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.

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 (v_s>v_Ж). 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 v_s<v_Ж . 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 v_ж; 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 39^th 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 37^th Annual Logging Symposium. 1996, June 16-19, paper FF.

85. Baffin A., Sutherland A. Permeability from waveform sonic data in the Otway basin // SPWLA 37^th 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 36^th 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 36^th 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 38^th 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 36^th 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 31^th Annual Symposium. 1990, paper L.

108. Hornby B.E., Pasternack E.G. Analysis of full-waveform sonic data acquired in unconsolidated gas sands // SPWLA 39^th 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 39^th 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 66^th 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) // 12^th 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 27^th Annual Logging Symposium in Houston. 1986, June, paper AAA.

\1Q.Minear J.W., Fletcher C.R. Full-wave acoustic logging //CWLS- SPWLA 24^th 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 66^th 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 36^th 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 // 16^th 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 38^th 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 39^th 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 36^th 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 21^s1 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 37^th 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 31^th 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 39^th Annual Logging Symposium. 1998, May 26-29, Abstr. Log Analyst, 1998. V. 39. №2.

143. Smolen J.J. Cased hole logging - A perspective // SPWLA 27^th 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 37^th 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 31^th Annual Logging Symposium. 1990, paper V. P. 1-22.

149. Williams el. al. Continues acoustic logging in slow formations examples and problems //33^th 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 66^th 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 36^th Annual Logging Symposium in Paris. 1995, June 26-29, paper V.

 

 

РИС. 1 . СХЕМАТИЧЕСКОЕ ИЗОБРАЖЕНИЕ ПАКЕТОВ ВОЛН, РАСПРОСТРАНЯЮЩИХСЯ В СКВАЖИНЕ:

а -