Развитие технологий акустических исследований в нефтегазовых скважинах (стр. 2 )

В его составе блок оцифровки ВС и управления записью и регистратор «Триас» (геофизический блок и накопитель на магнитной ленте «Триас»). Блок оцифровки – устройство, содержащее аналогово-цифровой преобразоваразрядный АЦП серии 1107ПВ2), блок коммутации и выработки управляющих сигналов, устройство сжатия волнового сигнала, блок оперативных запоминающих устройствах (ОЗУ).

Цифровые массивы волновых сигналов (2048 байт) накапливались в оперативном запоминающем устройстве и регистрировались на магнитную ленту дополнительно к массиву каротажных аналоговых кривых (64 байта) акустического каротажа.

Для расширения динамического диапазона регистрации (ДДР) автором разработан способ и устройство сжатия волнового сигнала (ВС). Алгоритм сжатия иллюстрирован на рис. 2.2.

Он реализован электронно-цифровым устройством с тремя ступенями сжатия ВС. Алгоритм реализации следующий: если абсолютные значения амплитуды какой-либо фазы ВС превысили контрольный уровень +/- 64 ед АЦП, значения следующих фаз сигнала уменьшаются по амплитуде в 2 ра-за. Максимальное сжатие сигнала – 8 раз. Сжатый сигнал восстанавливался при его считывании программой обработки. Диапазон регистрации ВС расширен с 42 до 60 дб и составил в пересчёте на единицы АЦП +/- 1024 ед.

Сжатием волнового сигнала решены три задачи:

1) обеспечено определение затуханий продольных волн в диапазоне до 42 дб, что уже соответствует метрологическим требованиям к уровню акусти-ческого контроля цементирования; 2) обеспечена регистрация всего комплекса акустических волн – продольных, поперечных и гидроволн; 3) сохранён объём каждой зоны на уровне 2048 байт и реализован щадящий режим записи данных на магнитную ленту.

C 1991 по 1994 год под руководством и с участием автора изготовлены и установлены в полевые партии семь цифровых гибридных регистраторов волновых сигналов «Триас». В результате на обработку поступало множество массивов волновых сигналов, зарегистрированных при контроле цементирования скважин и при исследованиях низкопористых карбонатных отложений. Благодаря этому оттестированы и усовершенствованы средства обработки волновых сигналов для решения как исследовательских, так и производственных задач, проведено обучение интерпретаторов приемам обработки ВС для определений параметров продольных волн, решения задач АКЦ, выделения приточных зон.

В итоге, определения всех необходимых для интерпретации параметров акустических волн перенесены в базовые условия и тем самым снижены временные и трудовые затраты на полевые исследования, повышено качество контроля цементирования, обеспечено решение геологических задач (выделение проницаемых зон в НПК-разрезах, определение упругих свойств пород и др.).

2-й этап (1996 г.). Модернизация действующих регистраторов каротажных данных «Триас» в компьютерные геофизические станции – накопитель на магнитной ленте был заменён на персональный компьютер РС АТ. Модернизация выполнена посредством электронного устройства-коммутатора и управляющей программы, разработанных соискателем. Результат – полная компьютеризация процесса полевых акустических исследований, повышение надёжности, качества и точности АК-исследований.

3-й этап (1996, 1999, 2002 гг.) – разработка по ТЗ соискателя 3-х вариантов компьютерных регистраторов «Umniк» третьего поколения с динамическим диапазоном регистрации волновых сигналов – 72 дБ. Их основа – многофункциональные промышленные программно-управляемые АЦП ЛА-2 и ЛА-2ТМ (2-ой вариант) производства фирмы Центр АЦП «Руднев-Шиляев». Назначение – решение новых исследовательских задач. Для этого автором разработан специальный формат «Umniк». В формате заложен широкий диапазон применения регистратора при акустических исследованиях (стандартный АКЦ, ВАК, волновая шумометрия, акустическое телевидение, глубинное АК-зондирование, межскважинные исследования с накоплением данных и т. д.).

