
91. Chung J.Y., Chen S.T. Method and apparaturs for multipole acoustic wave generation: Заявка Великобритании № 2158581, МКИ G01V1/40.
92. Computalog. Wellbore knowledge and solutions / Fort Worth, Texas. Certified ISO 9001. 30p.
93. Condessa L.G. Hydrocarbon identification in fresh-water bearing reservoirs using dynamic Poisson's ratio: a case stady // Trans. SPWLA 36th
Annual Logging Symposium. 1995, June 26-29, paper K.
94. Crampin S. Evaluation of anisotropy by sher-wave splitting // Geophysics. 1985. V.50. № 1. P. 142-152.
95. Crampin S., Lynn H.B., Booth D.C. Shear-wave VSP's: a powerful new tool for fracture and reservoir description //J. of Petrol. Techol. 1989. V. 41. N°3. P. 283-288.
96. Davis Great Guns Logging, Jnc. (CGG Logging). Open hole and cased hole logging service catalog.
97. Davis T.L., Benson R.D. Characterising fractured reservoirs // World Oil. 1992. V. 213. N°3. P. 63,64,66.
98. Dominguez H., Perez G. Permeability estimation in naturally fractured fields by analysis of Stoneley waves // The Log Analyst. V. 32. 1991. N°3. P. 120-128.
99. Edo T., Ito H., Badri M., El Sheikh M. Fracture and permeability evaluation in a fault zone from sonic waveform data // SPWLA 38th
Annual Logging Symposium. 1997, June 15-18, Abstr. Log Analyst. 1997. V. 38.M> 2.
100. Esmersoy C., Kane M., Boyd A., Denoo S. Fracture and stress evaluation using dipole-shear anisotropy logs // SPWLA 36th
Annual Logging Symposium. 1995, June 26-29, paper J.
101. Fitzgerald D.D., McGhee B.F., McGuire J.A. Guidelines for 90% Accuracy in Zone-isolation decisions //JPT, 1985, November. P. 2013-2022.
102. Goldberg D., Gant W.T. Shear-wave processing of sonic log waveforms in a limestone reservoir // Geophysics. 1988. V.53. N° 5. P. 668-676.
103. Halliburton Logging Services Chart Book/ 1991, Halliburton publication.
104. Halliburton. Open hole logging. Equipment. V. 2, of 2.
105. Han D., Nur A., Morgan D. Effects of porosity and clay content on wave velocities in sandstones // Geophysics. 1986. V. 51. N° 11. P. 2093-2107.
106. Heysse D.R. Sonic porosite transforms and effects of pore shale and clay distribution / Halliburton Energy Services. X1078. 1995. P. 1-13.
107. Hornby B.E., Luthi S.M., Plumb R.A. Comparison fracture apertures computed from electrical borehole scans and reflected Stoneley wave- an automated interpetation // Trans. SPWLA 31th
Annual Symposium. 1990, paper L.
108. Hornby B.E., Pasternack E.G. Analysis of full-waveform sonic data acquired in unconsolidated gas sands // SPWLA 39th
Annual Logging Symposium. 1998, May 26-29, Abstr. Log Analyst. 1998. V. 39. M> 2.
109. Joyce B., Patterson D., Thomas J. Advanced interpretation of fractured carbonate reservoirs using four conponent cross dipole analysis // SPWLA 39th
Annual Logging Symposium. 1998, May 26-29, Abstr. Log Analyst. 1998. V. 39. N°2.
110. Kazaratos Spyros К., Marion Bruce P. Log-scale seismic for reservoir characterization // SEG Int. Expo, and 66th
Annual Meet., Denver. 1996, November 10-15. V. 2. P. 1873-1876.
111. Kitsunezaki C. A new method for shear wave logging // Geophysics. 1980. V.45. № 10. P. 1488-1506.
112. Kitsunezaki C. Some basic problems of shear wave logging by means of the suspension type sonde // J. Mining. Coll. Akita Univ. 1982. A6. №2. P. 93-108.
113. Kitsunezaki C. Receivers and sources in the suspension type shear wave logging/Butsuri tanko. Geophysical Exploration. 1983. V. 36. №6. P. 366-381.
114. Krief M., Garat J., Stellingwerf J., Venire J. A petrophysical interpretation the velocities of P and S wave (full- waveform sonic) // 12th
International Formation Evaluation Symposium. 1989, October 24-27.
115. Methods and apparaturs for acoustic logging through casing. [Schlumberger Technology Corp.]: Пат. кл.340-15.5 ВН, (G01V1/40), №3909775 США / Lavigne J С.; Заявл. 26.10.73, № 409.788; Опубл. 30.09.75.
116. Acoustic isolator for a borehole logging tool: Пат. № 5229553 США, МКИ G01V1/40 / Lester R.A., Wilkinson G.J.
117. Focused planar transducer: Пат. № 5044462 США, МКИ G01V1/40 /Maki V.E.
118. Borehole acoustic transmitter: Пат. №4890687 США, МКИ G01V1/40 /Medlin W.L., King G.A.
119. Minear J.W. Full wave sonic logging: a brief perspective // SPWLA 27th
Annual Logging Symposium in Houston. 1986, June, paper AAA.
1Q.Minear J.W., Fletcher C.R. Full-wave acoustic logging //CWLS- SPWLA 24th
Annual Symposium in Calgary, 1983, June, paper ЕЕ. Р. 1-13.
121. Moos D.. Dvorkin J. Sonic logging through casing for porosity and fluid characterization in the Wilmington field, CA //SEG / Denver'96 : SEG Int. Expo, and 66th
Annual Meet., Denver, Goto, 1996. November 10-15, V. 1-Tulsa (Okla), 1996. C.BG2.5.
122. Motet D., Yver J.P. Combining dipole shear sonic imager and formation microscanner to evaluate fractured formation // AFM Reservoir characterisation Review. 1992. № 4. P. 31-39.
123. Murphy W., Reischer A., Hsu K. Modulus decomposition of compressional and shear velocities in sand bodies // Geophysics, 1993. V. 58, № 2. P. 227-239.