Выводы: с 1989 по 2002 гг. поэтапно разработаны и изготовлены всё более совершенные регистраторы волновых сигналов акустического каротажа, использованные для выполнения научных и производственных исследований. В результате определения интерпретационных акустических параметров перенесены в базовые условия, сокращены временные, трудовые и материальные затраты на скважинные исследования. Также обеспечена возможность цифровой регистрации и обработки изображений стенки скважины и волновых сигналов новых видов и методов акустических исследований.

Разработка программных средств и методического обеспечения

обработки волновых сигналов

Необходимость разработки программных средств обработки волновых сигналов определялась требованиями оперативного решения производственных и научно-исследовательских задач акустических исследований. Первая версия программ обработки волновых сигналов – программа «Экспресс». Разработана по техническому заданию соискателя в период с 1989 по 1994 гг. [1, 3, 25].

Рис.2.3. Схема обработки и интерпретации данных

волнового акустического каротажа

Основные структурные блоки программы обработки данных (рис. 2.3):

1)  оценка качества зарегистрированного ВС;

2)  построение кинематических и динамических параметров продольных, поперечных волн, гидроволн, средних амплитуд волнового сигнала, увязка глубин с ГИС, расчёт интерпретационных параметров;

3)  построение параметров акустического контроля состояния контакта цементного камня (ЦК) с колонной (амплитуд и затуханий волн по колонне и породе), увязка их глубин с кривыми ГИС;

4)  формирование заключений, планшетов для вывода и печать твёрдых копий.

В разработанных программных средствах обработки реализован интерактивный режим обработки волновых сигналов. Благодаря этому точность определений времён пробега волн приближается к предельно возможной, если нет на то объективных причин (например, пропадание фаз волн в сложнопостроенных, сильно кавернозных и трещиноватых зонах).

Построения параметров 1-х вступлений всех типов волн и параметров акустического контроля контакта ЦК с колонной велись с наблюдением волнового сигнала (или фазокорреляционных диаграмм) и редактированием местоположения получаемых кривых первых вступлений для каждого типа волны, местоположения фиксированного окна для определения характеристик волн по колонне. Это обеспечило точное определение характеристик различных типов волн как в открытых, так и в обсаженных стволах скважин, а также параметров акустического контроля состояния контактов ЦК с обсадными колоннами.

Необходимая часть программного обеспечения для обработки цифровых данных ГИС – программы расчёта количественных интерпретационных параметров. В 90-х годах получили распространение программы-интерпретаторы формул типа «Сфера» и «Lexx». Для обработки результатов акустических исследований автором составлены алгоритмы расчёта интерпретационных параметров (коэффициентов пористости по АК, коэффициентов приточности, модулей Юнга, коэффициентов Пуассона, коэффициентов бокового распора и т. д.). В результате начаты системные работы по решению задач выделения низкопористых коллекторов в карбонатных разрезах и определения упругих свойств пород [3-6, 25].

В период с 1996 по 2000 год разработаны и внедрены в цикл производственных и исследовательских работ следующие версии программных средств обработки волновых сигналов: «WSPS» (2-я версия), «ГИС-Акустика» (3-я версия) и «ГИС-АКЦ» (4-я версия) [1, 3-6, 9, 17-19, 27]. Наиболее совершенная программа – «ГИС-АКЦ». С её помощью решаются задачи полуавтоматического формирования текстовых и графических заключений АКЦ и графических планшетов результатов обработки ВС по открытому стволу. Она применяется при акустических исследованиях в открытом стволе и в обсаженных скважинах, в том числе для обработки снимков акустического телевизора.

По мере готовности программы «ГИС-Акустика» и «ГИС-АКЦ» ( гг.) и методические приёмы обработки ВС как при акустическом контроле цементирования, так и при исследованиях открытого ствола, внедрены с участием соискателя на предприятиях Западной Сибири (, трест «Сургутнефтегеофизика», , ПФ «Севергазгеофизика» и др.) и восточноевропейской части России (, «Геофизика», -геофизика», , ) и др. [1, 3-6, 9, 25, 27].

Выводы: разработаны высокоразрешающие компьютеризированные средства цифровой регистрации и обработки волновых сигналов АК и данных других акустических методов. Благодаря этому открыты дополнительные информационные возможности для применения новых акустических методов и решения широкого круга научных и производственных задач акустических исследований.

Глава 3. АКУСТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В НИЗКОПОРИСТЫХ

КАРБОНАТНЫХ РАЗРЕЗАХ

Период восьмидесятых-девяностых годов известен открытием ряда уникальных продуктивных объектов на севере Пермской области, приуроченных к низкопористым карбонатным (НПК) коллекторам. Продуктивность ряда объектов оказалась существенно выше, чем можно было предполагать по расчётной емкости коллектора, а обьем добытой нефти со временем превысил подсчитанные запасы.

Пример – Уньвинское месторождение. Исходные усредненные характеристики продуктивной толщи по данным, утвержденным Государственным комитетом по подсчёту запасов на 1987 год:

1) мощность пласта – 8,2 м;

2) средняя пористость < 10%;

3) начальные извлекаемые запасы – 1355 тыс. тонн.

В 1988 г. при плане добычи нефти 80 тыс. тонн добыто 288 тыс. тонн. Уже в 1992 г. добыты все начальные извлекаемые запасы. К июлю 2005 года накопленная добыча составила 3366 тыс. тонн.

В чём причина аномальности добычи, что является источником нефти при кажущейся низкой ёмкости этих месторождений? Возможные варианты: 1) резервуаром нефти за счёт кавернозных структур, стилолитовых швов и пронизывающих её множественных трещин является вся толща пород; 2) развитые трещинные системы связывают добывающие скважины с отдалёнными резервуарами нефти; 3) сочетание первых двух вариантов.

Придает низкопористым коллекторам уникальные качества и, в первую очередь, аномально высокую продуктивность, вторичная пористость. К вторичной пористости относят пористость, связанную с кавернозностью и трещиноватостью. Наибольший вклад в проницаемость коллекторов вносят трещинные структуры. Благодаря трещинам, связывающим толщу по вертикали и горизонтали, коллектором-резервуаром становится вся НПК-толща.

(1981) разработана классификация коллекторов с вторичной пористостью с учетом существования пустот трех типов (межзерновая пористость, каверны, трещины; карст отнесен к кавернам, стилолиты - к трещинам).

Под термином «относительный удельный вес» подразумевается, что максимальные значения межзерновой пористости, кавернозности и трещиноватости в известняках, соответственно, составляют 20, 10, 1%.

По этой классификации к низкопористым коллекторам относятся кавернозно-трещинный и трещинный типы. Автор не выделяет в отдельный вид чисто кавернозный тип коллектора, поскольку считает маловероятным образование кавернозности без системы трещин или сильно развитой межзерновой пористости и предполагает, что близкой к кавернозному коллектору можно считать рифогенную породу.

Таблица1

Относительный удельный вес пустот

Тип коллектора	Межзерновые поры	Трещины	Каверны
1. Поровый	Большой	Весьма незначительный	Весьма незначительный
2. Порово-трещинный	Большой	Средний, большой	Весьма незначительный
3. Порово-кавернозно-трещинный	Большой	Средний, большой	Средний, большой
4. Порово-кавернозный	Большой	Весьма незначительный	Средний, большой
5. Кавернозно-трещинный	Незначительный (<5%)	Средний, большой	Средний, большой
6. Трещинный	Весьма незначительный	Большой	Весьма незначительный

В разделе 5 (кавернозно-трещинный тип коллектора) нами сделано уточнение в объеме содержания межзерновой пористости: объёму «незначительный» определена пористость менее 5% (табл. 1). К кавернозно-трещинным коллекторам отнесены пласты с межзерновой пористостью менее 5% и суммарной пористостью не более 8%.

Таким образом, к низкопористым карбонатным (НПК) коллекторам по данной классификации относятся кавернозно-трещинные (сложнопостроенные) и трещинные коллекторы.

Для успешности разработки НПК-коллекторов необходимо знание их строения, их распространённости и протяженности по площади, присутствия вертикальной трещиноватости в зоне, близкой к ВНК, и т. д.