124. Naville C., Beland D., Yver J.P., Perrin J. Detection of permeable fractures by dipole shear anisotropy logging// SPWLA 36th
Annual Logging Symposium in Paris, 1995, June 26-29, Abstr. Log Analyst. 1995. V. 36. №2.
125. Ohya S., Ogura K., Jmai T. The suspension PS velocity logging system // 16th
Annual Offshore Technol. Conf. in Houston, Texas, 1984, May 7-9. Proc. V.I. P. 291-298.
126. Paillet F.L., Cheng C.H. A numerical investigation of head waves and leahy modes in fluid-filled boreholes // Geophysics. 1986. V.51. № 7. P. 1438-1449.
127. Paillet F.L. Qualitative and quantitative interpretation of fracture permeability using acoustic full-waveform logs // The Log Analyst. V. 32. №3. 1991. P. 256-270.
128. Magnetostrictive transducer for logging tool: Пат. № 5020036 США, МКМ G01V1/40 / Peterman S.G., Katahara K.W.
129. Pilkington P.E. Cement evaluation-past, present and future // JPT, 1992, February. P. 132-140.
130. Pilkington P.E. Pressure needed to reduce microannulus effekt on CBL // Oil and Gas J. 1988. V. 86. № 22. P. 68-74.
131. Prensry S.E, A survey of recent developments and emerging technology in well logging and rock characterization // The Log Analyst. 1994. V. 35. №2. P. 15-45.
132. Priest J. Computing borehole geometry and related parameters from acoustic caliper data // SPWLA 38th
Annual Logging Symposium. 1997, June 15-18, Abstr. Log Analyst, 1997. V. 38. №2.
133. Ramamoorthy R., Murphy W.F. III. Fluid identification through dynamic modulus decomposition in carbonate reservoirs // SPWLA 39th
Annual Logging Symposium. 1998, May 26-29, Abstr. Log Analyst, 1998. V. 39. №2.
134. Ramamoorthy R., Murphy W. F., Coll C. Total porosity extimation in shaly sands from shear modulus // SPWLA 36th
Annual Logging Symposium. 1995, June 26-29, paper H.
135. Transducer system for use with borehole televiewer logging tool: Пат. № 5212353 США, МКИ G01V1/40 / Rambow F., Foggio R.
136. Raymer L.L, Hunt E.R., Gardner J.S. An improved sonic transit time-to-porosity transform // SPWLA 21s1
Annual Logging Symposium, 1980, July 8-11.
137. Borehole liquid acoustic wave transducer: Пат. №5263768 США, МКИ G01Vl/40/Rorden L.H.
138. Saxena V. Hydrocarbon evaluation through modulus decomposition of sonic velocities in shaly sands // SPWLA 37th
Annual Logging Symposium. 1996, June 16-19, Abstr. Log Analyst. 1996. V. 37. №2.
139. Schlumberger. Wireline Services Catalog (Сервисный каталог по каротажным работам) Houston. 1995, June (русск. яз.) 111с.
140. Segmented Bond Tool (SBT) / Western Atlas International, Inc. 1990. AT90-251. Rev. 10/90. P.8.
141. Seller D., Edmiston C., Torres D., Goetz J. Field performance of new borehole televiewer tool and associated image processing techniques // Trans SPWLA 31th
Annual Logging Symposium. 1990, paper H.
142. Sinha A., Rangel M., Barbato R., Tang X. A new method for deriving permeability from borehole Stoneley waves and its application in the North Mongas field of Eastern Venezuela // SPWLA 39th
Annual Logging Symposium. 1998, May 26-29, Abstr. Log Analyst, 1998. V. 39. №2.
143. Smolen J.J. Cased hole logging - A perspective // SPWLA 27th
Annual Logging Symposium. 1986, June 9-13, paper K. P. 1-16.
144. Tang X. Fracture hydraulic conductivity estimation from borehole Stoneley wave transmission and reflection data // SPWLA 37th
Annual Logging Symposium. 1996, June 16-19, Abstr. Log Analyst. 1996. V. 37. №2.
145. Dipole and quadrupole borehole seismic transducer: Пат. № 494480 Швеции, МКИ G01V1/40 / Tomas E.
146. Tosaya C., Nur A. Effects of diagenesis and clay on compressional velocities in rocks / Geophysical Research Letters. 1982. V. 9, № 1. P. 5-8.
147. Acoustic borehole televiewer: Пат № 5179541. США, МКИ G01V1/40 / Weido V.C.
148. Williams D.M. The acoustic log hydrocarbon indicator // SPWLA 31th
Annual Logging Symposium. 1990, paper V. P. 1-22.
149. Williams el. al. Continues acoustic logging in slow formations examples and problems //33th
SPWLA Annual Logging Symposium. 1992, paper D.
150. Wu P. Methods for processing sonic data. EP: Заявка № 0162786, МКИ GO IV1/40.
151. Wu X., Wang K. Estimation of permeability from attenuation of the Stoneley wave in a borehole/ SEG / Denver'96 : SEG Int. Expo, and 66th
Annual Meet., Denver, Goto, 1996, November 10-15. V. 1 // Tulsa (Oklahoma), 1996. C.BG3.7.
152. Willie M.R.J., Gregory A.R., Gardner L.W. Elastic wave velocities in heterogeneous and porous media // Geophysics. 1956. V. 21. № 1. P. 41-70.
153. Xu S., White R. Poro- elasticity of clastic rocks: a unified model // SPWLA 36th
Annual Logging Symposium in Paris. 1995, June 26-29, paper V.
РИС. 1
. СХЕМАТИЧЕСКОЕ ИЗОБРАЖЕНИЕ ПАКЕТОВ ВОЛН, РАСПРОСТРАНЯЮЩИХСЯ В СКВАЖИНЕ:
а - при невозможности идентификации волн, вступающих после первого периода S волны [131]; б - при допущении распространения волн Лэмба в столбе скважинной жидкости [5]; в - в открытой скважине [120]; г - в обсаженной скважине при условии частичного цементирования [9]
РИС. 2
. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЙ ИНТЕРВАЛЬНЫХ ВРЕМЕН (
D
T) И ВРЕМЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ СУЩЕСТВОВАНИЯ ВОЛН ЛЭМБА, ПРОДОЛЬНОЙ, ПОПЕРЕЧНОЙ, СТОУНЛИ; ИДЕНТИФИКАЦИЯ ТИПОВ ВОЛН, ЗАРЕГИСТРИРОВАННЫХ В ОБСАЖЕННОЙ СКВАЖИНЕ:
а - анализируемый пакет упругих волн; б - временное поле локальных максимумов коэффициентов корреляции
РИС. 3
. СХЕМЫ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ЗОНДОВ АК:
а - трехэлементный; 6 - компенсированный с дополнительным третьим приемником ПЗ; в - с антенной монопольных приемников; г - с антеннами монопольных и диполыных приемников; д - сканер с вращающимся совмещенным преобразователем И-П; е - сканер с 8 электронно опрашиваемыми преобразователями И-П; Короткий зонд И-П, расположенный за пределами измерительного зонда, предназначен для измерения скорости упругой волны в жидкости, заполняющей скважину; 1 - электронная схема прибора; 2 - акустический изолятор; И, ИМ - монопольный излучатель; П, ПМ - монопольный приемник; ИД - дипольный излучатель; ПД - дипольный приемник; И-П - преобразователь, совмещающий функции излучателя и приемника
РИС. 4
. СХЕМАТИЧЕСКОЕ ИЗОБРАЖЕНИЕ ДИАГРАММ НАПРАВЛЕННОСТИ ИЗЛУЧАТЕЛЯ И ПРИЕМНИКА КОЛЕБАНИЙ (ВВЕРХУ) И КОЛЕБАТЕЛЬНОГО СМЕЩЕНИЯ ЧАСТИЦ ИССЛЕДУЕМОЙ СРЕДЫ (ВНИЗУ) ПРИ ВОЗБУЖДЕНИИ УПРУГИХ ВОЛН МОНОПОЛЬНЫМИ (А), ДИПОЛЬНЫМИ (Б) И КВАДРУПОЛЬНЫМИ (В) ИЗЛУЧАТЕЛЯМИ
РИС. 5
. СООТНОШЕНИЕ МЕЖДУ ВОЗМОЖНЫМ КОЛИЧЕСТВОМ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КАНАЛОВ И СКОРОСТЬЮ КАРОТАЖА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ СКОРОСТИ ПЕРЕДАЧИ ДАННЫХ ПО ЛИНИИ СВЯЗИ ПРИ ШАГЕ ОЦИФРОВКИ 4 МКС И ВРЕМЕННОМ ИНТЕРВАЛЕ ОЦИФРОВКИ 4 МС
РИС. 6
. СОПОСТАВЛЕНИЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ЗАВИСИМОСТЕЙ МЕЖДУ
D
T И КП
(КРИВЫЕ 1-4) [103, 106, 136, 152] С ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫМИ ЗАВИСИМОСТЯМИ (КРИВЫЕ 5-10), ПОЛУЧЕННЫМИ ДЛЯ КОЛЛЕКТОРОВ КОНКРЕТНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СТРАНЫ [48]
Таблица 1
Типы упругих волн, распространяющихся в твердых средах и на их границах
| № |
Типы волн |
Обозначение |
Среда распространения |
Вектор колебания частиц |
Формула для определения скорости |
Примечания |
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
| 1 |
Продольная |
Р |
Неограниченная среда |
В направлении распространения волны |
В газе и жидкости: vp
В твердом теле: vp
Групповая скорость равна фазовой |
К – модуль объемного сжатия; G – модуль сдвига; s - плотность среды |
| 1.1 |
Продольная головная |
РЖ
|
Вдоль границы полупространства (вдоль стенки скважины) |
То же |
То же |
Регистрируется в скважине. Сокращенное обозначение - Р |
| 2 |
Поперечная (сдвиговая) |
S |
Неограниченная твердая среда |
Перпендикулярно направлению распространения волны |
vs
Групповая скорость равна фазовой |
|
| 2.1 |
Поперечная головная |
РЖ
|
Вдоль границы полупространства (вдоль стенки скважины) |
То же |
То же |
Регистрируется в скважине. Сокращенное обозначение – S |
| 3 |
Поверхностные |
Граница (поверхность) твёрдой среды с другими средами; граница, твёрдого полупространства с твёрдым или жидким слоем или с системой таких слоев. Затухают при удалении от границы |
Два класса: с вертикальной и горизонтальной поляризацией. Если толщина слоев h <<l, то движение частиц и волн с вертикальной поляризацией в полупространстве примерно такое же, как у рэлеевских волн, а фазовая скорость стремится к vr
|
h – толщина слоя (слоев); l - длина волны; VR
|
||
| 3.1 |
Рэлея |
R |
Вблизи свободной границы твёрдого тела. Затухает с глубиной: на глубине l плотность энергии равна 0,05 плотности энергии у поверхности |
Поверхностная волна с вертикальной поляризацией. Движение частиц по эллипсам, большая полуось которых перпендикулярна поверхности, а малая параллельна направлению распространения волны |
vR
Распространяется без дисперсии скорости. Групповая скорость равна фазовой |
v - коэффициент Пуассона |
| 3.2 |
Затухающая волна рэлеевского типа (волна Рэлея) |
R |
На границе твёрдого тела с жидкостью, если vr
|
Поверхностная волна с вертикальной поляризацией. Движение частиц, как у волны Рэлея. Непрерывно излучает энергию в жидкость, образуя в ней неоднородную волну. Коэффициент затухания на длине волны равен ~0,1 |
Фазовая скорость равна vr
|
v ж
|
| 3.3 |