Из-за неэффективности стандартного комплекса ГИС для выявления низкопористых коллекторов необходимы дополнительные методы. С их помощью должны решаться задачи определения местоположения и строения коллекторов, оценки их проницаемости, а также выявления зон вертикальной и субвертикальной трещиноватости (в 1-ю очередь вблизи ВНК). Это позволит выбрать оптимальные место и способ вскрытия пластов для исключения обводнения продукции.

В рамках стандартных подходов в качестве дополнительных применяются методы: 1) испытания НПК-толщ испытателем пластов на трубах; 2) закачка в интересующие пласты растворов разной проводимости и затем определение характера изменений их сопротивлений; 3) нормализация кривых методов электрического и нейтронного каротажей.

Первые два метода достаточно затратны и при эксплуатационном бурении не применяются. При применении буровых растворов на солевой основе эффективен для выявления НПК-коллекторов третий метод, но при этом остаётся неизвестным строение коллектора.

Для выделения низкопористых коллекторов и полноценного их изучения на площадях севера Пермской области разработан оптимальный комплекс акустических методов: акустический каротаж по приточным зонам (АКПЗ), акустический телевизор (САТ), глубинное акустическое зондирование (ГАКЗ). Представляет интерес АКПЗ как метод, использующий для выделения проницаемых низкопористых интервалов достаточно простую технологию и стандартную акустическую скважинную аппаратуру. При отлаженной технологии исследований он может применяться в комплексе производственных исследований бурящихся скважин.

САТ применяется для выделения в разрезе пород трещинных, кавернозных зон, для изучения строения приточных зон, выделенных по данным АКПЗ, и выявления вертикальной и субвертикальной макротрещиноватости.

Метод ГАКЗ может применяться в комплексе с методами АКПЗ-САТ как средство уточнения строения НПК-отложений и выявления множественной вертикальной и субвертикальной трещиноватости. Метод ГАКЗ опробован на ряде площадей Пермской области и подтвердил свои потенциальные возможности.

Акустический каротаж по приточным зонам (АКПЗ),

разработка аппаратуры и методики исследований

Возможности АКПЗ при выделении сложнопостроенных зон связаны с влиянием неоднородности пород (трещин и кавернозности) на величину регистрируемой средней амплитуды (или полной энергии) полного волнового сигнала. Регистрация значений амплитуд (энергии) выполняется во временном окне, содержащем продольные, поперечные волны и волны семейства гидроволн.

и (1991) введена количественная мера оценки степени неоднородности пород без дифференциации на трещины и кавернозность, названная коэффициентом затухания энергии волнового сигнала.

Для реализации способа ими использовано уравнение энергии акустического сигнала вида:

, (1)

где Е – энергия (интенсивность) сигнала, принятого приёмником;

Еизл.– энергия (интенсивность) сигнала, возбуждённого излучателем в околоскважинной среде около излучателя и направленная в сторону приёмников;

Z – акустическое сопротивление околоскважинной среды;

= тр + кав – коэффициент затухания (или диссипации) сигнала из-за трещиноватости и кавернозности среды;

R – длина зонда прибора;

n – коэффициент радиального рассеяния сигнала.

Уравнение содержит, кроме коэффициента затухания , ещё две неизвестных величины Z и n. Определение, например, Z проблематично, поскольку для этого требуется знать плотность пород и интервальные времена пробега продольных и поперечных волн. Кроме того, акустическое сопротивление среды для разных типов волн будет разным и неясно, какое же волновое сопротивление следует использовать при расчётах.

Для исключения этих неопределённостей нами была взята за основу другая модель исследуемой среды. Она представляет собой волновод, включающий в себя скважину и околоскважинную среду. Околоскважинная среда – цилиндрический слой толщиной около 0.5 м. С некоторым приближением считаем, что волна – плоская как в скважине, так и в цилиндрическом слое.

В этом случае определение коэффициента затухания средней амплитуды (коэффициента приточности Ке) возможно проводить посредством регистрации и обработки средних амплитуд всего пакета волн.