Незатухающая волна (волна Стоунли) |
St |
На границе твёрдого тела с жидкостью |
Поверхностная волна с вертикальной поляризацией. Состоит из слабо неоднородной волны в жидкости, амплитуда которой медленно убывает при удалении от границы, и двух (продольной и поперечной) сильно неоднородных волн в твердом теле. Движение частиц и энергия волны локализованы, в основном, в жидкости |
v St
|
|
| 3.4 |
Волна Стоунли |
St |
Нa границе двух твёрдых сред с близкими значениями плотностей и модулей упругости. Энергия сосредоточена в двух граничных слоях толщиной ~l |
Поверхностная волна с вертикальной поляризацией. Состоит как бы из двух волн Рэлея |
vs
|
|
| 3.5 |
Волна Лява |
На границе твёрдого полупространства с твёрдым слоем. Глубина проникновения в полупространство изменяется от долей l. до многих l в зависимости от толщины слоя h, частоты со и параметров сред. При h->0 глуби- на проникновения стремится к бесконечности, и волна переходит в поперечную объемную |
Поверхностная волна с горизонтальной поляризацией. Деформация представляет чистый сдвиг |
Фазовая скорость заключена в пределах между скоростями S волны в слое и полупространстве. Распространяется с дисперсией скорости: фазовая скорость зависит от частоты. При малой толщине слоя, когда wh/vs
|
vS
|
|
| 4 |
Нормальные волны в пластине |
Твердая пластина (слой) со свободными границами (wh << vs
|
Удовлетворяют уравнениям теории упругости и граничным условиям на поверхности пластины. В большинстве случаев условия сводятся к отсутствию механических напряжений на поверхностях |
|||
| 4.1 |
Волны Лэмба |
L |
В направлении распространения волны и перпендикулярно плоскости пластины. Делятся на 2 группы: симметричные и антисимметричные. В тонкой пластине (wh<< vs
|
|||
| 4.1.1 |
Продольная волна Лэмба |
L |
- |
Симметричная волна Лэмба нулевого порядка в тонкой пластине (wh “ v s
|
VL
Фазовая и групповая скорости равны |
v - коэффициент Пуассона; vр
|
| 4.1.2 |
Изгибная волна |
- |
Антисимметричная волна Лэмба нулевого порядка в тонкой пластине (wh “ v s
|
Фазовая скорость vизг
= (Eh2
w0.5
Обладает дисперсией скорости: Vизг
h/l=104
|
Е - модуль Юнга; s - плотность; v - коэффициент Пуассона; l - длина продольной волны Лэмба |
|
| 4.2 |
Поперечная нормальная волна в пластине |
Симметричная волна нулевого порядка. Движения частиц параллельны плоскости пластины и перпендикулярны направлению распространения |
Фазовая и групповая скорости равны VS
|
|||
| 5 |
Нормальные волны в стержне |
Твердый тонкий стержень со свободными границами: wd<<VS
|
Удовлетворяют уравнениям теории упругости и граничным условиям на поверхности пластины. Подразделяются на 3 типа: продольные, изгибные и крутильные. На низких частотах (wd<< VS
|
w - частота; d – диаметр стержня; VS
|
||
| 5.1 |
Продольная волна в стержне |
Аналогична симметричной волне Лэмба в пластине. Смещение частиц в направлении распространения волны и небольшие поперечные смещения из-за эффекта Пуассона |
vp
|
Е – модуль Юнга; s - плотность |
||
| 5.2 |
Изгибная волна в стержне |
Аналогична антисимметричной волне Лэмба в пластине. Смещения частиц перпендикулярны оси стержня |
v = (Еr2
Обладает дисперсией скорости. Групповая скорость в 2 раза больше фазовой |
Е - модуль Юнга; r - радиус инерции поперечного сечения стержня; s - плотность; w - частота |
||
| 5.3 |
Крутильная волна в стержне |
Волна, в которой поперечные сечения стержня поворачиваются как целое на некоторый угол относительно оси |
Vкр
|
G - модуль сдвига; s - плотность; VS
|
||
| 6 |
Плоская волна в слое или трубе, заполненной газом или жидкостью |
P0
|
Слой или труба с жесткими стенками, заполненные жидкостью или газом |
В направлении распространения волны. Плоская волна, такая же, как в неограниченном массиве |
Vp
|
К - модуль объёмного сжатия; s - плотность |
Таблица 2
| ПРИБОРЫ АК МАССОВОГО ПРИМЕНЕНИЯ
|
||
| Характеристики прибора |
Расчетные параметры |
Решаемые задачи |
| • Компенсированный измерительный зонд |
• Dtp
|
• Корреляция и расчленение разрезов |
| • Определение пластовых скоростей Р волны |
||
| • Частота излучения - 20 - 25 кГц |
• Dap
|
|
| • Излучатели - пьезокерамические или магнитострикционные кольца (цилиндры) |
• Идентификация литологии |
|
| • Ар
|
• Определение ёмкости пород с межзерновой (гранулярной) пористостью, выделение коллекторов |
|
| • Приёмники – пьезокерамические сферы |
• Фазокорреляционные диаграммы (ФКД) |
|
| • Определение глинистости пород |
||
| • Короткие зонды - 0,9-1,0 м |
• Dts
|
|
| • Базы зондов 0,5-0,61 м |
При благоприятных условиях
|
|
| • Оцифровка данных в приборе (зарубежные СП) или на поверхности (отечественные СП) |
• as
|
•
|
| • Выделение трещиноватых пород |
||
| • AS
|
||
| • Скорость каротажа более 500 м/с |
• Оценка вторичной пористости |
|
| СКАНИРУЮЩИЕ ПРИБОРЫ АК ДЛЯ ОТКРЫТЫХ СКВАЖИН
|
||
| Характеристики прибора |
Расчетные параметры |
Решаемые задачи |
| Совмещенный вращающийся преобразователь "излучатель-приёмник" |
• Полное (круговое) изображение поверхности ствола скважины (обсадной колонны) |
• Определение соотношения песчаник / аргиллит в тонкослоистых интервалах |
| Частота излучения - 250-400 кГц |
||
| Цифровая телеметрия |
• Детальный профиль ствола скважины (обсадной колонны) |
• Выделение трещин, пустот, размывов ствола скважин, прогнозирование прихватоопасных интервалов |
| Скорость каротажа - 180-500 м/ч |
||
| • Расчет углов наклона пластов |
||
ХАРАКТЕРИСТИКИ СКАНЕРОВ АК ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ОТКРЫТЫХ СКВАЖИН
| Фирма, организация |
Модификация и тип прибора |
Преобразователь |
Эксплуатационные характеристики |
Диаметр скважины, мм |
Вспомогательные устройства |
Источник (литература) |
|||||
| Тип |
Частота, кГц |
Диаметр, мм |
Длина, м |
Т, ºС |
Р, МПа |
Масса, кг |
|||||
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
| Schlumberger |
BTT BTT* |
ПК |
45; 86 |
3,8; 7,0 |
177; 260 |
114; 172 |
52; 194 |
51-457 |
139 |
||
| Halliburton |
CAST CAST |
ПК |
380 |
92 |
4,0 |
190 |
138 |
114 |
102-432 |
141 |
|
| Western Atlas International |
CBIL 1665XA |
ПК |
250 |
92 |
3,0 |
160 |
103 |
82 |
81 |
||
| Robertson Geologging Ltd |
ПК |
500 |
45 |
2,1 |
23 |
67-150 |
79 |
||||
| НПО "Геофизика" |
CAT-2 |
ПК |
1000 |
100 |
4,5 |
120 |
60 |
130 |
125-350 |
68 |
|
| CAT-4 |
ПК |
1000 |
100 |
4,0 |
120 |
80 |
100 |
125-350 |
Датчик VЖ
|
68 |
|
| НПП "ВНИИГИС" |
ABK-42 |
ПК |
900 |
42 |
2,0 |
120 |
60 |
20 |
60-200 |
21 |
|
Таблица 3
ХАРАКТЕРИСТИКА ПРИБОРОВ АК МАССОВОГО ПРИМЕНЕНИЯ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ОТКРЫТЫХ СКВАЖИН
| Фирма, организация |
Модификация и тип прибора |
Измерительный зонд |
Эксплуатационные характеристики |
Диаметр скважин, мм |
Комплексируемые приборы, кабель |
Источник (литература) |
||||||||||||||
| Конструкция зонда |
Излучатели (И) |
Приёмники (П) |
Диаметр, мм |
Длина, м |
Т, ºС |
Р, МПа |
Масса, кг |
|||||||||||||
| Тип |
Количество |
Частота, кГц |
Расстояние между И и П, м |
Тип |
Количество |
Расстояние s между П, м |
||||||||||||||
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
||
| Schlumberger |
BHC SLT(J-S)* |
К |
ПК |
2 |
ПК |
2 |
43-92 |
4,4-8,8 |
177-260 |
114-172 |
52-194 |
51-457 |
139 |
|||||||
| Halliburton |
BSDT-A |
К |
МС |
2 |
25 |
0,915 |
МС |
2 |
0,61 |
92 |
8,7 |
177 |
127 |
235 |
108-380 |
ГК(С), ИК, НК, ГГКП |
104 |
|||
| Computalog |
BSC BSC* |
К |
2 |
0,915 |
ПК |
2-4 |
0,11-0,6 |
89 |
4,9 |
177 |
103 |
ГК, ДС, 2ИК, БК-3, МК |
92 |
|||||||
| LSS LSS |
Т |
2 (между И) |
2,44 |
2 |
0,61 |
102 |
7,6 |
177 |
138 |
92 |
||||||||||
| Western AtlasInternational |
АС 1603-1607* |
Т |
1 |
2 |
70-98 |
2,9-7,2 |
232 |
138-172 |
75-133 |
81 |
||||||||||
| ACL 1609+1604 |
К |
2 |
2 |
98 |
8,8 |
232 |
138 |
217 |
81 |
|||||||||||
| CGG |
DBHCS |
К |
Ц |
2 |
20 |
0,915 |
2 |
0,61 |
89 |
4,4 |
177 |
138 |
ГК, ПС, ИК, ГГКп и др. |
96 |
||||||
| НПЦ "Тверьгеофизика" |
АК-П |
К |
МС |
2 |
20;12 |
2,0 |
ПК |
6 |
0,2 |
90 |
11,3 |
120 |
80 |
216 |
140- |
ИК |
70 |
|||
| АК-73П |
К |
МС |
2 |
1,1 |
ПК |
2+1 |
0,4 |
73 |
5,8 |
120 |
100 |
300 |
ИК |
70 |
||||||
| АВАК-7 |
Т |
МС Д |
3 |
20; 8 2,5 |
1,5 |
ПК Д |
2+2 |
0,5 |
90 |
ИК |
25 |
|||||||||
| НПФ "Геофизика" |
МАК-2* |
Т |
1 |
20 (15) |
1,0 |
2 |
0,5 |
73 (100) |
3,85 |
120 |
80 |
100-300 |
68 |
|||||||
| МАК-3 |
Т |
1 |
15 |
1,5 |
2 |
0,5 |
100 |
4,46 |
120 |
80 |
120-500 |
68 |
||||||||
| МАК-4 |
Т |
1 |
23 |
0,75 |
2 |
0,5 |
60 |
4,2 |
120 |
80 |
60 |
75-150 |
68 |
|||||||
| МАК-5 |
К |
МС |
2 |
23 |
1,0 |
ПК |
2 |
0,5 |
60 |
5,0 |
120 |
80 |
70 |
75-220 |
68 |
|||||
| МАК-7 |
К |
2 |
1,0 |
ПК |
2 |
0,5 |
73 |
5.0 |
120 |
80 |
90 |
146-300 |
ГК, НК, ГГКЛП (в составе УРАЛ-100) |
4 |
||||||
| НПО "Нефтегеофизприбор" |
АК-5* |
К |
МС |
2 |
1,0 (10,5 м между И) |
2 |
0,5 |
90 |
5,0 |
150 |
100 |
150 |
120-400 |
ГК, НК, ЭК Одножильный |
53 |
|||||
| АК-4* |
Т |
МС |
1 |
1,5 |
2 |
0,5 |
90 |
5,0 |
175 |
120 |
150 |
|||||||||
| 90 |
5,9 |
150 |
100 |
80 |
120-400 |
Одножильный |
53 |
|||||||||||||
Примечания. Измерительные зонды: Ц – цифровой; К – компенсированный; Т – трёхэлементный; электроакустические преобразователи: МС – магнитострикционный; ПК – пье-зокерамический; звездочкой обозначены приборы, имеющие несколько вариантов с разными эксплуатационными характеристиками. Пропуски в таблице свидетельствуют об отсутствии у авторов официальных данных.