Согласно справочным данным (, , 1974), уравнение средней амплитуды при рассеянии сигнала в среде имеет вид:

Аизм=Аизл  , (2)

где Аизл. – стартовая амплитуда акустического сигнала, возбуждённого излучателем в околоскважинной и скважинной среде около излучателя и движущегося в сторону приёмников;

– коэффициент затухания сигнала из-за пористости, трещиноватости и кавернозности среды (в плотном опорном пласте коэффициент = 0);

R – длина зонда прибора;

Аизм – измеряемая амплитуда сигнала.

С целью нормировки амплитуд в интервале исследований выбирается опорный пласт плотных известняков без трещин и кавернозности, отличающийся максимальными значениями Аоп и минимумом времени пробега продольной волны.

Нормировкой текущих значений амплитуд к амплитудам в опорном пласте получаем:

Аизм / Аоп = . (3)

После преобразования и логарифмирования (2) получаем выражение для вычисления коэффициентов рассеяния () или приточности (Ке):

Ке = =1/ R * ln (Аоп/ Аизм), неп/м. (4)

Для исключения влияния межзерновой пористости на расчётные значения Ке вводим поправочный коэффициент:

Кпопр = (dtpоп/ dtpтек), (5)

где dtpоп и dtpтек - значения интервальных времён пробега продольных волн, соответственно, в опорном пласте и в интервалах измерений.

Таким образом, коэффициент приточности:

Ке=(1/R)* ln ((Кпопр)* ( Аоп/ А изм )); неп/м. (6)

Выражение (6) работает точнее, чем выражение (4) в связи с тем, что в вычисляемые значения Ке исключается вклад межзерновой составляющей в пористости пород, так как, распространяясь по скелету кавернозно-трещин-ного коллектора, продольная волна фиксирует в интервальном времени влияние именно межзерновой составляющей в его структуре.

Сложный коллектор является проницаемым (приточным) при значениях Ке > 0.22 Нп/м, неоднозначно приточным – при Ке от 0.11 до 0.22 Нп/м и неприточным – при Ке < 0.11 Нп/м.

Эффективность метода АКПЗ оценена в ходе опытно-методических работ, выполненных в период с 1992 по 1996 гг. на месторождениях севера Пермской области. Работы велись большей частью в скважинах эксплутационного бурения. Оценка реальной продуктивности приточных зон проводилась при их испытаниях в колоннах. В ходе исследований набрана достаточная статистика для оценки работоспособности метода приточности [1, 3-7, 10].

В результате анализа данных по ряду площадей (Сибирской, Уньвинской, Юрчукской, Логовской, Северной, Шершнёвской и др.) установлено, что приточные зоны (с Ке>0.22Нп/м) содержат, наряду с трещиноватостью, мелкой, средней кавернозностью, также и крупнокавернозные структуры. Этот вывод подтвержден результатами изучения разреза приточных зон скважинным акустическим телевизором.

Вклад трещинных структур в значения коэффициента приточности остается неопределенным и трудноучитываемым из-за весьма большого разнообразия типов трещин и величины их раскрытия. Вертикальные и одиночные трещины произвольного наклона дают меньший вклад в коэффициент приточности. Закономерной связи между величинами притоков и значениями Ке не отмечено. Причинами этого явления могут быть сложность коллектора и его сильная изменчивость по простиранию (по АК изучается ближняя зона), несовершенство технологии бурения, перфорации и освоения низкопористых сложнопостроенных карбонатных коллекторов, напряжённое состояние прискважинной зоны пласта и т. д.

Практический пример выполнения исследований по этой технологии – выделение зон приточности в низкопористых турне-фаменских отложениях, вскрытых скважинами № 000 и № 000 Уньвинской площади (рис. 3.1).

С 1992 по 1996 гг. проведены исследования турнейско-фаменских отложений в 78 скважинах. Испытаны в колонне 53 объекта, проведены исследования профилей притоков в 14 скважинах. Эффективность метода АКПЗ, рассчитанная по низкопористым карбонатным отложениям C1t+D3fm на основании сопоставления данных АК с результатами испытания в колонне и исследованиями расходометрией, следующая:

- коэффициент подтверждаемости заключений составил 95% (из 22 пластов, отличающихся значениями Ке > 0.22 Нп/м и рекомендованных для испытания в колонне, промышленный приток нефти не получен только в одном случае);

-  коэффициент удачи по объектам, характеризующимся значениями Ке  от 0.11 до 0.22 Неп/м  (зона неоднозначности), составил 84% (из 19 пластов в 16 получены промышленные притоки нефти, в трех - непромышленные).