Таблица 4
| ПРИБОРЫ АК ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ПОЛНОГО ВОЛНОВОГО СИГНАЛА
|
||
| Характеристики прибора
|
Расчетные параметры
|
Решаемые задачи
|
| • Многоэлементный зонд с антеннами: - монопольных приёмников; - дипольных приёмников, в том числе с ортогональным расположением относительно друг друга • Широкая полоса частот монопольных излучателей (1,0-20 кГц) • Низкие частоты (0,5-3 кГц) дипольных излучателей • Широкополосные приёмники (0,5-30 кГц) • Привязка данных к магнитному меридиану • Большие длины зондов (до 5-8 м), короткие (0,05-0,1 м) расстояния между приёмниками • Цифровая телеметрия |
• Dtp
• aр
• Ар
• Dts
• то же в диапазоне 220-1000 мкс/м дипольным зондом • as
• Аs
• DtST
• АST
• Фазокорреляционные диаграммы (ФКД) • Те же параметры в обсаженной скважине |
• Корреляция и расчленение разрезов • Определение пластовых скоростей Р и S волн • Идентификация литологии • Определение ёмкости пород с межзерновой (гранулярной) пористостью, выделение коллекторов • Выделение трещиновато-кавернозных пород • Оценка вторичной пористости • Оценка анизотропии пород и преимущественного направления естественных трещин • Определение глинистости пород • Расчет коэффициентов упругости (прочностных свойств пород) • Выделение интервалов напряженного состояния пород • Расчёт параметров гидроразрывов, прогнозирование и контроль направлений развития трещин гидроразрыва • Выделение проницаемых интервалов • Количественная оценка насыщенности коллекторов • Оценка качества цементирования обсадных колонн |
Таблица 5
ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИБОРОВ АК ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ВСЕХ ТИПОВ ВОЛН
| Фирма, организация |
Модификация и тип прибора |
Измерительный зонд |
Эксплуатационные характеристики |
Диаметр скважин, мм |
Комплексируемые приборы |
Источник сведений |
||||||||||||
| Конструкция зонда |
Излучатели (И) |
Приёмники (П) |
Диаметр, мм |
Длина, м |
Т,°С |
Р, МПа |
Масса, кг |
|||||||||||
| Тип |
Количество |
Частота, кГц |
Расстояние между И и П, м |
Тип |
Количество |
Расстояние s между П, м |
||||||||||||
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
| Schlumberger |
Array-S SDT* |
АП |
Ц |
ПК |
2 |
12(4-18) |
2,44 |
ПК |
8(+2) |
0,15 |
92 |
7,0 10,8 |
177 |
138 |
164-250 |
117-457 |
СП серии MAXIS |
139 |
| DSI DSST-A |
АП |
Ц |
ПК Д |
1+2 |
8-30; 0,01-5 |
2,75; 3,4 |
ПК, Д |
8+ (4+4) |
0,15 |
92 |
15,5 |
177 |
138 |
250 |
120-445 |
139 |
||
| Halliburton |
FWS FWST |
АП |
Ц |
ПК |
1 |
15 |
3,05 |
ПК |
4 |
0,305 |
92 |
16,2 |
204 |
138 |
210 |
114-508 |
СП серии EXCEL 2000 |
104 |
| -"- |
АПОД |
Ц |
-"- |
-"- |
-"- |
5,33 |
-"- |
-"- |
-"- |
– "– |
18,5 |
-"– |
-"- |
-"- |
– "- |
104 |
||
| АП |
Ц |
ПК |
2 |
17 (1,5-30) |
0,91 |
ПК |
6 |
0,61; 0,15 |
70 |
260 |
172 |
120 |
84 |
|||||
| FWS LFDT |
АП |
Ц |
ПК, Д |
1+1 |
15; 1,5 |
2,83 |
ПК, Д |
4+4 |
0,305 |
92 |
9,6 |
177 |
103 |
239 |
127-356 |
104 |
||
| Computalog |
DAT400 |
АП |
Ц |
ПК |
2 |
1-20 |
0,91 |
ПК |
8+2 |
0,15-0,6 |
86 |
8,6 |
204 |
138 |
168 |
СП серии 400 |
92 |
|
| Western Atlas International |
DAC 1670MA/ PA |
АП |
Ц |
ПК |
2 (через 0,61 м) |
1-15 |
1,83 |
ПК |
12 |
0,152 |
95 |
12,3 |
204 |
138 |
278 |
114 |
81 |
|
| -"- |
АПОД |
Ц |
-"- |
_ " _ |
_"_ |
3,66 |
-"- |
_"_ |
_ “ _ |
_ ” |
14,1 |
-"- |
-"- |
-"- |
-"- |
81 |
||
| MAC 1668 |
АП |
Ц |
ПК, д |
2+2 |
2-15; 1-3 |
2,44 |
ПК, Д |
8+ (4+4) |
0,152 |
92 |
10,7 |
190 |
138 |
318 |
114-533 |
81 |
||
| CGG |
EVA |
АП |
Ц |
МС |
4 (через 0,25 м) |
1-25 |
1,0 |
ПК |
12 |
1,0 |
102 |
18,0 |
300 |
ГК |
96 |
|||
| НПЦ "Тверьгеофизика" |
АКМБ |
АП |
МС |
2 |
20; 12 |
1,5; 2 |
ПК |
11 |
0,05 |
90 |
5,9 |
120 |
120 |
100 |
115-450 |
70 |
||
| НПП ВИС |
AKM-200 |
АПОД |
ПК |
2 |
1,5-25 |
2-10 |
ПК |
16 |
0,05 |
90 |
11-21 |
200 |
120 |
200 |
115-400 |
52 |
||
| AKM-60 |
АПОД |
2 |
2-25 |
2 |
ПК |
7 |
0,10 |
60 |
5-11 |
150 |
100 |
85-400 |
52 |
|||||
| НПО "Нефтегеофизприбор" |
AK-6* |
АП |
ПК |
1 |
3,0 |
ПК |
4 |
0,2 |
90 90 |
8,0 8,5 |
150 175 |
100 120 |
200 200 |
120-400 |
Одножильный |
53 |
||
| АКД8 |
АП |
Ц |
ПК |
1 |
11(1-20) |
2,4 |
ПК |
8 |
0,1 |
76 |
4,7 |
120 |
100 |
125-400 |
53, 16,61 |
|||
Примечания. Измерительные зонды: Ц - цифровой; АП – с антенной приемников; АПОД - с антенной приемников, особо длинный; электроакустические преобразователи: МС - магнитострикционный; ПК - пьезокерамический; Д – дипольный; звездочкой обозначены приборы, имеющие несколько вариантов с разными эксплуатационными характеристиками.
Таблица 6
| ПРИБОРЫ АКУСТИЧЕСКОЙ ЦЕМЕНТОМЕТРИИ
|
||
| Характеристики зонда
|
Расчетные параметры
|
Решаемые задачи
|
| • Компенсированный • Основная частота излучения – 20 кГц • Широкополосные приёмники (5-30 кГц) • Короткие зонды - 0,7-1,2 м • Регистрация полных волновых пакетов • Цифровая телеметрия в новых приборах |
• DtK
• Dtп
• Фазокорреляционные диаграммы |
• Определение высоты подъёма цемента • Степень заполнения затрубного пространства цементом • Количественная оценка сцепления цемента с обсадной колонной • Оценка сцепления цемента с породами на качественном уровне • Выделение в цементе вертикальных каналов и интервалов газонасыщенного цемента • Определение толщины обсадной колонны и интервалов её коррозии • Определение местоположения муфт и центраторов обсадной колонны |
Характеристики сканеров АК, предназначенных для решения задач цементометрии
| Фирма, организация |
Модификация и тип прибора |
Конструкция зонда |
Эксплуатационные характеристики |
Диаметр скважин, мм |
Комплексируемые приборы |
Источник сведений |
|||||
| Количество преобразователей |
Частота И, кГц |
Диаметр, мм |
Длина, м |
Т, ºС |
Р, МПа |
Масса, кг |
|||||
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
| Schlumberger |
USI USI |
1 |
86 |
6,7 |
177 |
138 |
172 |
102-340 |
139 |
||
| СЕТ-C E/G/J |
8 |
270-650 |
86 |
5,2-5,5 |
177 |
138 |
103-116 |
114-180 |
ГК, ЛМ, АКЦ |
139 |
|
| СЕТ-В D/H/F |
8 |
270-650 |
102 |
6,0-6,4 |
177 |
138 |
133-146 |
140-342 |
ГК, ЛМ, АКЦ |
139 |
|
| Halliburton |
PEL |
8 |
280-650 |
86 |
4,2 |
177 |
138 |
98 |
114-244 |
||
| Western Atlas International |
SBT 1424хА |
6+2 Микрозонды (И-П) |
20 |
86 |
7,6 |
177 |
138 |
158 |
114-406 |
ГК, ЛМ, 2НК |
81,140 |
Таблица 8
| ПОВЕРКА И КАЛИБРОВКА ПРИБОРОВ АК
|
||
| Уровень поверочных средств |
Зарубежные фирмы (на примере Halliburton) |
Отечественные организации |
| Первичные средства |
Контрольная скважина (Test well) |
|
| УПАК-1, УПБ-АК, УПГ-1, УП-1, (МУ 41-06-081-87; МУ 41-06-017-82) |
||
| Вторичные средства |
Аттестованный отрезок трубы |
Аттестованный отрезок трубы или металлической ленты |
| Контроль в процессе исследований |
Незацементированный участок обсадной колонны |
Незацементированный участок обсадной колонны |
Таблица 9
Диапазон изменений скоростей распространения v и значения интервальных времён DtCK
продольной и поперечной волн в минеральном скелете для основных минералогических комплексов
| Порода |
Плотность минерала, г/см3
|
Vp
|
Dtск р
|
vs
|
Dtск s
|
vр
|
| Песчаник крепко сцементированный |
2,65-2.71 |
3700-5500 |
170 |
2300-3400 |
260 |
1,5-1,6 |
| Песчаник слабо сцементированный (рыхлый) |
2,65-2.71 |
2800-4500 |
182 |
1750-2800 |
290 |
1,6 |
| Аргиллит, консолидированный (Н>2000 м) |
2,3-2,74 |
3000-4200 |
270 |
1,7-1,9 |
||
| Аргиллит(глина), плохо консолидированный (Н<2000 м) |
1,2-2,4 |
1550-3000 |
330 |
|||
| Известняк |
2,71 |
3800-6250 |
155 |
1950-3300 |
312 |
1,9 |
| Доломит |
2,87 |
4400-7400 |
142 |
2500-4100 |
256 |
1,8 |
| Ангидрит |
2,97-3,07 |
6000-5600 |
167 |
297 |
1,78 |
|
| Гипс |
2,32 |
5400-5600 |
178 |
334 |
1,87 |
|
| Галит |
2,16 |
4420-5130 |
214 |
2500-2920 |
342 |
1,6-1,8 |
| Сильвит (KCI) |
1,94 |
4300-5200 |
225 |
1630-2160 |
444 |
2,0-2,5 |
| Вода пресная |
1,0-1,05 |
1550- |
- |
- |
- |
|
| Вода минерализованная |
1,05-1,24 |
-1720 |
- |
- |
- |
|
| Нефть |
0,80-0,90 |
1290 |
800 |
- |
- |
- |
| Газ (метан) |
1,29 10'3
|
2330 |
430 |
- |
- |
- |
ТАБЛИЦА 10
| ВЫРАЖЕНИЯ ДЛЯ РАСЧЕТА ДИНАМИЧЕСКИХ МОДУЛЕЙ УПРУГОСТИ
|
||
| Наименование модуля (коэффициента) |
Физическая суть модуля (коэффициента) |