По результатам работ метод АКПЗ введен в состав обязательного комплекса ГИС в скважинах, бурящихся в Пермском крае. АКПЗ может применяться для исследований потенциально продуктивных низкопористых карбонатных разрезов в других регионах.

Рис. 3.1. Результаты испытаний зон приточности

в скважинах № 000 и № 000 Уньвинского месторождения

Несмотря на достаточно высокую эффективность, метод выделения приточных зон обладает определёнными недостатками. В частности, остаётся неизвестным строение приточных зон, метод не чувствителен к вертикальной и субвертикальной трещиноватости пород. Существует также непропорциональность получаемых притоков величинам коэффициентов приточности. Очевидно, что причина непропорциональности – присутствие развитой субвертикальной и вертикальной трещиноватости.

Таким образом, одна из важнейших задач исследований НПК-разрезов – задача выделения субвертикальной и вертикальной трещиноватости пород. Эта трещиноватость обеспечивает проницаемость продуктивной толщи по вертикали и по горизонтали и тем самым открывает пути для движения флюида к интервалу перфорации и по вертикали и по горизонтали. Именно она является причиной аномально высокой продуктивности скважин, причём весьма продолжительной. Подтверждением этого являются результаты испытаний в колонне НПК-отложений ряда скважин (скв. 36 Уньвинская – 100 т/сут, 1980 г.; скв.71 Северная – 60 т/сут, 1994 г.; скв.79 Б-Пашня – 40 т/сут, 2004 г.) и примеры длительной эксплуатации низкопористых турне-фаменских продуктивных пластов Уньвинской, Юрчукской, Сибирской, Логовской и других площадей Соликамской депрессии.

О средствах выявления трещиноватости НПК - пород

Для выявления трещин в разрезе используют прямые и косвенные методы исследований. Прямые методы – наблюдение и фотографирование фото - и телевизионными камерами, сканирование трещинных структур акустическими и электрическими сканерами. Косвенные признаки существования трещин – аномальное поведение кривых сопротивлений пород, аномальные притоки флюида при испытаниях НП-отложений и др.

Методы фотографирования требуют прозрачности раствора и, соответственно, специальной подготовки скважины.

Для выявления трещинных структур ведущими геофизическими фирмами (например, Schlumberger, 1988) используются различные сканирующие методы, том числе электрические сканеры. Проведение работ для оценки их эффективности, конечно, требует больших затрат.

Из сканеров на месторождениях севера Пермской области с 1979 года нами эффективно применяется акустический сканер – скважинный акустический телевизор (САТ).

По снимкам САТ выявляются макротрещины (раскрытием свыше 0.3 см) любой густоты и направления (включая и вертикальные) и кавернозность диаметром 1 см и более. С учётом эффекта расширения размеров трещин при разбуривании и промывке буровым раствором (обламывания и размывания краёв) можно ожидать, что разрешающая способность телевизора по выявлению трещин может доходить до миллиметра. Трещины могут иметь раскрытие до десятков сантиметров, а в отдельных случаях и до единиц метров (скв.154 Красновишерской пл.).

Снимки САТ фиксируют трещины, кавернозность в состоянии, близком к имевшемуся до проходки скважины. По керну же, если трещины протяжённые с раскрытием свыше 1-3 мм и присутствием раздробленных пород, их реальное раскрытие и положение в разрезе пород определить трудно. Реальный пример: точную привязку керна, даже при его 100% отборе, в низкопористых отложениях скважине № 79 пл. Б-Пашня удалось сделать только по снимкам САТ [1, 23].