Аналитическое выражение |
| Коэффициент Пуассона v |
Соотношение между поперечной и продольной деформациями при продольном сжатии. Определяет способность породы передавать напряжение и деформацию в горизонтальном направлении |
Dts
|
| 2(Dts
|
||
| Модуль упругости (Юнга) Е |
Соотношение между напряжением и деформацией при одноосном (вертикальном) усилии |
E=a*2s*(1+ v)/Dts
|
| Модуль сдвига G |
Соотношение между напряжением и деформацией сдвига |
G = as /Dts
|
| Модуль сжатия К |
Соотношение между изменениями объема и давления в трехмерном пространстве (модуль "объемного сжатия") |
К = аs(1+v)/3Dtp
|
| Коэффициент бокового распора Кv
|
Характеризует долю радиального напряжения от общей геостатической нагрузки (боковая составляющая вертикального напряжения) |
Kv = V / (1 - V) |
* а – коэффициент, учитывающий размерность величин
Таблица 7
, а
ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИБОРОВ АКУСТИЧЕСКОЙ ЦЕМЕНТОМЕТРИИ
| Фирма, организация |
Модификация и тип прибора |
Измерительный зонд |
Эксплуатационные характеристики |
Диаметр скважин, мм |
Комплексируемые приборы, кабель |
Источник сведений |
|||||||||||||
| Конструкция зонда |
Излучатели (И) |
Приёмники (П) |
Длина, м |
Т, ºС |
Р, МПа |
Масса, кг |
|||||||||||||
| Тип |
Количество |
Частота, кГц |
Расстояние между И и П, м |
Тип |
Количество |
Расстояние s между П, м |
|||||||||||||
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
|
| Schlumberger |
СВТ СВТ |
К |
Ц |
ПК |
2 |
0,73 |
ПК |
3 |
0,305 |
5,8 |
177 |
138 |
141 |
86-340 |
ЛМ, ГК(С), НК, Инкл |
139 |
|||
| Halliburton |
CBL CBL* |
177 |
138 |
139 |
|||||||||||||||
| Western Atlas International |
BAL 1423ХА |
К |
2 |
20 |
0,76 |
ПК |
3 |
0,305 |
5,5 без ц. |
177 |
138 |
104 |
ЛМ, ГК, НК |
81 |
|||||
| CBL 1415, ..17, ..56 |
Т |
1 |
20 |
0,915 |
ПК |
2 |
0,61 |
6,3-8,2 |
177 260 |
1381 76 |
89 |
81 |
|||||||
| CBL 1416ХА |
Д |
1 |
28 |
1,22 |
1 |
5,7 |
232 |
172 |
27 |
81 |
|||||||||
| Computalog |
CBL 2TX-3RX |
К |
2 |
20 |
0,76 |
3 |
0,305 |
6,5 |
177 |
138 |
140 |
92 |
|||||||
| CBL 1TX-2RX |
Т |
1 1 |
0,915 0,915 |
2 2 |
0,61 0,61 |
4,9 |
177 177 |
138 138 |
ЛМ, ГК, НК, АК-ск. |
92 |
|||||||||
| 1T-1R* |
Д |
1 |
1 |
177 |
35-138 |
ТК, НК |
92 |
||||||||||||
| CGG |
DCBL |
К |
ПК |
1 |
20 |
0,915 |
ПК |
3 |
0,305 |
3,0 |
177 |
138 |
ЛМ, ГК, НКТ |
96 |
|||||
| НПЦ "Тверьгеофизика" |
АКЦ-5 |
К |
МС |
2 |
20 |
0,7 |
ПК |
3 |
0,4 |
5,2 |
150 |
100 |
102-340 |
ГК, ЛМ, НК |
70 |
||||
| АК-42 |
Т |
МС |
1 |
30 |
1,0 |
ПК |
2 |
0,5 |
3,3 |
120 |
80 |
30 |
60-200 |
70 |
|||||
| НПФ "Геофизика" |
МАК-6 |
К |
2 |
1,2 |
2 |
0,5 |
5,4 |
120 |
80 |
100 |
200-500 |
ГК, ЛМ, 2НК |
4 |
||||||
| ВАРТА |
Т |
МС |
2 (через 0,25 м) |
ПК |
1 |
4,2 |
120 |
60 |
83 |
ГК, ЛМ, АШ, ГГЦ, 2НК, Т |
42 |
||||||||
| МАК-2 |
Т |
МС |
1 |
1,0 |
2 |
0,5 |
73 |
3,9 |
150 |
120 |
85 |
100-320 |
42 |
||||||
| МАК-3 |
Т |
МС |
1 |
1,5 |
2 |
0,5 |
100 |
4,5 |
120 |
80 |
95 |
245-508 |
42 |
||||||
| НПО "Нефтегеофизприбор" |
ИКЦ-1М |
Т |
2 |
0,8 |
1 |
0,5 |
60 |
2,1 |
150 |
100 |
25 |
100-300 |
АШ, Т |
||||||
| ВНИИГИС |
АКЦ-НВ-48 |
Т |
2 (через 0,25 м) |
26; 13 |
1,75 |
ПК |
1 |
0,25 (между И) |
48 36 |
3,8 |
120 |
60 |
30 |
60-250 |
21 |
||||
| НПП ВИС |
АКЦМ-60 |
К |
2 |
2-25 |
2,0 |
2 |
0,5 |
60 |
6,2 |
150 |
100 |
85-300 |
|||||||
| GeoSYS |
УЗБА-21А |
Т |
МС |
2 |
20 |
1,0 |
МС |
1 |
0,5 |
80 |
40 |
130 |
80 |
86 |
90-300 |
||||
Примечания. Измерительных зондов: Ц - цифровой; К – компенсированный; Т - трёхэлементный; Д – двухэлементный; электроакустических преобразователей: МС - магнито-стрикционный; ПК – пьезокерамический.