На рис. 3.2. представлен снимок интервала испытаний кровельной части турне-фаменских отложений скважины № 36 Уньвинской площади (приток около 100 т/сут). Наибольшая часть притока нефти приурочена к наклонным трещинам (наклон до

Вертикальные и субвертикальные (с наклоном больше 700) трещины выделяются по данным САТ относительно редко (обнаружены в скв.127 Голубятская пл., скв.114 Уньвинская пл., скв. 279 Уньвинская пл., скв.13-РГ Григорьевской пл.). Это, очевидно, является следствием того, что весьма мала вероятность попадания скважины в субвертикальные и вертикальные трещинные структуры. Но из этих данных можно сделать и другой вывод: если при относительно редких исследованиях САТ всё же фиксируются вертикальные и субвертикальные трещины – их образование в карбонатных толщах довольно распространенное явление.

В комплексе геофизических методов изучения НПК-отложений акустический телевизор как средство визуального изучения строения разреза пород играет уникальную роль и является источником исключительно важной и многомерной информации. Именно с помощью САТ открыта закономерность формирования и размещения трещиноватости в НПК-толщах. В результате появился инструмент прогнозирования местонахождения проницаемых трещинных зон в НПК-разрезах. Благодаря открытию этой закономерности возможны доразведка разрабатываемых НПК-месторождений путем переобработки данных ГИС и получение дополнительной нефти за счёт дострела неохваченных разработкой участков продуктивных пластов [1, 11, 13, 16, 34].

Из этого очевидно, что акустические методы, позволяющие выделять субвертикальную и вертикальную макро и микротрещиноватость и реализующие значительную глубинность исследований, весьма перспективны.

Глубинное акустическое зондирование

Односкважинный метод глубинного АК-зондирования (ГАКЗ) для изучения околоскважинного пространства на дальности до 100 и более метров предложен [28]. Цель – выявление неоднородностей и оценка нефтенасыщенности пород методом отраженных волн. Для его реализации нами разработана аппаратура «Геовизор» с направленным преобразователем, выполняющим функции и излучателя, и приёмника ( гг.).

Испытаниями прибора в различных скважинных условиях (открытые и обсаженные стволы) получены дальности зондирования до 70 и более метров.

В низкопористых карбонатных (НПК) разрезах установлена сильная изменчивость сигнала по разрезу, сложность спектра частот (от 1 до 2.5 кгц) и отсутствие корреляции получаемых данных с разрезом пород.

С целью изучения неоднородностей типа приточных зон и выявления вертикальной и субвертикальной трещиноватости в 2002 году соискателем разработан вариант ближнего (до 2-3 м) зондирования. Метод назван глубинным акустическим зондированием ближним (ГАКЗб) [1, 28].

Радиальная неоднородность низкопористых карбонатных (НПК) пород связана с их сложным строением, кавернозностью, присутствием вертикальной и субвертикальной множественной трещиноватости [1, 12, 30-32]. Актуальность выявления зон открытой субвертикальной и вертикальной трещиноватости в низкопористом разрезе очевидна, поскольку она обеспечивает проницаемость продуктивной толщи по вертикали и по горизонтали и, в том числе емкость коллектора.

Исследования в скважинах Озёрной площади показали существование корреляции получаемых с помощью ГАКЗ данных с материалами комплекса ГИС и АКПЗ. Сопоставления получаемого по ГАКЗ параметра Кg (коэффициента радиальной неоднородности карбонатных пород) показали работоспособность метода. Коэффициент Кg вычисляется в тех же единицах, что и коэффициент приточности Ке, соответственно, критерии выделения сложнопостроенных и трещинных зон по данным параметра Kg аналогичны критериям выделения приточных зон по [30].

Изучение характеристик пород ведётся акустическими волнами, распространяющимися, соответственно, при АКПЗ – вдоль оси, при ГАКЗ – перпендикулярно. Отсюда вытекает необходимость комплексирования этих методов для всестороннего решения задачи выделения низкопористых коллекторов и в том числе для оценки содержания вертикальной трещинной составляющей в их составе [1, 12, 31].

Работоспособность нового метода установлена на примерах исследований в открытом стволе (Озёрная, скв. 437; Аптугайская, скв. 35 и др.) и в обсаженной скважине (Широковская, скв. 1). Работы выполнены в комплексе с исследованиями методом АКПЗ.